Откройте актуальную версию документа прямо сейчас
Если вы являетесь пользователем интернет-версии системы ГАРАНТ, вы можете открыть этот документ прямо сейчас или запросить по Горячей линии в системе.
Вход
Купить систему ГАРАНТ
Получить демо-доступ
Узнать стоимость
Информационный банк
Подобрать комплект
Семинары
- Главная
- Решение Саратовской городской Думы от 19 февраля 2009 г. N 37-410 "Об утверждении Инвестиционной программы ОАО "Волжская ТГК" по развитию системы теплоснабжения города Саратова на период с 01.04.2009 по 31.12.2013" (отменено)
- Приложение. Инвестиционная программа ОАО "Волжская ТГК" по развитию системы теплоснабжения г. Саратова на период с 01.04.2009 по 31.12.2013
- Приложение N 1. Состояние схемы тепловых сетей ОАО "Волжская ТГК" и анализ резерва тепловой мощности теплоисточников: СарГРЭС, СарТЭЦ-1, СарТЭЦ-2, СарТЭЦ-5 в г. Саратове
Приложение N 1. Состояние схемы тепловых сетей ОАО "Волжская ТГК" и анализ резерва тепловой мощности теплоисточников: СарГРЭС, СарТЭЦ-1, СарТЭЦ-2, СарТЭЦ-5 в г. Саратове
Приложение N 1
Состояние схемы тепловых сетей ОАО "Волжская ТГК" и анализ резерва тепловой мощности теплоисточников: СарГРЭС, СарТЭЦ-1, СарТЭЦ-2, СарТЭЦ-5 в г. Саратове
Краткая характеристика города
Город Саратов - один из крупнейших городов России, центр субъекта Российской Федерации - Саратовской области.
Саратов - один из ведущих индустриальных центров в России.
Город Саратов расположен на правом берегу реки Волга. Общая площадь городских земель составляет 38197 га. Рельеф города сложный, со склонами к рекам, с оврагами, с большим перепадом высот.
Климат района континентальный.
Климатические условия в городе (по СНиП 23-01-99 "Строительная климатология"):
- средняя температура наиболее холодной пятидневки (расчетная температура для проектирования отопления) - минус 27°С;
- средняя температура за отопительный период - минус 4,3°С;
- продолжительность отопительного периода - 183 суток.
Территория города разделена на шесть административных районов: Волжский, Кировский, Ленинский, Фрунзенский, Октябрьский, Заводской.
1. Общая характеристика существующего состояния теплоснабжения города от централизованных источников ОАО "Волжская ТГК"
В период 1992-2006 гг. произошли существенные изменения режимов работы теплоисточников и тепловых сетей города. Вследствие спада промышленного производства резко снизился отпуск промышленного пара от теплоисточников. Из-за снижения производства и политики строжайшей экономии постоянно снижались фактические тепловые нагрузки с горячей водой промышленных потребителей, что объективно приводило ко все увеличивающемуся разбалансу между договорной и фактической присоединенными нагрузками. К этому необходимо добавить проблемы с неплатежами за потребленное тепло, характерные для городов Поволжского региона, в том числе и для Саратова, вплоть до 2001 года. В результате этого в практике теплоснабжения температурный режим работы теплосетей все более определялся не действующими температурными графиками, а данными по реальным температурам в квартирах, условиями реализации тепла и возможностями по поставкам газа теплоисточникам.
При проектном температурном графике 150/70°С фактические максимальные температуры сетевой воды от всех теплоисточников в 90-е не превышали 90°С, вследствие чего имело место постоянное разрегулирование тепловых сетей с увеличением циркуляции. В 2001-2003 годах этот процесс был приостановлен и началось постепенное упорядочение режима работы тепловой сети. Из практики известно, что сохранение гидравлического режима тепловой сети, соответствующее температурному графику 150/70°С, возможно при поддержании максимальных фактических температур воды в отопительный период не ниже 120°С. По многим причинам выполнение этого условия было невозможным. Поэтому в 2003 году было принято решение о снижении расчетного графика работы тепловых сетей до 130/70°С. В дальнейшем регулировка теплосети осуществлялась исходя из этого графика. При этом с целью сохранения в будущем возможности возврата к проектному графику при реконструкции сетей все расчеты на прочность выполняются исходя из проектного графика. Для стабильного поддержания гидравлического режима работы теплосети по графику 130/70°С необходимо поддержание максимальных фактических температур сетевой воды в зимний период по крайней мере до 110°С.
Все источники работают каждый на свою зону теплоснабжения. Схема тепловых сетей в основном закольцована в пределах зон теплоисточников. Схема горячего водоснабжения от ТЭЦ-1 - закрытая, от остальных источников - смешанная. Степень открытости СарГРЭС - 0,75; ТЭЦ-2 - 0,5; ТЭЦ-5 - 0,7.
2. Описание текущего состояния и анализ работы теплоисточников
При разработке Инвестиционной программы на перспективу до 2013 г. в качестве исходного принципа принято сохранение состава основного оборудования (энергетических котлов, турбин, водогрейных котлов) и подключение новых потребителей за счет реализации имеющихся резервов тепловой мощности источников. Исходя из этого необходимо оценить предельные возможности ТФУ по отпуску тепла с горячей водой (в дальнейшем Q_yст(ГВ). Разница между Q_yст(ГВ) и Q_расч(TC) составит полный резерв станции по отпуску тепла.
Текущее техническое состояние оборудования станции и потребность в увеличении располагаемой тепловой мощности определяют необходимую степень использования резерва мощности ТФУ и устранения имеющихся разрывов между установленной (Q_уст(ГВ) и располагаемой мощностью.
2.1. Саратовская ГРЭС
Саратовская ГРЭС расположена на берегу р. Волга в центральной части города, в которой сосредоточены основные административно-хозяйственные, культурные и учебные учреждения города. ГРЭС расположена в нижней точке относительно подключенных к ней потребителей. Существующая зона теплоснабжения от ГРЭС характеризуется преобладанием потребителей тепла с отопительной нагрузкой.
Установленная электрическая мощность ГРЭС составляет 54 Мвт.
Установленная тепловая мощность ГРЭС составляет 475 Гкал/час, в том числе по горячей воде составляет 459 Гкал/час. Расчетная присоединенная нагрузка составляет 404 Гкал/час.
Схема горячего водоснабжения ГРЭС по проекту "открытая". В соответствии с принятой технической политикой ОАО "ВоТГК" с 2001 года все новые потребители тепла подключаются только по закрытой схеме. Ведется постоянная работа по переводу на закрытую схему и существующих потребителей. В настоящее время степень "открытости" тепловых сетей составляет около 0,75, то есть 25% нагрузки горячего водоснабжения присоединено по "закрытой" схеме.
Фактическая среднезимняя подпитка теплосети в сезоне 2006/07 гг. составила 760 т/час. Основной вид топлива для ГРЭС - природный газ, аварийный - мазут.
На станции установлено 9 паровых котлов с номинальной паропроизводительностью Д_н = 50-95 т/ч. Давление перегретого пара - 33-35 кгс/см2; температура перегретого пара 400-425°С.
Котел N 3 выведен из эксплуатации по техническому состоянию. В 2008 г. планируется замена котла на современный с такими же параметрами. При оценке возможностей ТЭЦ принято, что котел N 3 участвует в работе.
Паровые турбины ст. N 1, 3, 4, 5 работают в режиме противодавления. Турбина ст. N 2 реконструирована для работы в режиме ухудшенного вакуума. Конденсатор турбины ст. N 2 служит для подогрева воды для подпитки теплосети. Таким образом, вся вырабатываемая на ГРЭС электроэнергия вырабатывается на тепловом потреблении, т.е. наиболее экономичным способом.
Водогрейные котлы ПТВМ-100 (2 шт.) установлены в отдельном здании водогрейной котельной. Котел ПТВМ-100 производительностью 100 Гкал/час предназначен для покрытия пиковых теплофикационных нагрузок. Котел водотрубный, прямоточный, башенного типа. Котел работает в пиковом водогрейном режиме по двухходовой схеме. Расход сетевой воды через котел 2240 т/час. В свое время была выполнена реконструкция котлов с целью увеличения их надежности при работе на неумягченной воде. На 4-х горелках из 16-ти на каждом котле были отглушены газопроводы с сохранением дутьевых вентиляторов. Целью этого являлась подача холодного воздуха в верхнюю часть топки для охлаждения дымовых газов перед конвективным пучком, что снижает накипеобразование в трубах. При этом мощность водогрейного котла снизилась до 75 Гкал/час.
Описание теплофикационной установки (ТФУ)
Принципиальная схема существующей теплофикационной установки ГРЭС показана на рис. 1. Характеристика оборудования ТФУ станции приведена в табл. 1.
Таблица 1
|
Наименование характеристик |
N основного бойлера |
||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
|
Тип бойлера |
ПСВ-200-7-15 |
ПСВ-200-7-15 |
ПСВ-315-3-23 |
ПСВ-315-3-23 |
БО 350 |
БО-350 |
ПСВ-315-1423 |
ПСВ-315-1423 |
ПСВ-200-7-15 |
|
Поверхность нагрева, м2 |
200 |
200 |
315 |
315 |
350 |
350 |
315 |
315 |
200 |
|
Расход воды, м3/ч |
900 |
900 |
725 |
725 |
1100 |
1100 |
ИЗО |
ИЗО |
900 |
|
Тепловая мощность, Гкал/час |
24 |
24 |
39 |
39 |
31 |
31 |
39 |
39 |
24 |
Вследствие длительной эксплуатации бойлеры N 1, 2, 5, 6, 9 находятся в неудовлетворительном состоянии. Вследствие отглушения части трубок подогревателей их тепловая мощность снижена не менее, чем на 25%.
Все бойлеры по пару подключены к паропроводам пара 1,2 / 2,5 ата.
Таблица 2
|
Ст. N |
Тип насоса |
Производительность, м3/ч |
Полный напор м. вод. ст. |
|
Сетевые насосы | |||
|
1, 2, 4, 5 |
СЭ-800-100 |
0 |
90 |
|
3, 6, 7, 8, 10 |
Д-1250-125 |
1250 |
125 |
|
9 |
ЦН-1000-180 |
1000 |
180 |
|
Подпиточные насосы | |||
|
1, 2, 3, 4, 5 |
ЗВ-200-25 |
350 |
83 |
|
6 |
ЗВ-200-4 |
460 |
135 |
|
7, 8 |
Ц400/105 |
400 |
105 |
|
Конденсатные насосы бойлеров | |||
|
1, 3, 9 |
8КСД-10хЗ |
110 |
56 |
|
2 |
КД-153 |
140 |
57 |
|
4, 5 |
8КСД-5хЗ |
120 |
81 |
|
Подпиточные деаэраторы | |||
|
1 |
ДСА-200 |
200 |
|
|
2, 3 |
ДСА-300 |
300 |
|
|
4 |
ДСА-300 |
300 |
|
|
Баки-аккумуляторы | |||
|
1-3 |
|
V = 2000 м3 (каждый) |
|
Описание работы ТФУ (рис. 1)
ТФУ включает в себя одну ступень повышения давления (10 сетевых насосов) и две ступени подогрева сетевой воды. В первую ступень нагрева включены 9 бойлеров различных модификаций. По пару все бойлеры подключены к паропроводам 1,2 / 2,5 ата.
Во вторую ступень нагрева включены два водогрейных котла ПТВМ-100 с общей пропускной способностью 4500 т/час.
Установка подготовки подпиточной воды включает в себя:
- насосы сырой воды (НСВ);
- механические фильтры (МФ);
- установку омагничивания исходной воды (АМО);
- три атмосферных деаэратора;
- водо-водяные теплообменники (ВВТ - 1, 2, 3);
- пароводяные подогреватели (ПМВ 1-5) воды;
- три бака-аккумулятора Сигма V = 6000 м3 ;
- подпиточные насосы ПН 1, 2, 3, 6, 7;
- регулятор давления РД.
Обратная сетевая вода по трубопроводам ТМ1 - ТМ-4 (см. рис. 1) поступает в общий коллектор обратной сетевой воды, куда поступает также подпиточная вода.
"Рис. 1. Принципиальная схема ТФУ Саратовской ГРЭС"
Общий поток обратной воды проходит через грязевики Гр1-3 и поступает во всасывающий коллектор сетевых насосов.
После сетевых насосов сетевая вода проходит через бойлеры Б01-9, где нагревается до конечной или промежуточной температуры. После бойлеров вода подается в общий коллектор прямой сетевой воды и далее в трубопроводы прямой воды четырех магистралей.
При необходимости часть воды после бойлеров проходит через водогрейные котлы, где дополнительно подогревается. Два потока воды с различными температурами перемешиваются в общем коллекторе, и с одинаковой требуемой температурой вода поступает в магистрали. Величина циркуляции через водогрейный котел (ВК) регулируется регуляторами на обводных линиях.
