Структура современных систем теплоснабжения и предложения по ее изменению

В связи с особенностями климатических условий бесперебойное обеспечение населения и промышленности тепловой энергией в России является актуальной социальной и экономической проблемой. На теплоснабжение тратится свыше 45% от общего потребления всех видов топлива, что примерно в 2 раза больше, чем расход топлива на нужды электроэнергетики и соответствует топливоемкости всех остальных отраслей экономики.

В настоящее время отпуск тепла потребителям крупных населенных пунктов в основном производится и будет производится в дальнейшем от достаточно мощных систем централизованного теплоснабжения (СЦТ), имеющих в качестве источников тепла крупные ТЭЦ или районные котельные.

Значительная часть потребностей в тепловой энергии в нашей стране, и особенно в городах, имеющих высокую концентрацию тепловых нагрузок, традиционно обеспечивается за счет крупных СЦТ на основе паротурбинных ТЭЦ с теплофикационными турбинами различной мощности, т.е. имеет место широкое использование теплофикации, использование которой объективно позволяет получить существенную экономию органического топлива. Так комбинированная выработка тепловой и электрической энергии в России по различным источникам позволяет экономить от 20 до 30% топлива по сравнению с раздельной выработкой.

В современных условиях развитие теплофикации и систем теплоснабжения на ее основе стало испытывать конкуренцию со стороны децентрализованных схем и раздельной выработки тепловой и электрической энергии, обусловленную следующими обстоятельствами.

КПД электростанций с конденсационными турбинами значительно увеличился и достигает 40 – 43%. Вместе с тем удалось повысить КПД отопительных котельных, величина которого превышает КПД энергетических котлов ТЭЦ, а КПД использования топлива малых котельных практически может достигать 100%. Все это приводит к снижению относительной экономии топлива при теплофикации. Кроме того, развитие теплофикации требует значительных начальных затрат, а срок окупаемости при создании крупных ТЭЦ составляет около десяти лет. В современных экономических условиях это положение с учетом фактора мобильности объективно приводит к переходу на теплоснабжение от быстроокупаемых, автоматизированных и высокоэкономичных котельные различной мощности, включая крышные и домовые котельные установки заводской готовности, не смотря даже на то, что удельные капитальные затраты для таких котельных значительно выше аналогичного показателя для ТЭЦ.

Одной из основных проблем при традиционной схеме СЦТ является фактор надежности теплоснабжения. Как уже отмечалось, принятое расположение базовых и пиковых источников тепла, разработка режимов отпуска тепла и величины параметров сетевой воды определялись без учета этого фактора. В результате сложилась следующая ситуация.

Концентрация тепловой мощности и радиально-тупиковая структура тепловых сетей имеет весьма ограниченные возможности по резервированию тепловой мощности источников тепла. Аварийные переброски тепла могут производится в основном по концевым участкам тепловых сетей, имеющих малую пропускную способность. В соответствии с этим аварийные ситуации на источнике тепла или на головных участках магистралей тепловых сетей могут привести к значительному и длительному снижению подачи тепла потребителям.

Для повышения надежности теплоснабжения на источнике тепла предусматриваются возможность использования резервного теплогенерирующего оборудования (паровых теплообменников) с подачей пара из станционных паровых коллекторов или из отборов с более высокими параметрами пара и секционирование коллекторов теплофикационных установок ТЭЦ.

В тепловых сетях повышение надежности теплоснабжения обеспечивается различными способами резервирования и дублирования трубопроводов, что приводит к удорожанию тепловых сетей и усложнению их схем. При протяженных магистральных тепловых сетях повышение надежности обеспечивается секционированием магистральных трубопроводов, прокладкой нескольких ниток трубопроводов с меньшим диаметром и организацией перемычек между ними. Кроме того, предусматривается подключение потребителей к трубопроводам перемычек между соседними магистралями, обеспечивая тем самым возможность двусторонней подачи тепла.

Другим фактором, отрицательно сказывающимся на надежность тепловых сетей является использование достаточно высокого температурного графика 150/70 оС. При этом графике на 1оС изменения температуры наружного воздуха приходится примерно 3.0 оС изменения температуры сетевой воды в подающей линии. Соответственно при возможных относительно быстрых внутрисуточных изменениях погодных условий, связанных с повышением или понижением температуры воздуха в отопительном периоде на 7-10 оС требуется изменение температуры в подающей линии на 21-30 оС. При этом изменения температуры воздуха и, соответственно, воды в трубопроводах как правило носят циклический характер.

В этих условиях опыт эксплуатации в качестве меры по повышению надежности предусматривает применение срезки температурного графика на максимальную температуру 120-130оС, что приводит к недоотпуску тепла на отопление. При установке же на тепловых пунктах потребителей с независимой схемой присоединения отопления регуляторов нагрузки (температуры воды в контуре отопления) использование срезки температурного графика может привести к значительному увеличению расходов воды в тепловой сети и существенному изменению (усложнению) гидравлического режима тепловых сетей.

Снижение привлекательности получения тепла от систем теплоснабжения с использованием теплофикации приводит к отключению потребителей и их переходу на другие источники тепловой энергии. При этом объемы производства падают и тарифы на тепловую энергию для остальных потребителей возрастают.

В целях повышения привлекательности теплоснабжения на базе теплофикации необходимо предпринять организационные и технические меры по повышению надежности и экономичности производства и транспорта тепла, позволяющие продуманно и комплексно решать имеющиеся проблемы с учетом ожидаемого роста тепловых нагрузок существующих систем и изношенности основного оборудования, и в особенности установленных на ТЭЦ пиковых котлов.

Вместе с тем, как следует из опубликованных материалов по зарубежному опыту организации теплоснабжения, в настоящее время в Европейских странах (Дания, Германия) получило широкое распространение создание крупных систем централизованного теплоснабжения на базе параллельного подключения к общей тепловой сети нескольких источников различной мощности с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии (МиниТЭЦ, ПГУ ТЭЦ, ГТУ ТЭЦ).

Такой подход обусловлен значительной экономией топлива, получаемой при использовании теплофикации и возможностью наиболее эффективно решать экологические проблемы при сжигании органического топлива. При этом регулирование отпуска тепла в рассматриваемых системах производится в соответствии с графиком количественно-качественного регулирования при максимальной расчетной температуре в подающей линии на уровне 110 - 130оС. Нормальная работа систем теплоснабжения в этих условиях возможна только при условии полной автоматизации потребителей тепловой энергии.

Имеющиеся предложения по структуре и схемам СЦТ

В последнее время повышению эффективности комбинированной выработки тепловой энергии и систем теплоснабжения на ее основе уделяется пристальное внимание. Многими авторами и организациями разработаны различные предложения по возможным направлениям изменения структурных схем таких систем. При этом речь идет не о применении нового оборудования, каким является например использование для теплофикации парогазовых циклов, что само по себе позволяет повысить экономичность теплоснабжения, а именно о