Требуемое для подпитки количество воды забирается из р. Волга и насосами НСВ подается на механические фильтры (МФ). Далее очищенная вода нагревается в конденсаторе турбины N 1 до 15/20°С, проходит через установки омагничивания (АМО-1, 2) и через водо-водяные теплообменники (ВВТ), где нагревается за счет охлаждения деаэрированной воды атмосферных деаэраторов (ПД) до 50/60°С. Нагретая подпиточная вода при необходимости догревается в пароводяных подогревателях (ПМВ) и направляется в деаэраторы. Деаэрированная охлажденная до 70/75°С в ВВТ подпиточная вода поступает либо в баки-аккумуляторы (БА) либо подается подпиточными насосами (ПН) через регулятор РД в коллектор обратной сетевой воды. Максимальная температура воды после водогрейных котлов (ВК) составляет 130°С по условиям водно-химического режима.
Сетевая вода в город подается по четырем тепломагистралям: 1 / 4 выводы.
Характеристики тепломагистралей приведены в табл. 3.
Таблица 3
|
Тепломагистраль |
Диаметр трубопровода по территории станции, Д_у, мм |
Расход воды, т/час |
Скорость воды |
Давление воды (фактическое) |
|
|
Р_1, кгс/см2 |
Р_2, кгс/см2 |
||||
|
Вывод N 1 |
500 |
1100 |
1,53 |
8,5 |
3,5 |
|
Вывод N 2 |
400 |
800 |
1,76 |
8,5 |
3,5 |
|
Вывод N 3 |
800 |
3900 |
1,78 |
8,5 |
3,5 |
|
Вывод N 4 |
700 |
1700 |
1,24 |
8,5 |
3,5 |
Максимальные возможности Саратовской ГРЭС по отпуску тепла с горячей водой при установленном основном оборудовании (Q_уст(гв).
Возможности станции по отпуску тепла с горячей водой (Q_уст(гв) рассчитываются из общей структурной формулы энергетического баланса станции:
ГВ
Q = Q + Q - Q - Q - Q ,
уст ЭК ВК ЭЭ ПП СН
где:
Q , Q - соответственно установленная тепловая мощность
ЭК ВК энергетических и водогрейных котлов;
Q - максимальный расход тепла на выработку электроэнергии;
ЭЭ
Q - отпуск тепла в виде пара промышленным потребителям с
ПП учетом перспективы;
Q - расход тепла на собственные нужды станции и потери.
СН
Максимальное количество тепла теплофикационных отборов (Т-отборы ТГ - 1, 2 и выхлоп ТГ - 3, 4, 5), которое используется для отпуска тепла с горячей водой, составляет 248,4 Гкал/час
ГВ
Q = 259 - 0,1 - 10,5 = 248,4 Гкал/час,
т
где:
259 - количество тепла, полученное от Т-отборов турбин, Гкал/час;
0,1 - отопление ГРЭС, Гкал/час;
10,5 - собственные нужды и потери, Гкал/час.
G_п(ГВ) 41 - 5 - 0 - 7 = 29 т/час максимальное количество пара П-отборов турбин, которое может быть использовано для отпуска тепла с горячей водой. 41 - производительность П-отборов, где 5 т/час ожидаемая перспектива отпуска тепла на производство.
0 т/час ожидаемая перспектива отпуска тепла с технологической водой с использованием пара П-отбора.
7 т/час расход пара П-отбора на собственные нужды ГРЭС и потери.
Максимальное количество тепла, которое может быть отпущено с горячей водой при установленном основном оборудовании, составляет 516 Гкал/час.
ГВм ГВ ГВ -3
Q = Q + G х (i - i ) 10 + Q +
уст т п п k ВК
-3
+ (Сигма Д - Сигма Д )(i - i ) х 10 =
ном о пе пв
-3 -3
= 248,4 + 29 (720 - 115) х 10 + 200 + (620 - 545)(772 - 105) х 10 +
-3
+ 29 (720 - 115) х 10 = 516 Гкал/час,
где:
Q - теплопроизводительность водогрейных котлов, Гкал/час;
ВК
Сигма Д - суммарное количество пара, вырабатываемого энергетическими
ном котлами, т/час;
Сигма Д - суммарное количество пара, потребляемое турбинами, т/час;
о
i , i - энтальпия перегретого пара и питательной воды,
пe пв соответственно, ккал/кг
ГВ ГВ
Q = G х (i - i ),
п п п k
где:
i - энтальпия пара П-отбора;
п
i - энтальпия конденсата подогревателей.
k
Самым крупным источником тепла на ГРЭС является котел ПТВМ-100 (Q = 100 Гкал/час). При отключении самого крупного источника отпуск тепла должен быть не менее 87% от исходного (СНиП 41-02-2003, п. 5.4). Тогда
ГВ ГВм
Q = (Q - Q)/0,87 = (516 - 100)/0,87 = 475 Гкал/час.
уст уст
Существующие ограничения тепловой нагрузки, связанные с отпуском тепла - по 25 Гкал/час на водогрейных котлах, всего 50 Гкал/час.
Располагаемая тепловая мощность ГРЭС по отпуску тепла:
Q = 475 - 50 = 425 Гкал/час.
расп
Для определения возможностей ТФУ ГРЭС по циркуляции выполнен анализ работы ТФУ.
"Рис. 2. Температурный график работы теплосети"
Анализ работы ТФУ
На рис. 2 показан график работы теплосети по графику 130/70°С. Вместе с расчетным графиком, выполненным при условии расчетного расхода сетевой воды (синий), показан ожидаемый график (красный), выполненный с учетом:
- фактического среднего завышения t2 на 5°С из-за несоблюдения режима теплопотребления потребителями и разрегулировки теплосети;
- неготовности производителей и потребителей тепла к работе теплосети с температурой выше 110°С;
- практически установленной возможности поддержания расчетных температур в помещениях при пониженной температуре сетевой воды при температурах наружного воздуха ниже -10°С (режим закрытых форточек).
При расчетах режимов работы ТФУ температурный режим в зависимости от температур наружного воздуха будет далее рассчитываться исходя из ожидаемого температурного графика.
Расчетными величинами на рис. 3 являются только температуры и тепловые нагрузки. Весь гидравлический режим снят с фактического режима. Из 10-ти сетевых насосов в работе находятся 8. В каждой группе насосов имеется по одному резервному. Общий напор насосов ~ 10г/см, что равно паспортному напору насосов N 1, 2, 4, 5 типа СЭ 800-100. Насос N 9 типа СЭ 1000 x 180 работает во избежание перегрузки с прикрытой напорной задвижкой. При сохранении давления прямой сетевой воды P1 = 8,5 кг/см2 возможное увеличение циркуляции в соответствии с характеристиками насосов может составлять не более 600 т/час, т.е. до 7400 т/час. С учетом реальных возможностей бойлеры N 1, 2, 5, 6, 9 по теплу загружены полностью.
Запас тепловой мощности на бойлерах N 3, 4, 7, 8 составляет около 40 Гкал/час, в то время как общая загрузка всей бойлерной (226 Гкал/час) на ~70 Гкал/час меньше, чем возможности турбин и энергокотлов по пару 1,2 / 2,5 ата (с учетом работы РОУ 30/1,2).
Таким образом, при существующем состоянии оборудования ТФУ максимально возможная циркуляция может составить 7400 т/час, что соответствует расчетной присоединенной нагрузке:
max
Q = 400 х 7400/6800 приблизительно 435 Гкал/час.
расч.
Эту величину можно принять в качестве располагаемой тепловой мощности СарГРЭС
Q = 435 Гкал/час.
расч
Для возможности увеличения нагрузки выше этой величины необходимо выполнение реконструкции ТФУ.
2.2. Саратовская ТЭЦ-1
Саратовская ТЭЦ-1 расположена в Заводском районе г. Саратова. Административно ТЭЦ-1 входит в состав Саратовской ГРЭС.
Установленная электрическая мощность ТЭЦ составляет 22 МВт, установленная тепловая мощность составляет 258 Гкал/час, в том числе по горячей воде - 189 Гкал/час. Присоединенная нагрузка составляет 125 Гкал/час. Система теплоснабжения от ТЭЦ закрытая. Температурный график 130/70°С. Основным видом топлива для ТЭЦ является природный газ, аварийным - мазут. Для подпитки основного цикла имеется двухступенчатая Na-катионитовая установка производительностью 200 т/час. Для подпитки теплосети имеется одноступенчатая Na-катионитная установка производительностью 100 т/час и 1 деаэратор атмосферного типа.
Расход подпиточной воды составляет 50 т/час.
На ТЭЦ установлено 5 энергетических котлов, 3 турбины, водогрейный котел. Характеристика основного оборудования станции приведена в табл. 4.
Таблица 4
Характеристика основного оборудования
|
Энергетические котлы |
Турбины |
Водогрейные котлы** |
||||||||
|
Ст. N |
Тип |
Дном |
Ст. N |
Тип т/ч |
До, т/ч |
П-отб, т/ч |
Т-отб, Гкал/ч |
Ст. N |
Тип |
QOM.9 Гкал/ч |
|
Среднее давление |
|
|
|
|||||||
|
1 |
Стерлинг |
90 |
1 |
ПР-9-35/10/1,2 |
108 |
42 |
36 |
1 |
ПТВМ-100 |
100 |
|
2 |
Стерлинг |
90 |
2 |
ПР-9-35/10/1,2 |
108 |
42 |
36 |
|
|
|
|
3 |
Стерлинг |
90 |
3 |
Р-4-35/10 |
90 |
90 |
|
|
|
|
|
4 |
БКЗ 75/39 |
75 |
4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
5 |
БКЗ 75/39 |
75 |
5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Итого |
420 |
|
|
306 |
174 |
72 |
|
|
100 |
Все энергетические котлы ТЭЦ-1 работают под разряжением. Температура перегретого пара 420 / 440°С. Максимально допустимое давление в барабане котлов 36 / 39 кгс/см. Турбоагрегаты Ст1, 2 реконструированы для работы с противодавлением 1,8 кгс/см, турбоагрегат ТГ-3 реконструирован для работы с противодавлением 10 кгс/см. ТГ-3 длительное время выведена из эксплуатации в консервацию из-за отсутствия тепловых нагрузок.
Описание теплофикационной установки (ТФУ)
Принципиальная схема существующей ТФУ станции показана на рис. 3. Состав оборудования и техническая характеристика оборудования ТФУ приведены в табл. 5.
Таблица 5
|
Наименование параметров |
Ед. изм. |
Основные бойлеры N 1, 2, 3, ПСВ-200-7-15 |
Пиковые бойлеры N 1, 2 ПСВ-200У |
|
Основные бойлеры | |||
|
1. Поверхность нагрева |
м2 |
200 |
200 |
|
2. Макс. изб. давление в 2-трубной системе |
кгс/см |
14 |
14 |
|
3. Макс. изб. давление в корпусе |
кгс/см2 |
7 |
14 |
|
4. Макс. t пара |
°С |
250 |
250 |
|
5. Расход воды |
т/час |
900 |
800 |
|
6. Число ходов по воде |
|
2 |
2 |
|
7. Производительность |
Гкал/час |
67,5 |
67,5 |
|
8. Гидравлическое сопротивление |
м.в.ст. |
6,2 |
6,2 |
Таблица 6
Сетевые насосы
|
Ст. N |
Тип насоса |
Производительность, м3/ч |
Рабочее давление, кгс/см2 |
Число оборотов эл/двиг., об/мин |
Мощность эл/двиг., кВт |
|
1 |
Д-1250-125 |
1250 |
12,5 |
1500 |
|
|
2 |
Д-1250-125 |
1250 |
12,5 |
1500 |
|
|
3 |
Д-1250-125 |
1250 |
12,5 |
1500 |
|
|
4 |
Д-12 |
1250 |
12,5 |
1500 |
|
|
5 |
200Д-60 |
720 |
9,0 |
1000 |
|
"Рис. 3. Принципиальная схема ТФУ Саратовской ТЭЦ-1"
В зимний период сетевая вода из обратных магистралей, пройдя грязевик, подается на всас сетевых насосов. Из напорного коллектора насосов вода с давлением 13-13,5 кгс/см подается на 3 основных бойлера, включенные по воде и греющему пару параллельно. Подогреватели вертикальные, четырехходовые, используют отработанный пар турбин из общестанционного коллектора с давлением 1,5-2 кгс/см. Регулирование температуры на выходе осуществляется пропуском части воды помимо подогревателей через обводную линию. Далее вода с температурой ~85°С поступает на 2 параллельно включенных пиковых бойлера, использующие пар промышленных отборов ТГ-1,2 и противодавления ТГ-3 с параметрами Р = 9 кгс/см, Т = 280°С. Вода подогревается до 100-110°С, регулирование также производится байпасированием по воде. Далее вода может быть подана для дальнейшего подогрева в пиковый водогрейный котел типа ПТВМ-100 или, помимо него, в прямые трубопроводы магистралей. В последнее время ПВК, как правило, находится в резерве.
Для подпитки тепловых сетей используется вода, подготавливаемая общестанционной ХВО. Исходная сырая вода забирается из городского водовода, проходит предварительный подогрев до = 40°С в подогревателе сырой воды (ПСВ), осветляется с одновременной коагуляцией в осветлителях и поступает для умягчения на Na-катионитовые фильтры 1-й ступни и забирается для подпитки тепловых сетей, проходя предварительный подогрев до 85°С в подогревателе химочищенной воды (ПХОВ), деаэрацию в деаэраторе подпитки ТС атмосферного типа и подается подпиточным насосом на всас СН.
Характеристики тепломагистралей приведены в табл. 7.
Таблица 7
|
Тепломагистраль |
Диаметр трубопровода по территории станции Д_у, мм |
Расход воды (фактический) G_i, т/час |
Скорость воды, м/сек. |
Давление воды, кгс/см2 |
|
|
Pi |
Р2 |
||||
|
ТМ1 |
700 |
1050 |
0,8 |
8,0 |
1,5 |
|
ТМ2 |
600 |
1050 |
1,04 |
8,0 |
1,5 |
|
Общий вывод |
700 |
2100 |
1,54 |
8,0 |
1,5 |
В летнем режиме работы станция переводится в режим котельной. В работе остается КА ст. N 4, работающий на сниженных параметрах пара. Станция может работать как с сохранением циркуляции сетевой воды (с расходом 300-400 т/ч и подпиткой ~20 т/ч), так и без нее, оставляя лишь снабжение паром промышленных потребителей (суммарный расход 10-15 т/ч). Пар от котла через РОУ-32/8 и РОУ-8/1,5 поступает в общестанционные паропроводы 1-го и 2-го отборов. Исходная сырая вода из промводовода так же, как и в зимнем режиме подается для предварительного подогрева в ПСВ для последующего осветления, умягчения и деаэрации. Обработанная вода подпиточным насосом или самотёком (при низком давлении в обратных магистралях) подается на всас СН.
Максимальные возможности ТЭЦ-1 по отпуску тепла с горячей водой при установленном основном оборудовании (О_уст(ГВ)
Возможности станции по отпуску тепла с горячей водой (Q_yст) рассчитываются из общей структурной формулы энергетического баланса станции:
ГВ
Q = Q + Q - Q - Q - Q ,
уст ЭК ВК ЭЭ ПП СН
где:
Q , Q - соответственно установленная тепловая мощность
ЭК BK энергетических и водогрейных котлов;
Q - максимальный расход тепла на выработку электроэнергии;
ЭЭ
Q - отпуск тепла в виде пара промышленным потребителям с учетом
ПП перспективы;
Q - расход тепла на собственные нужды станции и потери.
CH
Расчет выполнен на основании данных, приведенных в табл. 4.9 "Характеристика основного оборудования".
ГАРАНТ:
По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Имеется в виду таблица 4 настоящей Инвестиционной программы
Количество пара П-отборов, которое может быть отпущено с горячей водой, составляет 141 т/час:
ГВм СН
Дп = Сигма Д - Д - Д = 174 - 25 - 0 - 8 = 141 т/час,
п п потр
где:
Сигма Д = 174 т/час - суммарное количество пара П-отбора в режиме
п максимального отпуска пара;
СН
Дп = 8 т/час - расход пара на собственные нужды ТЭЦ и потери;
Д = 25 т/час - расход пара внешним потребителям.
потр
Максимальное количество тепла Т-отборов, которое может быть отпущено с горячей водой, составляет 60,8 Гкал/час
ГВм
Q = Сигма Q - Q - Q = 72 - 1 - 10,2 = 60,8 Гкал/час,
от т от СН
где:
Сигма Q = 72 Гкал/час - суммарное количество тепла Т-отбора в режиме
т максимального отпуска пара;
Q = 1 Гкал/час - расход тепла на отопление ТЭЦ в зимнем режиме;
от
Q = 10,2 Гкал/час - расход тепла на собственные нужды и потери.
СН
Максимальное количество тепла, которое может быть отпущено с горячей водой при установленном основном оборудовании, составляет 324,5 Гкал/час.
ГВм ГВ -3 ГВ
Q = Д (i - i ) х 10 + Q + Q +
уст п 1 2 т ВК
-3
+ (Сигма Д - Сигма Д )(i - i ) х 10 =
ном о пе пв
= 141 (720 - 115) 10(-3) + 60,8 + 100 + (420 - 306)
(793 - 105) 10(-3) = 324,5 Гкал/час,
где:
i и i - энтальпия пара производственного отбора и
1 2 конденсата бойлеров, ккал/кг;
Q - суммарная тепловая мощность водогрейных котлов,
ВК Гкал/час;
Сигма Д и Сигма Д - суммарная паропроизводительность энергокотлов и
ном о суммарный максимальный расход острого пара на
турбины, т/час;
i и i - энтальпии перегретого пара и питательной воды,
пе пв ккал/кг.
Для обеспечения резерва при отключении самого крупного источника отпуск тепла должен быть не менее 87% от исходного (СНиП 41-02-2003, п. 5.4). Самым крупным источником тепла на ТЭЦ является котел ПТВМ-100 (Q = 100 Гкал/час). Тепловая мощность котла больше 13% от максимального количества тепла, вырабатываемого станцией, поэтому максимальная возможность ТЭЦ по отпуску тепла с горячей водой составит
ГВ
Q = 324,5 - 100 / 0,84 = 258 Гкал/час.
уст
Принимаем Q_yст(ГВ) = 258 Гкал/час.
Суммарная расчетная присоединенная нагрузка ТЭЦ принята 125 Гкал/час.
Станция имеет резерв тепловой мощности по установленному оборудованию, который может быть использован для подключения дополнительных потребителей.
ГВ ГВ ВК
Q = Q - Q = 258 - 125 =132 Гкал/час.
резерв уст подк
При увеличении расчетной присоединенной нагрузки ТФУ до Q_расч = Q_yст(ГВ) = 258 Гкал/час средняя циркуляция ТФУ должна составить
max
q = 2100 x 258/125 приблизительно 4200 т/час.
Для определения располагаемой тепловой мощности ТЭЦ по отпуску тепла с горячей водой необходимо выполнить анализ работы теплофикационной установки (ТФУ) ТЭЦ.
Анализ работы Саратовской ТЭЦ-1
На рис. 4 показан расчетный зимний режим работы ТФУ СарТЭЦ-1 при расходе воды 2100 т/час и нагреве воды с 62,6°С до 110°С. Расчетными величинами при этом являются только температуры и тепловые нагрузки. Весь гидравлический режим снят с фактического режима при циркуляции 2100 т/час. В работе находятся 2 сетевых насоса их# пяти, все бойлеры. Водогрейный котел - в резерве. Бойлеры N 1, 2, 3 первой ступени нагрева загружены по теплу на 54 Гкал/час, что составляет - 90% их возможностей. Фактически тепловая мощность бойлеров первой ступени соответствует теплопроизводительности отборов 1,2 / 2,5 ата турбин N 1, 2. Пиковые бойлеры второй ступени нагрева загружены на 44 Гкал/час, что соответствует 66% их возможности. В то же время резерв пара производственного отбора с учетом находящейся в резерве ТГ-3 составляет 50 Гкал/час. То есть тепловая мощность ПБ не соответствует теплопроизводительности П-отборов турбин. С учетом имеющегося резерва тепловой мощности ~80 Гкал/час, связанного с избыточной паропроизводительностью энергокотлов (избыток пара >100 т/час), недостаток тепловой мощности на ПБ можно оценить в ~108 Гкал/час.
С учетом этого ограничения располагаемая тепловая мощность ТЭЦ составит
тепло ГВ тепл
Q = Q - дельта Q = 258 - 108 = 150 Гкал/час.
расп уст
Возможности увеличения циркуляции ТФУ даже с учетом включения водогрейного котла (что увеличивает сопротивление ТФУ на 1,2 / 2,5 кг/см ) достаточно велики, не менее чем до 3000 т/час. Располагаемая тепловая мощность по этому показателю составит
цирк 3000 3000
Q = Q х -------- = 135 х ------- = 178 Гкал/час.
расп расп факт 2100
q1
В итоге располагаемая тепловая мощность ТЭЦ составляет
min
Q = Q = 150 Гкал/час.
расп расп
2.3. Саратовская ТЭЦ-2
Саратовская ТЭЦ-2 расположена в Заводском районе города.
Установленная электрическая мощность ТЭЦ составляет 296 МВт, установленная тепловая мощность ТЭЦ составляет 1069 Гкал/час, в том числе по горячей воде 747 Гкал/час. Расчетная присоединенная нагрузка составляет 416,2 Гкал/час. Система теплоснабжения от станции по проекту - открытая, фактически - смешанная. Степень открытости - 0,5, т.е. 50% потребителей подключены по "закрытой" схеме, а 50% - по открытой. Температурный график 130/70°С. Основной вид топлива - природный газ, резервный - мазут.
По параметрам установленного оборудования станция состоит из двух частей (блоков).
Часть (блок) 90 ата и 510°С - энергокотлы N 1-5 и турбоагрегаты N 1-4.
Часть (блок) 130 ата и 550°С - энергокотлы N 6-8 и турбоагрегаты N 5-8.
Вследствие резкого уменьшения отпуска производственного пара потребителям в период после 1992 года часть основного оборудования оказалась невостребованной. Выведены в длительную консервацию турбоагрегаты Р-20-90/10 ст. N 2 и Р-50-130/13 ст. N 6. Избыток пара привел к тому, что водогрейные котлы ПТВМ-100 оказались невостребованными, длительное время не ремонтировались и в настоящее время находятся в длительной консервации. По данным обследований, их техническое состояние неудовлетворительное.
Характеристики энергетических котлов и турбин приведены в таблицах 8, 9.
Таблица 8
|
Ст. N |
Тип котла |
Характеристики |
||
|
Производительность, т/час |
Параметры перегретого пара |
|||
|
Давление, кг/см2 |
Температура, °С |
|||
|
1 3 4 5 |
ТП-170 ТП-170 ТП-170 ТП-170 |
170 170 170 170 |
100 |
510 |
|
6 7 8 |
БКЗ-210 БКЗ-210 БКЗ-210 |
210 210 210 |
140 |
560 |
Характеристика паровых турбин
Таблица 9
|
Ст. N |
Тип турбины |
Характеристики |
|||||||
|
Электрическая мощность, МВт |
Расход пара на турбину, т/час |
Параметры пара на входе |
Параметры регулируемых отборов |
||||||
|
Давление, кг/см2 |
Температура, °С |
Производственный отбор |
Отопительный отбор |
||||||
|
Расход, т/час |
Давление, кг/см2 (абс.) |
Производительность, Гкал/час |
Давление, кг/см2 (абс.) |
||||||
|
1 |
ПР-30-90/10 |
30 |
240 |
90 |
505 |
100 |
10 |
29 |
1,2 : 2,5 ата |
|
2 |
Р-20-90/10 |
20 |
200 |
90 |
505 |
180 |
10 |
- |
|
|
3 |
ПР-25-90/10 |
25 |
208 |
90 |
505 |
70 |
10 |
332943 |
1,2 : 2,5 ата |
|
4 |
ПТ-25-90/10/1,2 |
25 |
208 |
90 |
505 |
70 |
10 |
1,2 : 2,5 ата |
|
|
5 |
ПТ-50-130/13 |
44 |
380 |
90 |
505 |
140 |
10 |
1,2 : 2,5 ата |
|
|
6 |
Р-50-130/13 |
50 |
470 |
130 |
555 |
342 |
8-21 |
4392 |
- |
|
7 |
ПТ-60-130/13 |
53 |
387 |
130 |
555 |
140 |
8-13 |
1,2 : 2,5 ата |
|
|
8 |
T-55-130 |
49 |
285 |
130 |
555 |
- |
- |
1,2 : 2,5 ата |
|
|
Всего: |
2378 |
|
|
940 |
|
269 |
|
||
Описание теплофикационной установки (ТФУ)
Состав оборудования ТФУ и его технические характеристики приведены в табл. 10, 11.
Таблица 10
|
Ст. N |
Обозначение |
Тип насоса |
Производительность, м3/ч |
Рабочее давление, кгс/см |
|
Сетевые насосы | ||||
|
N 1, 2 |
СН-1,СН-2 |
СЭ-1250-140 |
1250 |
14 |
|
N 3, 4, 5 |
СН-За, СН-3, СН-4 |
Д1250-125 |
1250 |
12,5 |
|
N 6, 7, 8 |
СН-5, СН-6, СН-7 |
СЭ-1250-140-11 |
1250 |
14 |
|
N 9, 10 |
СН-8, СН-9 |
СЭ-1250/140 |
1250 |
14 |
|
N 11, 12 |
СН-10, СН-11 |
КРНА 300/66040А-0Д9 |
1250 |
14 |
|
Подпиточные насосы | ||||
|
N 1, 2 |
НПТ-1, НПТ-2 |
ЗК-6 |
120 |
8 |
|
N 3, 4 |
НПТ-3, НПТ-4 |
200Д-60 |
500 |
6 |
|
N 5, 6 |
Д-1250-115 |
СЭ-1250-140-11 |
1250 |
11,5 |
Таблица 11
|
Наименование параметров |
Ед. изм. |
БО 350 (ОБ N 1, 2) |
ПСВ-500-14-23 (ПБ N 1) |
|
Бойлерная N 2 | |||
|
1. Поверхность нагрева |
м2 |
350 |
500 |
|
2. Макс. изб. давление в трубной системе |
кгс/см |
14 |
23 |
|
3. Макс. изб. давление в корпусе |
кгс/см |
2 |
14 |
|
4. t воды на входе |
°С |
60 |
70 |
|
5. t воды на выходе |
°С |
87 |
150 |
|
6. Расход воды |
т/час |
1100 |
1800 |
|
7. Производительность |
Гкал/час |
30 x 2 = 60 |
72 |
|
Наименование параметров |
Ед. изм. |
БО 350 (ОБ N 1, 2)* |
ПСВ-500-14-23 (ПБ N 1) |
|
Бойлерная N 3 | |||
|
1. Поверхность нагрева |
м2 |
550 |
500 |
|
2. Макс. изб. давление в трубной системе |
кгс/см2 |
14 |
23 |
|
3. Макс. изб. давление в корпусе |
кгс/см |
2 |
14 |
|
4. t воды на входе |
°С |
70 |
ПО# |
|
5. t воды на выходе |
°С |
95/116 |
150 |
|
6. Расход воды |
т/час |
1800 |
1800 |
|
7. Производительность |
Гкал/час |
45 x 2 = 90 |
72 |
|
Наименование параметров |
Ед. изм. |
ПСВ-315-3-23 (ОБ-1) |
ПСВ-500-3-23 (ОБ-2) |
|
Бойлерная N 4 | |||
|
1. Поверхность нагрева |
м2 |
315 |
500 |
|
2. Макс. изб. давление в трубной системе |
кгс/см |
23 |
24 |
|
3. Макс. изб. давление в корпусе |
кгс/см2 |
3 |
4 |
|
4. t воды на входе |
°С |
70 |
70 |
|
5. t воды на выходе |
°С |
95/116 |
95/116 |
|
6. Расход воды |
т/час |
725 |
1150 |
|
7. Производительность |
Гкал/час |
36,2 |
52,9 |
|
Наименование параметров |
Ед. изм. |
ПСВ-500-14-23 (ПБ N 1, 2, 3) |
|
Бойлерная N 5 | ||
|
1. Поверхность нагрева |
м2 |
500 |
|
2. Макс. изб. давление в системе |
кгс/см2 |
23 |
|
3. Макс. изб. давление в корпусе |
кгс/см2 |
14 |
|
4. t воды на входе |
°С |
ПО# |
|
5. t воды на выходе |
°С |
150 |
|
6. Расход воды |
т/час |
1800 |
|
7. Производительность |
Гкал/час |
72 |
|
Наименование параметров |
Ед. изм. |
ПСГ-1300 (ОБ N 1, 2) |
ПСВ-500-3-23 (ПБ N 1) |
|
Бойлерная N 8 | |||
|
1. Поверхность нагрева |
м2 |
1300 |
500 |
|
2. Макс. изб. давление в системе |
кгс/см2 |
8 |
23 |
|
3. Макс. изб. давление в корпусе |
кгс/см2 |
2 |
14 |
|
4. t воды на входе |
°С |
70 |
ПО# |
|
5. t воды на выходе |
°С |
125 |
150 |
|
6. Расход воды |
т/час |
3000 |
1800 |
|
7. Производительность |
Гкал/час |
46 x 2 = 92 |
72 |
|
Наименование параметров |
Ед. изм. |
ПТВМ-100 (N 1, 2) |
|
Водогрейные котлы | ||
|
1. Поверхность нагрева |
м2 |
3184 |
|
2. Макс. изб. давление в системе |
кгс/см2 |
25 |
|
3. t воды на входе |
°С |
104 |
|
4. t воды на выходе |
°С |
150 |
|
5. Расход воды |
т/час |
2140/1225 |
|
6. Производительность |
Гкал/час |
70 x 2 = 140 |
-----------------------------
* Бойлеры установлены вне помещения главного корпуса
"Рис. 4. Принципиальная схема ТФУ Саратовской ТЭЦ-2"
Описание работы ТФУ
Зимний режим.
Обратная сетевая вода из магистралей N 1, 2 с давлением 4,5 кг/см2 поступает в общестанционный коллектор обратной сетевой воды (рис. 6). Туда же подается подпиточная вода из системы подготовки подпиточной воды. Из коллектора сетевая вода двумя потоками направляется на всас насосов сетевой воды (СН, ПСН). 4000-5000 т/час проходит через конденсатор ТГ-4, где нагревается выхлопным паром турбины. Оставшаяся вода (~1500-2500 т/час) идет помимо и частично смешивается с нагретой водой после конденсатора.
В схеме ТФУ можно выделить четыре параллельных потока:
- 1 поток - бойлерная N 2;
- 2 поток - бойлерная N 3;
- 3 поток - последовательно расположенные бойлерные N 4, 5;
- 4 поток - бойлерная N 8.
Потоки 1-3 включают в себя одну ступень давления (СН) и две ступени нагрева (основные (БО) и пиковые (БП) бойлеры).
Поток N 3 (БУ-8) включает в себя две ступени давления (ПСН и СН) и две ступени нагрева (ПСГ ТГ-8 и БП-8).
Водогрейные котлы включены между БУ-4 и общим коллектором прямой сетевой воды перед магистралью ТМ-1 и при включении в работу, в основном, могут увеличивать температуру на магистраль ТМ1. Воздействием на арматуру 8ПС-13, ЗПС-14 можно в определенной мере влиять на распределение температур ТМ1, ТМ2 при работе водогрейного котла.
Для подпитки тепловых сетей используется омагниченная деаэрированная водопроводная вода. Исходная сырая вода забирается из городского водовода насосами НСВ, проходит предварительный подогрев до ~40°С в подогревателе сырой воды (ПСВ). Далее поступает на механические фильтры (МФ) и через установку омагничивания АМО подается в бак омагниченной воды. Откуда насосами НОВ забирается для подпитки тепловых сетей, проходя предварительный подогрев до 85°С в подогревателе подпиточной воды (ППВ), деаэрацию в деаэраторе подпитки ТС атмосферного типа (ДП) и подается подпиточным насосом через регуляторы РД в коллектор обратной сетевой воды на всас сетевых наосов (СН).
Максимальная температура воды после водогрейных котлов (ВК) составляет 130°С по условиям водно-химического режима.
Давление "прямой" воды в магистралях поддерживается P1 = 12,0 кг/см.
Характеристика тепломагистралей дана в табл. 12.
Таблица 12
|
Тепломагистраль |
Диаметр трубопровода по территории станции Ду, мм |
Расход воды (фактический) G1, т/час |
Скорость воды, м/сек. |
Давление воды, кгс/см2 |
|
|
P_1 |
Р_2 |
||||
|
ТМ1 |
900 |
3800 |
1,7 |
12 |
5 |
|
ТМ2 |
800 |
2700 |
1,5 |
12 |
5 |
Летний режим работы ТФУ.
В летний период в связи с сокращением расхода сетевой воды до 1200/1500 м#/час в работе остаются 1 сетевой насос и 1 основной бойлер. Конденсатор ТА ст. N 4 и пиковые бойлеры бойлерной N 8 на летний период выводятся из работы в связи с малым расходом сетевой воды.
Максимальные возможности Саратовской ТЭЦ-2 по отпуску тепла с горячей водой при установленном основном оборудовании (Q_уст(ГВ)
Возможности станции по отпуску тепла с горячей водой (Q_yст(ГВ) рассчитываются из общей структурной формулы энергетического баланса станции:
ГВ
Q = Q + Q - Q - Q - Q ,
уст ЭК ВК ЭЭ ПП СН
где:
Q , Q - соответственно установленная тепловая мощность энергетических
ЭК BK и водогрейных котлов;
Q - максимальный расход тепла на выработку электроэнергии;
ЭЭ
Q - отпуск тепла в виде пара промышленным потребителям с учетом
ПП перспективы;
Q - расход тепла на собственные нужды станции и потери.
СН
Максимальное количество пара П-отборов, которое может быть отпущено с горячей водой, составляет 458 т/час:
ГВм СН
Дп = Сигма Д - Д - Д = 940 - 150 - 332 = 458 т/час,
п п потр
где:
Сигма Д - суммарное количество пара П-отбора в режиме
п максимального отпуска пара, т/час;
СН
Дп = 150 т/час - расход пара на собственные нужды ТЭЦ и потери;
Д = 332 т/час - расход пара внешним потребителям с перспективой.
потр Максимальное количество тепла Т-отборов, которое
может быть отпущено с горячей водой, составляет
214 Гкал/час:
ГВм
Q = Сигма Q - Q - Q = 269 - 45 10 = 214 Гкал/час,
уст т от СН
где:
Сигма Q - суммарное количество тепла Т-отбора в режиме
т максимального отпуска пара, Гкал/час;
Q = 10 Гкал/час - расход тепла на отопление ТЭЦ в зимнем режиме;
от
Q = 45 Гкал/час - расход тепла на собственные нужды и потери.
СН Максимальное количество тепла, которое может быть
отпущено с горячей водой при установленном основном
оборудовании, составляет 1832 Гкал/час.
ГВм ГВм -3 ГВм
Q = Дп (i - i ) 10 + Q + Q +
уст 1 2 т ВК
-3
+ (Сигма Д - Сигма Д ) (i - i ) 10 =
ном о пе пв
= 458 (715,6 - 150) 10(-3) + 214 + 200 + (850 - 856)
(809 - 210) 10(-3) = 902 Гкал/час,
где:
i и i - энтальпия пара производственного отбора и
1 2 конденсата бойлеров, ккал/кг;
Q - суммарная тепловая мощность водогрейных котлов,
ВК Гкал/час;
Сигма Д и Сигма Д - суммарная паропроизводительность энергокотлов и
ном о суммарный максимальный расход острого пара на
турбины, т/час;
i и i - энтальпии перегретого пара и питательной воды,
пе пв ккал/кг. Самым крупным источником тепла на ТЭЦ-2
является котел ЭК-10 (Дп = 420 т/час, Q = 252
Гкал/час). При отключении самого крупного
источника отпуск тепла должен быть не менее 87%
от исходного (СНиП 41-02-2003, п. 5.4).
ГВ ГВм
Q = (Q - Q) / 0,87 = (902 - 252) / 0,87 = 747 Гкал/час.
уст уст
Расчетная присоединенная нагрузка составляет 416,2 Гкал/час. Станция имеет резерв тепловой мощности по установленному оборудованию, который может быть использован для подключения дополнительных потребителей.
ГВ ГВ ГВС
Q = Q - Q = 747 - 416,2 = 330,8 Гкал/час.
резерв уст подк
Наличие технических ограничений тепловой мощности. Ограничения по отпуску тепла:
- по техническому состоянию водогрейные котлы без восстановительного ремонта не могут рассматриваться в качестве надежного теплоисточника. Ограничение - 200 Гкал/час.
Таким образом, по возможности отпуска тепла располагаемая тепловая мощность ТЭЦ составляет:
Q = 747 - 200 = 547 Гкал/час.
расп.
Для выявления возможных ограничений нагрузки, связанных с циркуляцией сетевой воды в ТФУ, необходимо выполнить соответствующий анализ работы ТФУ.
Анализ работы ТФУ
Расчетный зимний режим работы ТФУ СарТЭЦ-2 при нагреве сетевой воды с 62,6°С до 110°С (т.е. ожидаемом максимуме в соответствии с температурным графиком). При этом расчетными параметрами в этом режиме являются только температуры и тепловые нагрузки. Все гидравлические показатели режима взяты фактическими при среднезимнем расходе сетевой воды 6500 т/час, характерном для последних отопительных сезонов. В работе находятся 5 сетевых насосов (СН) из 12-ти установленных. Подпорные насосы БУ-8 (ПСН) отключены.
Пиковые бойлерные 5БП, 8БП и водогрейные котлы отключены.
Единственным слабым местом схемы является давление воды перед основными бойлерами 12,6 / 13,2 кгс/см2, в то время как предельно разрешенное давление для бойлеров БУ-2 и БУ-3 составляет 14 кгс/см2. Даже при отключенных ВК запас по давлению перед основными бойлерами составляет не более 1,0 кгс/см.
Можно оценить предельный расход воды через ТФУ, при котором давление перед бойлерами достигнет 14 кгс/см2.
ф
14 - Р
i
q = q кв. корень ------------- =
max факт ф ф
Р - Р
БО i
14 - 11,7
= 6500 кв. корень ------------- = 8000 т/час,
13,2 - 11,7
где:
ф
P - фактическое давление прямой воды;
i
ф
Р - фактическое давление воды перед основными бойлерами.
БО
Таким образом, даже при выключенных ВК (минимальное сопротивление ТФУ) максимально возможный расход воды через ТФУ составляет 8000 т/час.
Причина ограничения - величина разрешенного давления в трубной системе основных бойлеров БУ-2, 3.
Примерная расчетная тепловая нагрузка, соответствующая данной циркуляции составит:
max
Q = 415 x 8000/6500 = 510 гкал/час.
расч
Эта величина может быть принята в качестве располагаемой тепловой мощности ТЭЦ по горячей воде: Qрасп. = 510 Гкал/час.
2.4. Саратовская ТЭЦ-5
Саратовская ТЭЦ-5 расположена в Ленинском районе.
Установленная электрическая мощность ТЭЦ составляет 440 МВт, установленная тепловая мощность - 1227,5 Гкал/час. Расчетная присоединенная нагрузка составляет 749,7 Гкал/час. Система теплоснабжения по проекту от станции - "закрытая", фактически "открыто-закрытая", степень открытости 0,7. Температурный график 130/70°С. Основной вид топлива - природный газ, резервный - мазут.
Характеристика основного оборудования станции приведена в табл. 13, 14.
Таблица 13
|
Ст. N/N |
Тип агрегата |
Параметры св. пара |
Давление, кгс/см2 |
Год ввода в эксплуатацию |
||||
|
Давление, кгс/см2 |
Температура t, °С |
П-отбор |
Т-отбор |
|||||
|
Турбины | ||||||||
|
1 |
Т-110/120-130-3 |
130 |
555 |
13 |
0,5-2,5 |
1978 |
||
|
2 |
Т-110/120-130 |
130 |
555 |
|
1,2 |
1976 |
||
|
3 |
Т-110/120-130 |
130 |
555 |
|
1,2 |
1977 |
||
|
4 |
Т-110/120-130 |
130 |
555 |
|
1,2 |
1978 |
||
|
Энергетические котлы | ||||||||
|
1 |
ТГМ-96Б |
140 |
560 |
|
|
1978 |
||
|
2 |
ТГМЕ-464 |
140 |
560 |
|
|
1979 |
||
|
3 |
ТГМЕ-464 |
140 |
560 |
|
|
1982 |
||
|
4 |
ТГМЕ-464 |
140 |
560 |
|
|
1988 |
||
Тепловая схема станции - блочная. На ТЭЦ установлено 4 энергетических блока на параметры пара перед турбинами 555°С, 130 кгс/см2. В состав каждого блока входит энергетический котёл паропроизводительностью 500 т/час, турбоагрегат с теплофикационной турбиной Т-110/120-130, питательный насос, деаэратор 6 ата. Поперечные связи по перегретому пару и питательной воде отсутствуют.
Характеристика основного оборудования
Таблица 14
|
Энергокотлы |
Турбины |
Водогрейные котлы |
||||||||
|
Ст. N |
Тип |
Дном > т/ч |
Ст. N |
Тип |
Дфякт# > т/ч |
П-отбор, Гкал/ч |
Т- отбор, Гкал/ч |
Ст. N |
Тип |
Qhow.j, Гкал/ч |
|
ДПфакт |
ДТфакт |
|||||||||
|
1 |
ТГМ-965 |
480 |
1 |
Т-110/120-130-3 |
485 |
0 |
175 |
1 |
ПТВМ-180 |
180 |
|
2 |
ТГМЕ-464 |
500 |
2 |
T-U0/120-130-4 |
485 |
0 |
175 |
2 |
ПТВМ-180 |
180 |
|
3 |
ТГМЕ-464 |
500 |
3 |
Т-110/120-130-4 |
485 |
0 |
175 |
3 |
ПТВМ-180 |
180 |
|
4 |
ТГМЕ-464 |
500 |
4 |
Т-110/120-130-5 |
485 |
0 |
175 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Итого |
1980 |
|
|
1940 |
0 |
700 |
|
|
540 |
|
Техническая характеристика водогрейных котлов:
технические характеристики ПТВМ-180
номинальная производительность, Гкал/час 180
температура воды на входе в котел, °С 104
температура воды на выходе из котла, °С 150
избыточное давление на входе в котел (расч), кгс/см 25
расход воды через котел в пиковом режиме, т/час 3860
гидравлическое сопротивление котла, кгс/см 0,9.
Водогрейные котлы ПТВМ-180 морально устарели и сняты с производства. Из-за конструктивных недостатков они склонны к ускоренному заносу конвективных поверхностей нагрева отложениями со стороны сетевой воды, особенно на малоумягченной воде. Практически по условиям работы ТФУ ТЭЦ максимальная нагрузка котла не должна превышать 130 Гкал/час, а температура воды после котла не должна превышать 130°С по условиям водно-химического режима.
Описание теплофикационной установки (ТФУ)
Состав оборудования ТФУ и его технические характеристики приведены в табл. 15.
Таблица 15
|
N |
Наименование оборудования |
Количество |
Обозначение в схеме |
Тип, марка |
Технические характеристики |
|
1 |
Сетевые насосы энергоблоков |
8 |
1АБ, 2АБ, ЗАБ, 4АБ |
СЭ-2500-180 |
q = 2500 т/час Н = 180 м.в.ст. |
|
2 |
Сетевые насосы водогрейной котельной |
4 |
СН-ПВК-1, 2, 3, 4 |
СЭ-2500-180 |
q = 2500 т/час Н = 180 м.в.ст. |
|
3 |
Насосы вакуумных деаэраторов |
8 |
нптс-1АБВГ, 2АБ, ЗАБ |
Д-1250-80 |
q = 1250 т/час Н = 125 м.в.ст. |
|
4 |
Подпиточные насосы (насосы баков аккумуляторов) |
2 |
НБА-1,2 |
Д-1250-80 |
q = 1250 т/час Н = 80 м.в.ст. |
|
5 |
Вакуумные деаэраторы |
2 |
БА-1,2 |
- |
V = 5000 м3 |
|
6 |
Бойлеры энергетических блоков |
8 |
|
псг-2500-3-8 |
q max = 4500 т/час Н = 2300 м2 число ходов по воде - 4(2) Qmax = 87,5 Гкал/час Рводы(max) = 8 кгс/см2 Рпар(max.)изб. = 2,5 кгс/см2 |
"Рис. 5. Принципиальная схема ТФУ Саратовской ТЭЦ-5"
Описание работы ТФУ
Особенностью схемы ТФУ является то, что водогрейные котлы ПТВМ-180 включены параллельно ПСГ энергоблоков.
Фактически вся группа ВК с четырьмя сетевыми насосами СН-ПВК может рассматриваться как пятый энергоблок установленной тепловой мощностью 540 Гкал/час. Этот пятый энергоблок может использоваться в трех режимах:
1 режим - как холодная перемычка помимо ПСГ со своими сетевыми насосами;
2 режим - как резервный энергоблок при выводе из работы одного или нескольких ПСГ или турбоагрегатов;
3 режим - как горячая перемычка с температурой воды на выходе большей, чем температура воды после энергоблоков.
Наличие линии рециркуляции (РРец) на водогрейной котельной позволяет менять расход воды через ВК при постоянном расходе воды из общего обратного коллектора в общий прямой коллектор.
Еще одной особенностью схемы ТФУ является то, что перед ПСГ турбин нет подпорных насосов, повышающих давление воды перед ПСГ до допустимых 7 кгс/см#. Поэтому давление воды перед сетевыми насосами СЭ-2500-180, установленными после ПСГ, составляет в зависимости от количества включенных насосов 1,8 / 2,5 кгс/см2. Сочетание высокой температуры воды перед насосами (>90°С) и низкого давления воды перед ними (ниже 1,9 кгс/см#) приводит к кавитации в камере насосов.
Одной из важных задач оперативного персонала является обеспечение бескавитационного режима работы насосов, что вносит дополнительные ограничения в работу ТФУ.
В зависимости от количества работающих энергоблоков и заданной температуры прямой воды изменяется схема включения оборудования:
- количество включенных сетевых насосов на каждом работающем энергоблоке;
- количество включенных водогрейных котлов;
- количество включенных сетевых насосов ВК;
- расход воды по линии рециркуляции;
- расход воды по перемычке РО помимо ВК.
Отсутствие регуляторов на сетевых насосах и на общих сетевых трубопроводах энергоблоков делает задачу оперативного изменения режима весьма сложной. Система подпиточной воды работает следующим образом: вода из горводопровода подается на ТЭЦ, проходит через встроенные пучки (ВПК) конденсаторов паровых турбин, где нагревается до 20/30°С, далее при необходимости догревается в блочных пароводяных теплообменниках ППВ (паром от верхнего отопительного отбора турбин), проходит через 6 блоков магнитной обработки (АМО) и подается в 6 вакуумных деаэраторов ДА-800. В качестве греющей воды в ВД подается прямая сетевая вода из общестанционного коллектора. Деаэрированная вода после ВД насосами вакуумных деаэраторов (НПТС) подается в коллектор обратной воды. К коллектору обратной воды через линию РР присоединены два бака-аккумулятора (БА) по 5000 м3 каждый. Автоматика поддерживает постоянное давление в обратном коллекторе. При увеличении давления в "обратке" выше заданного отключается насос НБА и открывается линия РР, по которой вода из "обратки" поступает в БА. При снижении давления в "обратке" ниже заданного закрывается линия РР, включается НБА и вода из БА поступает в "обратку".
Максимальные возможности Саратовской ТЭЦ-5 по отпуску тепла с горячей водой при установленном основном оборудовании (Q_уст(ГВ).
Возможности станции по отпуску тепла с горячей водой (Q_уст(ГВ) рассчитываются из общей структурной формулы энергетического баланса станции:
ГВ
Q = Q + Q - Q - Q - Q ,
уст ЭК ВК ЭЭ ПП СН
где:
Q , Q - соответственно установленная тепловая мощность
ЭК BK энергетических и водогрейных котлов;
Q - максимальный расход тепла на выработку электроэнергии;
ЭЭ
Q - отпуск тепла в виде пара промышленным потребителям с учетом
ПП перспективы;
Q - расход тепла на собственные нужды станции и потери.
CH
Расчет выполнен на основании данных приведенных в табл. 4.21 "Характеристика основного оборудования".
ГАРАНТ:
По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Имеется в виду таблица 14 настоящей Инвестиционной программы
Максимальное количество тепла Т-отборов, которое может быть отпущено с горячей водой, составляет 512 Гкал/час.
ГВм
Q = Сигма Q - Q - Q = 700 - 5 - 10,8 = 684,2 Гкал/час,
уст т от СН
где:
Сигма Q - суммарное количество тепла Т-отбора в режиме
т максимального отпуска пара, Гкал/час;
Q = 5 Гкал/час - расход тепла на отопление ТЭЦ в зимнем режиме;
от
Q = 10,8 Гкал/час - расход тепла на собственные нужды и потери.
СН Максимальное количество тепла, которое может быть
отпущено с горячей водой при установленном основном
оборудовании, составляет 1832 Гкал/час.
ГВм ГВм -3 ГВм
Q = Дп (i - i ) х 10 + Q +
уст 1 2 т
-3
+ Q + (Сигма Д - Сигма Д ) (i - i ) х 10 =
ВК ном о пе пв
= 0 + 684,2 + 180 х 3 + (1980 - 1940)(832 - 238) х 10(-3) = 1248 Гкал/час,
где: i и i - энтальпия пара производственного отбора и
1 2 конденсата бойлеров, ккал/кг;
Q - суммарная тепловая мощность водогрейных котлов,
ВК Гкал/час;
Сигма Д и Сигма Д - суммарная паропроизводительность энергокотлов и
ном о суммарный максимальный расход острого пара на
турбины, т/час;
i и i - энтальпии перегретого пара и питательной воды,
пе пв ккал/кг.
Самым крупным источником тепла на ГРЭС является котел ПТВМ-180 (Q = 180 Гкал/час). При отключении самого крупного источника отпуск тепла должен быть не менее 87% от исходного (СНиП 41-02-2003, п. 5.4).
ГВ ГВм
Q = (Q - Q) / 0,87 = (1248 - 180) / 0,87 = 1227,5 Гкал/час.
уст уст
Расчетная присоединенная нагрузка составляет 749,7 Гкал/час. Станция имеет резерв тепловой мощности по установленному оборудованию равный 468,5 Гкал/час, который может быть использован для подключения дополнительных потребителей.
ГВ ГВ ГВС
Q = Q - Q = 1227,5 - 749,7 = 477,8 Гкал/час.
резерв уст подк
Ограничения располагаемой тепловой мощности.
По технологии отпуска тепла:
- отсутствие схемы и поверхностей нагрева для использования избытка пара энергетических котлов (40 т/час или 24 Гкал/час) 24 Гкал/час;
- ограничение максимальной нагрузки водогрейных котлов ПТВМ-180 величиной 130 Гкал/час по условиям заноса конвективных поверхностей нагрева 150 Гкал/час.
Отсюда располагаемая тепловая мощность ТЭЦ по технологии отпуска тепла составляет:
тепло
Q = 1227 - 24 - 150 = 1053 Гкал/час.
расп
Для выявления возможности ТФУ по циркуляции рассмотрим работу ТФУ подробнее.
Рассмотрим предельный режим работы ТФУ исходя из следующих условий:
- основными, базовыми теплоисточниками ТФУ являются энергоблоки;
- параллельно включенная водогрейная котельная со своими сетевыми насосами рассматривается либо как резервная в случае вывода из работы энергоблоков, либо как "горячая" обводная линия энергоблоков в случае работы ТФУ с температурами Ть#, превышающими возможности энергоблоков.
Проектный максимальный расход воды через ПСГ энергоблока составляет 4500 т/час или 18000 т/час на все четыре блока. В работе при этом должны находиться все 8 насосов энергоблоков.
При максимальной нагрузке отборов турбин нагрев воды в ПСГ составит:
Дельта tПСГ = (170 Гкал/час х 4)/18000 = 37,7°С.
Это соответствует режиму с t_HB = -15°С (см.температурный график рис. 2). При этом t2 = 60,3 t1 = 60,3 + 37,7 = 98°С.
В этом режиме водогрейные котлы и сетевые насосы водогрейной котельной составляют значительный резерв. При выводе из работы одного энергоблока будут включены 2 котла ПТВМ-180 с общим расходом воды через них 2 х 3800 = 7600 т/час, из которых З600 т/час будут составлять поток рециркуляции через РРец. В этом режиме будут включены 3 сетевых насоса водогрейной котельной, один насос будет в резерве. Из 18000 т/час циркуляции 400 т/час идут в ВД в качестве греющей воды и еще 200 т/час составляют собственные нужды ТЭЦ по отоплению. Расход воды на потребителей составит: q_1 = 8000 - 400 - 200 = 17400 т/час. Рассмотрим режим с этой же циркуляцией 18000 т/час при t_H.B. = -27°С. Из температурного графика t2 = 62,6°С, дельта t = 47,4°C, t1 = 110°C.
Количество тепла, необходимого для нагрева этого потока, составит 18000 x 47,4 = 853,2 Гкал/час, что на 173 Гкал/час превышает возможности четырех энергоблоков.
Поэтому в работу необходимо включить два ВК с общей нагрузкой 173 Гкал/час. Расход воды, проходящей из "обратки" в "прямую" через систему ВК, составит q = 173 Гкал/час/47,4°С = 3650 т/час.
Для организации расхода воды через 2 ВК 7600 т/час необходимо включить 3 сетевых насоса водогрейной котельной. Расход воды через линию рециркуляции составит:
Q = 7600 - 3650 = 3950 т/час.
рец
Расход воды через ПСГ энергоблоков составит:
Q = 18000 - 3650 = 14350 т/час.
псг
В этом режиме в работе все 4 энергоблока, 2 ВК и 11 сетевых насосов ТФУ из 12-ти. Температура воды на выходе из ПСГ всех блоков и ВК составляет 110°С. Однако резерв на случай вывода из работы энергоблока недостаточен, так как для включения третьего ВК требуется два сетевых насоса, а в резерве имеется один.
Практически при выводе из работы одного энергоблока можно увеличить нагрузку двух работающих ВК со 173 до 260 Гкал/час, т.е. на 87 Гкал/час. Общая нагрузка ТЭЦ снизится на (170 - 87) = 83 Гкал/час, нагрев воды упадет на 83/18000 - 5°С, a t1 снизится со 110°С до -103°С из-за последующего снижения t2.
Таким образом, в качестве располагаемой тепловой мощности можно принять количество тепла, отпускаемого внешним потребителям, от ТЭЦ в рассмотренном режиме с t1 = 110°С и q1 = 17400 т/час.
Q = 733 х (17400 / 12000) = 1063 Гкал/час.
расп
Необходимо еще раз отметить, что для полноценного резервирования оборудования в этом режиме необходим дополнительный сетевой насос на водогрейной котельной.
3. Существующее состояние и анализ работы тепловых сетей от централизованных теплоисточников ОАО "Волжская ТГК"
Тепловые нагрузки ЖКХ и промышленных предприятий г. Саратова в основном обеспечиваются от четырех крупных существующих централизованных источников тепла: ТЭЦ-1, ТЭЦ-2, СарГРЭС и ТЭЦ-5.
На базе указанных источников тепла сформирована существующая система магистральных и распределительных тепловых сетей, обеспечивающая транспорт тепла к потребителям.
Теплоносителем для систем отопления, вентиляции и горячего водоснабжения жилых, общественных зданий и промпредприятий является горячая вода.
Регулирование отпуска тепла качественное по отопительному графику 130-70°С.
С 2006 г. в эксплуатации Саратовских тепловых сетей находятся также распределительные (квартальные) сети, примыкающие к магистральным тепловым сетям. Общая протяженность всех тепловых сетей составляет 384,2 км в двухтрубном исчислении, из них на балансе Саратовских тепловых сетей - 177,4 км и в безвозмездном пользовании - 206,8 км.
Таблица 16
|
Теплоисточник |
Протяженность теплотрассы, км |
|
|
магистральная |
квартальная |
|
|
Саратовская ТЭЦ-1 |
10 |
19 |
|
Саратовская ТЭЦ-2 |
42 |
83 |
|
Саратовская ТЭЦ-5 |
78 |
59 |
|
Саратовская ГРЭС |
48 |
46 |
|
Итого |
178 |
207 |
Примечание: тепломагистраль от ТЭЦ-5 на совхоз "Весна" Ду 700 мм находится в ведении данного потребителя.
Структура тепловых сетей от источников представлена в таблице 16.
По способу прокладки магистральные тепловые сети состоят из:
- подземной прокладки - 95,0 км;
- надземной прокладки - 83,0 км.
Средний диаметр трубопроводов тепловых сетей в целом составляет 0,330 м.
Структура тепловых сетей по срокам службы приведена ниже. Как видно 1,8 км или 8,5% от общего количества тепловых сетей проработали более 25 лет, то есть выработали свой ресурс и подлежат перекладке:
до 5 лет - 65,63;
от 6-10 лет - 56,31;
от 11-15 лет - 41,1;
от 16-20 лет - 32,87;
от 21-25 лет - 12,88;
более 25 лет - 1,8;
всего - 210,55.
Продолжительность работы тепловой сети 8760 часов, из них:
- отопительный период - 5088 часов;
- летний период - 3672 часа.
Схема теплоснабжения от СарГРЭС, СарТЭЦ-2, СарТЭЦ-5 смешанная и от СарТЭЦ-1 закрытая.
По существующим магистральным тепловым сетям тепло транспортируется в Кировский, Ленинский, Фрунзенский, Октябрьский и Заводской районы.
Фактические расходы сетевой воды и подключенная нагрузка по каждой магистрали ТЭЦ-1, ТЭЦ-2, ГРЭС и ТЭЦ-5 на отопительный сезон 2006-2007 гг. представлены в таблице 17.
Таблица 17
Тепловые магистрали от ТЭЦ-1, ТЭЦ-2, ТЭЦ-5 и ГРЭС. Фактические показатели на отопительный сезон 2006-2007 гг.
|
N |
Наименование |
Тепловая нагрузка (подкл), Гкал/час |
Расход сетевой воды (среднесуточный), т/час |
Примечание (давление Р1/Р2 ати) |
|
1 |
ТЭЦ-1 |
152,0 |
2100 |
8,0/1,5 |
|
1.1 |
1 тепломагистраль |
76,0 |
1050 |
8,0/1,5 |
|
1.2 |
2 тепломагистраль |
76,0 |
1050 |
8,0/1,5 |
|
2 |
ТЭЦ-2 |
502,0 |
6500 |
12,0/5,0 |
|
2.1 |
1 тепломагистраль |
293,0 |
3800 |
12,0/5,0 |
|
2.2 |
2 тепломагистраль |
209,0 |
2700 |
12,0/5,0 |
|
3 |
ТЭЦ-5 |
875,0 |
12600 |
15,5/5,5 |
|
3.1 |
1 вывод |
520,0 |
7500 |
15,5/5,5 |
|
3.2 |
5 вывод |
295,0 |
4100 |
15,5/5,5 |
|
3.3 |
"Весна" |
60,0 |
1000 |
15,5/5,5 |
|
4 |
ГРЭС |
497,0 |
6800 |
8,5/3,5 |
|
4.1 |
1 вывод |
80,0 |
1100 |
8,5/3,5 |
|
4.2 |
2 вывод |
58,0 |
800 |
8,5/3,5 |
|
4.3 |
3 вывод |
234,0 |
3200 |
8,5/3,5 |
|
4.4 |
4 вывод |
125,0 |
1700 |
8,5/3,5 |
Отпуск тепла от ТЭЦ-1 осуществляется по одному выводу 2Ду 700 мм, который разделяется на 1 тепломагистраль (ТМ-1) 2Ду 700 мм и 2 тепломагистраль (ТМ-2) 2Ду 600 мм. Суммарный среднесуточный расход воды от ТЭЦ-1 по всем выводам составляет 2100 т/ч.
ТЭЦ-2 имеет 2 вывода: 1 вывод (ТМ-1) 2Ду 900 и 2-й вывод (ТМ-2) 2Ду 800. Среднесуточный расход сетевой воды от ТЭЦ-2 составляет 6500 т/ч.
ТЭЦ-5 имеет 3 вывода: 1 вывод 2Ду 1000, вывод N 5 2Ду 1200, 3 - "Весна". Среднесуточный расход сетевой воды от ТЭЦ-5 составляет 12600 т/ч.
ГРЭС имеет 4 вывода: 1 вывод - 2Ду 500, 2-й вывод - 2Ду 400, 3 вывод - 2Ду 800, 4 вывод - 2Ду 700. Среднесуточный расход сетевой воды от ГРЭС составляет 800 т/ч.
Тепловые сети от ТЭЦ-5 и ГРЭС по схеме объединены и разделяются путем закрытия соответствующей запорной арматуры в камерах.
Саратовские тепловые сети от ТЭЦ-2, ТЭЦ-5 и ГРЭС имеют сложный профиль, по этой причине на магистральных тепловых сетях находятся 8 насосных станций:
- от Саратовской ТЭЦ-2 - НС N 7, N 8, N 9;
- от Саратовской ТЭЦ-5 - НС N 2, N 3, N 6;
- от Саратовской ГРЭС - НС N 4, N 5.
НС N 4, 5, 9 - повысительные;
НС N 2, 3, 6, 8 - понизительные.
В насосной НС-7 насосы установлены и на прямой, и на обратной магистралях. Данные по существующим насосным станциям приведены в таблице 18.
Таблица 18
Оборудование насосных станций СТС
|
Поз. N |
насосная |
Характеристика насоса |
Кол-во, шт. |
Электродвигатель (хар-ка) |
Кол-во, шт. |
Кол-во в работе |
Примечание |
|
|
зима |
лето |
|||||||
|
1 |
НС N 2 |
ПН-1-5 СЭ-1250-70 |
5 |
А-114-4М N = 320 КВт n = 1460 об/мин |
5 |
3 |
- |
|
|
Q = 1209 м3/час, Н = 71 м в.ст. | ||||||||
|
2 |
НС N 3 |
ПН-1-4 СЭ-1250-70 |
4 |
А-114-4М N = 320 КВт n = 1460 об/мин |
4 |
2 |
- |
|
|
Q = 1250 м3/час, Н = 70 м в.ст. | ||||||||
|
3 |
НС N 4 |
ПН-1.2.3 СЭ-1250-70-11 |
3 |
4А255М4УЗ N = 315 КВт n = 1500 об/мин |
3 |
2 |
1 |
|
|
Q = 1250 м3/час, Н = 70 м в.ст. | ||||||||
|
ПН-4 1Д800-56 q = 800 м3/час, Н = 56 м в.ст. |
|
4AMH315S4У3 N = 200 КВт n = 1450 об/мин |
1 |
|
|
|
||
|
4 |
НС N 5 |
ПН-1.2,3 КСВ 500-25 |
3 |
А-355М643 N = 200 КВт n = 1000 об/мин |
3 |
1 |
|
|
|
о = 500 м3/час, Н = 85 м в.ст. | ||||||||
|
Насос для гвс 4К-6 |
1 |
А2-81-2 N = 55 КВт n = 2920 об/мин |
1 |
|
|
|
||
|
Q = 90 м3/час, Н = 87 м в.ст. | ||||||||
|
ПН-1-4 РСМ-1250-140-11, Q = 1250 м3 /час, Н = 140 м в.ст. |
4 |
N = 630 КВт n = 1500 об/мин |
2 |
- |
|
|
||
|
6 |
НС N 7 |
ПН-1 12НДС-60 Q = 1260 м3/час, Н = 64 м в.ст. |
1 |
ПН-1.3.4 А-113-4 N = 250 КВт n = 1450 об/мин |
3 |
5 |
- |
|
|
ПН-2-7 СЭ-1250-70 Q = 1250 м3/час, Н = 70 м в.ст. |
б# |
ПН-2.5.6.7 А4-355 N = 315 КВт n = 1450 об/мин |
4 |
|
||||
|
7 |
НС N 8 |
ПН-1.3 14НДС Q = 900 м3/час, Н = 32 м в.ст. |
2 |
ПН-1 АЗ-315М-6 N = 132 КВт, n = 980 об/мин ПН-3 А-103-6М N = 160 КВт, n = 985 об/мин |
1
1 |
2 |
- |
|
|
ПН-2.4 1Д1250-63, Q = 1250 м3/час, Н = 63 м в.ст. |
2 |
ПН-2 А-102 14М N = 160 КВт n = 1475 об/мин ПН-4 А-03-315 N = 132 КВт, n = 1000 об/мин |
1
1 |
|||||
|
8 |
НС N 9 |
ПН-1.2 СЭ800-100-11, Q = 800 м3/час, Н = 100 м в.ст. |
2 |
А-112-4М N = 320 КВт n = 1500 об/мин |
2 |
2 |
1 |
ПН-5, 6 не задействованы |
|
ПН-3.4 10КСД Q = 234 м3/час, Н = 57 м в.ст. |
2 |
А02-92-693 N = 75 КВт n = 985 об/мин |
2 |
|||||
|
ПН-5.6 ЗК-6, Q = 30-70 м3/час, Н = 62-44 м в.ст. |
2 |
КО 12-2-4 N = 11 КВт n = 2920 об/мин |
2 |
|||||
3.1. Тепловые сети Саратовской ТЭЦ-1
Теплоснабжение от Саратовской ТЭЦ-1 осуществляется по двум тепловыводам.
По расчетным схемам построены пьезометрические графики по характерным точкам и путям движения потоков.
Тепломагистраль N 1 (ТМ-1) проложена вдоль улицы Орджоникидзе до ул. 1-я Пионерская и имеет протяженность порядка 2,5 км.
Давление в обратном трубопроводе на всех участках магистрали находится в пределах допустимого (3,7-5,1 кгс/см2). Располагаемый перепад давления на конечных участках магистрали и ответвлениях от нее находится на пределе допустимой величины от 15 м в.ст. до 11 м в.ст. При этом потребители, расположенные в районах камер У-290-148 и ЦТП по ул. Отрадная, подключены по "независимой" схеме.
Тепломагистраль N 2 (ТМ-2) проложена вдоль улицы Чернышевского, имеющей относительно ровный рельеф, и её протяженность составляет порядка 4,9 км. Диаметры трубопроводов по трассе изменяются от Ду 600 до Ду 400.
Из пьезометрического графика видно, что на участке от камер У-236 до ЦТП "Берег" (отм. земли 22,9 м) имеется повышенное значение давления в обратном трубопроводе и составляет 5,5 кгс/см. Потребители только одного жилого дома ПРП 1/15, расположенного в самой нижней зоне, подключены в ЦТП по "независимой" схеме. Остальные потребители находятся в неблагоприятных условиях.
Располагаемый перепад давления на конце трассы в камере К-241 (район Бассейна) составляет порядка 10 м в.ст., что для данного потребителя достаточно.
Анализ работы существующих тепловых сетей от ТЭЦ-1 показал, что в основном пропускная способность трубопроводов в тепловых сетях обеспечивает пропуск фактических расходов сетевой воды, потери давления не превышают нормируемые значения, значения располагаемых перепадов давления на конечных участках (Дельта Р_конц) - минимально допустимые.
3.2. Тепловые сети Саратовской ТЭЦ-2
ТЭЦ-2 запитывает потребителей Заводского района и частично Октябрьского района города Саратова.
В связи с тем, что рельеф местности, по которой проложены тепломагистрали от ТЭЦ-2, имеет значительные перепады отметок (от ТЭЦ отм. 56,0 м до 90,0 м и 190,0 м) установлены три насосные станции: НС-8 (на ТМ1) и НС-7, НС-9 (на ТМ2).
Поток 1 (с НС-8).
Первый путь первого вывода ТЭЦ-2.
Протяженность данного пути составляет около 6,3 км.
Расход сетевой воды по магистрали в отопительном сезоне 2005-2006 гг. составил 3800 т/ч.
Из пьезометрического графика видно, что рельеф местности после узла У-124 (отм. 84,5 м) идет на понижение отметок до отм. 52,8 м (К-143). В связи с этим на данной тепломагистрали установлена насосная НС-8.
В НС-8 на прямом трубопроводе осуществляется дросселирование давления с 7 кгс/см2 до 4,6 кгс/см2 при помощи регулирующего клапана РК-1.
На трубопроводах обратной сетевой воды установлены две пары насосов, которые имеют следующие характеристики:
ПН1 и ПНЗ с производительностью Q = 900 м3/4 и напором Н = 32 м в.ст. и ПН2 и ПН4 с производительностью Q = 1250 м3/4 и напором Н = 63 м в.ст.
В отопительный период 2005-2006 гг. производительность насосной НС-8 составила 1400 т/ч, давление в обратном трубопроводе повышалось на 22 м в.ст.
В конце магистрали в районе камеры К-150 располагаемый перепад давлений составляет 20 м в.ст., что в пределах нормы. Давление в обратном трубопроводе имеет повышенное значение - 5,5 кгс/см2.
У потребителей в районе ЦТП 48 располагаемый перепад давлений составляет 10 м в.ст., что является предельно допустимой величиной для данной застройки.
Поток 4.
Между тепломагистралями ТМ1 и ТМ2 имеются перемычки, одной из которых является перемычка 2Ду 700 по ул. Васильковской от У-124 (ТМ-1) до У-223 (ТМ-2) протяженностью 1,02 км.
Данная перемычка позволяет делать перепуск сетевой воды (G = 1500 т/ч) из 1-й магистрали во вторую.
В тепловых камерах данной теплотрассы имеются достаточные располагаемые напоры 38-21 м.
Давление в обратном трубопроводе находится в пределах Р2 = 3,6-5,0 кгс/см2, но на участке от камеры К-124/9 до узловой камеры У-223 давление имеет повышенные значения 5,4-5,5 кгс/см2.
На участке тепломагистрали ТМ-10 по ул. Азина, соединяющей ТМ2 в узловой камере К-209 и первую перемычку (см. путь 4) в камере К-124/3, имеются "узкие" места: - в камере К-1007 давление в обратном трубопроводе составляет недопустимо высокое значение 6,5 кгс/см2. Данная проблема решается путем установки у потребителей насосных смешения и перераспределением потоков сетевой воды от тепломагистралей. Границей раздела потоков в настоящее время служит задвижка между камерами К-1004 и К-1005.
Поток 2 (с НС-9).
Второй путь второго вывода ТЭЦ-2.
Протяженность данного пути составляет около 5,9 км от ТЭЦ-2 в пос. Комсомольский.
Особенностью данного пути является большая разница отметок земли: от отм. 56,0 м (ТЭЦ-2) до отм. 133,0 м (К-440 и ЦТП ул. Химическая). Для создания необходимой разницы давлений у потребителей установлена повысительная насосная НС-9.
В отопительном сезоне в насосной НС-9 давление в подающем трубопроводе повышается на 37 м в.ст. (с 5,8 кгс/см2 до 9,5 кгс/см2). Производительность насосной НС-9 по прямой сетевой воде составила 960 т/ч.
На обратном трубопроводе регулирующим клапаном РК-2 давление снижается с 6,0 кгс/см2 до 4,0 кгс/см2.
В НС-9 установлены две пары насосов, которые имеют следующие характеристики:
ПН1 и ПН2 с производительностью Q = 800 м/ч и напором Н = Т#00 м в.ст. и ПНЗ и ПН4 с производительностью Q = 234 м/ч и напором Н = 57 м в.ст.
Насосы ПН-5, 6 в работе не задействованы. Таким образом, максимальная производительность НС-9 по сетевой воде составляет 1800 м3/ч (при резерве одного насоса ПНЗ(4).
Давление в обратном трубопроводе на протяжении всей трассы находится в пределах нормы, кроме района насосной, но там потребителей нет.
Располагаемый перепад давлений на концевых участках данного пути (К-440) составляет 12 м в.ст. Низкое значение располагаемого давления имеет место в связи с большими удельными сопротивлениями по трассе между НС-9 и ЦТП Химическая.
Поток 3 (с НС-7)
Третий путь второго вывода (ТМ-2) имеет наибольшую протяженность 9,7 км от ТЭЦ-2 до узловой камеры У-290-48, которая расположена на границе раздела тепловых сетей ТЭЦ-2 и ТЭЦ-1.
Перепад отметок земли по трассе составляет порядка Дельта h = 40 м.
Из пьезометрического графика видно, что в районе камеры У-236 располагаемый перепад давлений отсутствует, на участке от ТК-229 до повысительной насосной НС-7 происходит пересечение эпюр давлений прямого и обратного трубопроводов, что свидетельствует об отсутствии циркуляции теплоносителя. Потребителей на данном участке нет.
В районе узловой камеры У-236 установлена насосная НС-7.
В рассматриваемый отопительный период производительность насосной НС-7 по прямой сетевой воде составила 2300 т/ч, по обратной - G2 = 2200 т/4.
В насосной НС-7 давление в подающем трубопроводе повышалось на 16 м в.ст., давление в обратном трубопроводе повышалось на 41 м в.ст.
В существующей насосной:
- на подающем трубопроводе установлено 3 насоса (Н5-Н7) (2 раб., 1 рез.) производительностью 1250 м3/ч каждый и напором Н = 70 м в.ст.;
- на обратном трубопроводе установлено 4 насоса (Н1-Н4) производительностью 1250 м3/ч и напором Н = 64-70 м в.ст.
Давление в обратном трубопроводе на протяжении магистрали от НС-7 до конечной камеры У-290-48 находится в пределах нормы.
В конце трассы располагаемый перепад давлений имеет минимальное значение порядка 10-13 м в.ст., поэтому потребители, расположенные в районе камеры У-290-148, подключены по "независимой" схеме.
Поток 5.
Длина перемычки между тепломагистралями ТМ1 и ТМ2 от У-137 до У-238 с диаметрами Ду 400, Ду 300 составляет 2,05 км. В соответствии с настоящим режимом работы тепловых сетей на перемычке задвижка в районе камеры У-524.
Пьезометрический график давлений пятого пути представлен в приложении 11. Расход сетевой воды по ответвлению на перемычке составляет G = 630 т/ч.
Давление в обратном трубопроводе на данном участке находится в пределах Р2 = 4,3 - 5,0 кгс/см2 и располагаемый напор составляет 32 м#.
Потребители микрорайона по ул. Кавказской (рядом с проспектом Энтузиастов) и ЦТП-56 могут запитываться как от 1-й тепломагистрали, так и от 2-й.
В отопительном сезоне 2005-2006 гг. давление в обратном трубопроводе достигало недопустимо высокого значения 6,2 кгс/см2 и фактический располагаемый напор составлял 13 м в.ст., когда теплоснабжение ЦТП-56 осуществлялось от ТМ2 при ответвлении от камеры У-525. Эти проблемы были устранены в отопительном сезоне 2006-2007 гг., когда запитка данного микрорайона производилась от 1-й магистрали после НС-8.
Анализ работы существующих тепловых сетей от ТЭЦ-2 показал, что в основном пропускная способность трубопроводов в тепловых сетях обеспечивает пропуск фактических расходов сетевой воды, потери давления не превышают нормируемые значения.
Основными проблемами на конечных участках являются:
- повышенные значения давления в обратном трубопроводе (5,5 кгс/см2) - это камера К-150, перемычка по ул. Азина, участок на перемычке по ул. Васильковской от К-124/9 до У-223;
- предельный располагаемый перепад давления у потребителей (13-10 м) - в ЦТП-48, в районе узловой камеры У-290-148, которая является границей раздела с ТЭЦ-1. При существующем состоянии тепловых сетей причиной этого является недостаточный перепад давления на выводах ТЭЦ.
3.3. Тепловые сети от ТЭЦ-5 и ГРЭС
Центральный район города запитывается от двух источников теплоты - ГРЭС и ТЭЦ-5.
От ТЭЦ-5 и ГРЭС имеется разветвленная двухтрубная тепловая сеть, выполненная по кольцевой схеме, соединенная перемычками, на которых установлены разделительные задвижки.
Характерной особенностью данных сетей является существенное отличие в отметках высот расположения теплоисточников: ТЭЦ-5 расположена на местности с отм. 85 м, ГРЭС - 32 м.
При этом ТЭЦ-5 запитывает потребителей, находящихся от ТЭЦ на расстоянии около 16 км и на отметке высоты 33 м (вблизи ГРЭС).
Также на расстоянии около 3-5 км от ТЭЦ-5 находится участок теплосети с отметкой высоты около 167 м.
ГРЭС запитывает потребителей, расположенных на отметках высот около 113 м. Перепад высот составляет 113 - 32 = 81 м. Поэтому для создания соответствующей разницы давлений между прямой и обратной магистралями у потребителя используются повысительные насосные (НС-4, НС-5, НС-10), так как давления, создаваемого сетевыми насосами ГРЭС (8,5 кгс/см2), для этих целей недостаточно.
3.4. Тепловые сети Саратовской ТЭЦ-5
Саратовская ТЭЦ-5 имеет 3 вывода: N 1, N 8 и N 5. Кроме того, имеется отдельная магистраль Ду 700 на совхоз "Весна". Из-за отсутствия режимных проблем данная магистраль в анализе работы тепловых сетей не рассматривается.
Перепад давлений Р1 - Р2 на ТЭЦ-5 составляет 10 кгс/см2. Максимальное удаление потребителей от теплоисточника (ТМ-1, 8, путь 3) составляет 16 км. С учетом наличия на основных магистралях насосных общий располагаемый напор в теплосети представляется достаточным с резервом.
Особенностью теплосети от ТЭЦ-5 является наличие между теплоисточником и основной массой потребителей хребта высотой до 170 м, в то время как отметка станции 85 м, а потребители, расположенные за хребтом, размещены на отметке 100-33 м. По гребню этого хребта проходит часть 1 магистрали (от П-801 до К-122).
Таким образом, вода 1 магистрали от ТЭЦ должна "переваливать" через хребет. В этих условиях важнейшее значение имеет головной участок 1 магистрали от ТЭЦ до П-801, по которому почти транзитом передается 2/3 потока воды в город. Этот участок является общим для двух рассматриваемых потоков (поток 3 и поток 1). Фактически перепад давлений в конце головного участка (длиной 3,5 км), совпадающий с павильоном П-801, является исходным для этих потоков.
Магистраль N 5 Ду 1000 мм можно считать длинной перемычкой между ТЭЦ и камерой К-122 на 1 магистрали. Расход воды по ней определяется разностью давлений в этих крайних точках.
Далее рассмотрены пьезометрические графики по трем основным потокам.
Поток N 3. Общая протяженность третьего пути первого вывода ТЭЦ-5 составляет около 16 км, диаметры трубопроводов изменяются от Ду 1200 до Ду 300, отметки высот от 167 м до 33 м.
На данном пути находится одна понизительная насосная НС-6.
В отопительный сезон 2005-2006 гг. производительность насосной НС-6 составила 2520 т/ч, давление в обратном трубопроводе насосами повышалось с 2,4 кгс/см2 до 12,5 кгс/см2, т.е. на 101 м в.ст.
В НС-6 на прямом трубопроводе осуществляется дросселирование давления с 14 кгс/см2 до 7 кгс/см2 при помощи регулирующего клапана РК-1.
На трубопроводах обратной сетевой воды установлены насосы ПН 1-4 (4 шт.) с производительностью Q = 1250 м/ч и напором Н = 140 м в.ст. каждый.
Выше сказано о значении головного участка для всего режима теплосети и величины перепада давлений в П-801. Фактически перепад давления в П-801 составляет 30 м в.ст., что и является исходным перепадом для потоков N 3 и N 1. Давление Р2 в П-801 связано с высотой местности (хребта) и условием "заливки" верхних этажей зданий, так как перепад давлений Р2 на участке П-801 - ТЭЦ значительно меньше сопротивления этого участка. Т.е. сопротивление обратного трубопровода этого участка не является критическим. Таковым является сопротивление прямого трубопровода от ТЭЦ до П-801, которое при длине участка 3,5 км составляет 3,0 кгс/см2, или ~1 кгс/см2 на 1 км. При скорости воды 1,8 м/сек удельное сопротивление не должно превышать 0,35 кгс/см2 на 1 км. Таким образом, фактически головной участок 1 магистрали перегружен.
Перепад давлений на ответвлении от 1 магистрали (УТ-107) достаточно велик (~35 м), однако большая протяженность ответвления в сторону 5 магистрали и малый диаметр труб приводят к предельно малым располагаемым напорам в концевых участках (ЦТП-15, 19).
Располагаемый перепад давлений между прямой и обратной магистралью в районе насосной НС-6 составляет 22 м и находится на допустимом уровне, но не может быть увеличен без реконструкции сетей.
Давление в обратном трубопроводе имеет недопустимо высокое значения 6,1 кгс/см2. Однако потребителей тепла на данном участке нет.
Перепад давлений в конце магистрали на участке от К-642 до К-642/1 ниже предельно допустимой величины и составляет около 9 м. В то же время величина дросселирования в НС-6 составляет 70 м. Поэтому при соответствующей регулировке тепловых сетей перепад давлений в конце магистрали при необходимости может быть увеличен.
Поток N 1
Для этого потока определяющим является участок 1 магистрали от П-801 до К-122, проложенный по "хребту" местности. Критической точкой является К-122, перепад давлений в которой определяет расход воды по 5 магистрали и перепад давлений в П-102, от которой начинается ответвление на ул. Тверскую. Перепад давлений в П-102 составляет 2 кгс/см2. При этом в конечном участке ответвления на ул. Тверскую располагаемый напор предельно мал.
Павильон П-102 расположен в здании насосной N 1, которая была в свое время построена в соответствии с проектом. Так как фактический режим теплосети обеспечивался без работы насосной в НС-1, то насосы НС-1 были демонтированы. В настоящее время в здании НС-1 расположен участок трубопровода Ду 1000 мм и Ду 700 мм (отвод на ул. Тверскую) с запорной арматурой.
Далее по потоку 1 находятся две понизительные насосные НС-2 и НС-3.
В насосной НС-2 на трубопроводах обратной сетевой воды установлены насосы ПН 1-5 (5 шт.) с производительностью Q = 1209 м3/ч и напором Н = 71 м в.ст. каждый.
В отопительном сезоне 2005/2006 гг. давление в обратном трубопроводе в НС-2 повышалось с 2,8 кгс/см2 до 7,8 кгс/см2 (на 50 м в.ст.) при расходе сетевой воды G2 = 3200 т/ч.
В районе понизительной насосной НС-2 располагаемый перепад давлений находится в пределах 6 м. Давление в обратном трубопроводе на участке от К-132 до П-102 превышает предельно допустимую величину 6,1 кгс/см2. Потребителей на данном участке нет.
Располагаемый перепад давлений в районе понизительной насосной НС-3 составляет 15 м. Оперативная схема насосной НС-3 представлена в приложении 36.
В отопительном сезоне 2005/2006 гг. давление в обратном трубопроводе в НС-3 повышалось с 2,5 кгс/см2 до 6,5 кгс/см2 (на 40 м в.ст.) при расходе сетевой воды G2 = 2200 т/ч.
В насосной НС-3 на трубопроводах обратной сетевой воды установлены насосы ПН 1-4 (4 шт.) с производительностью Q = 1250 м#/ч и напором Н = 70 м в.ст. каждый. В НС-3 на прямом трубопроводе осуществляется дросселирование давления с 8,0 кгс/см2 до 5,5 кгс/см2 при помощи регулирующего клапана РК-1. Поэтому располагаемый напор за НС-3 при снижении дросселирования может быть увеличен.
Располагаемый перепад давлений далее по трассе на участке К-5509 - К-5405 - К-908/6 находится в пределах допустимой величины и составляет около 12 м. Расходы воды и соответствующие скорости потока на всем протяжении кроме участка по ул. Пугачевской от ТК5109 до ТК5405 не превышают допустимых. На указанном участке по ул. Пугачевской скорость движения воды достигает значения 1,7 м/сек, что превышает допустимую величину для труб Ду 400.
На ответвлении от 1 потока в узловой камере К-224 до камеры К-5907 давление в обратном трубопроводе находится в пределах Р2 = 4,5-4,6 кгс/см2 и располагаемый напор составляет минимально допустимую величину 14 м.
Поток N 2. Второй путь первого вывода ТЭЦ-5.
Согласно пьезометрическому графику, начиная от камеры П-102 и до конца пути (камера К-321), располагаемый перепад давлений находится на уровне предельно допустимой величины 16-12 м. Кроме того, давление в обратном трубопроводе в районе камеры П-102 составляет около 6,1 кгс/см2. Однако потребителей на данном участке нет. Узким местом потока является перепад давлений в камере П-102, зависящий, в основном, от режима потока N 1.
Вывод N 5 от ТЭЦ-5 имеет диаметр 2 Ду 1000. Пьезометрический график головного участка данной магистрали аналогичен графику головного участка вывода N 1. Выше было отмечено, что магистраль 5 фактически является перемычкой 1 магистрали. Перепад давления от УТ-510 до П-102 составляет 30-20 м в.ст. и не может быть увеличен. В концевых участках ответвления от 5 магистрали (от УТ-510) располагаемые напоры малы, т.е. пропускная способность ответвления исчерпана. По условиям работы тепловых сетей в существующем режиме задвижка на обратном трубопроводе в камере УТ-510А закрыта.
В целом можно сделать вывод что запас по пропускной способности теплосети от ТЭЦ-5 составляет не более 1500-2000 т/час. Определяющим местом теплосети является высокое сопротивление головного участка 1 магистрали, особенно прямого трубопровода.
Тепловые сети за насосными станциями N 6, N 3 имеют значительный резерв по пропускной способности из-за наличия дросселирования в прямых трубопроводах. Имеются ответвления от основных магистралей (от П-102, от УТ-107, УТ-510), пропускная способность которых при существующем режиме работы исчерпана.
3.5. Тепловые сети Саратовской ГРЭС
Станция по месту расположения находится в нижней точке относительно подключенных к ней потребителей. В связи с этим гидравлический режим имеет свои особенности. Чтобы обеспечить у потребителей требуемое давление в обратном трубопроводе, искусственно создается подпор в обратном трубопроводе уже на головных участках. Это вызывает понижение располагаемого напора у потребителей, особенно у расположенных на высоких отметках относительно станции.
По расчетным схемам построены пьезометрические графики по характерным точкам и путям движения потоков.
Саратовская ГРЭС имеет 4 вывода: N 1, 2, 3, 4.
Поток N 1. Сетевая вода q = 4300 т/час от 3-го вывода 2 Ду 800 в камере К-311 делится на 2 потока. Основной поток q = 3700 т/час поступает к потребителям Октябрьского района западной части города. Протяженность первого пути 3-го вывода составляет 6 км.
На первом пути третьего вывода работают установленные последовательно две повысительные насосные НС-4, НС-5. Их необходимость связана с тем, что ГРЭС, расположенная на отметке высоты 32 м, запитывает потребителей, находящихся на высоте 113 м.
В насосной НС-4 повышается давление в подающем трубопроводе, в отопительном сезоне 2005/2006 гг. на 36 м (с 4,4 кгс/см2 до 8,0 кгс/см2), прокачивая при этом G = 2800 т/ч сетевой воды. В насосной НС-4 на трубопроводах прямой сетевой воды установлены 3 насоса ПН 1-3 с производительностью Q = 1250 м3/ч и напором Н = 70 м в.ст. каждый и один насос Q = 800 м3/ч и напором H = 56 м в.ст.
В НС-4 на обратном трубопроводе осуществляется дросселирование давления с 5,3 кгс/см2 до 2,9 кгс/см2 при помощи регулирующего клапана РК-1.
На участке от НС-4 до камеры К-334/4 имеют место повышенные значения давления в обратном трубопроводе 5,3 кгс/см2.
На участке от К-334/4 до повысительной насосной НС-5 происходит пересечение эпюр давлений прямого и обратного трубопроводов, что свидетельствует об отсутствии циркуляции теплоносителя в этой зоне. Потребителей на этом участке нет.
Повышение давления Р1 в насосной НС-5 составляет 23 м при количестве проходящей через неё прямой сетевой воды G1 = 630 т/ч. В насосной НС-5 на трубопроводах прямой сетевой воды установлены 3 насоса ПН 1-3 с производительностью Q = 500 м3/ч и напором Н = 85 м в.ст. каждый.
После НС-5 располагаемый перепад давлений оказывается минимальным для данной застройки (около 7 м). При необходимости перепад давлений на этом участке может быть повышен при соответствующей загрузке насосов НС-5 и регулировке тепловой сети.
Поток N 2. Первый вывод имеет диаметр 2 Ду 500.
Фактический расход сетевой воды по данному выводу в отопительный сезон 2005-2006 гг. составил 860 т/ч.
Из пьезометрического графика видно, что на участке от К-112 до К-112/12 располагаемый перепад давлений составляет 16-18 м, что находится на предельном минимальном уровне для многоэтажной застройки. В случае подключения новых потребителей на данном участке необходимо увеличивать диаметр трубопроводов.
Поток N 3. Второй вывод 2 Ду 500 проложен по ул. Чернышевского в восточную часть города и имеет протяженность около 2,5 км.
На третьем пути второго вывода на участке от К-216 до К-230/3 располагаемый перепад давлений изменяется от 18 до 12 м. Давление в обратном трубопроводе находится в допускаемых пределах 3,4-4,8 кгс/см2. Обращают на себя внимание повышенные удельные потери давления на головном участке прямого трубопровода от ГРЭС до К-216. Сопротивление участка прямого трубопровода более чем в 2 раза превышает сопротивление участка обратного трубопровода при близких расходах.
Поток N 4. Данная тепломагистраль 2 Ду 400 проложена по ул. Чернышевского и имеет протяженность около 3,1 км.
Рельеф местности относительно ровный. Давление в обратном трубопроводе находится в допускаемых пределах 3,5-4,3 кгс/см2.
На конечном участке данного пути в камере К-311/56 располагаемый перепад давлений имеет минимальное значение и составляет 11 м.
Анализируя общую ситуацию в теплосети от ГРЭС нужно отметить, что на большинстве путей и выводов основной проблемой здесь является недостаточный располагаемый перепад давлений. Радикальным мероприятием для улучшения режима работы теплосетей, особенно 1, 2, 4 выводов, было бы увеличение перепада давлений на ГРЭС с 5 кгс/см2 до 8 кгс/см2.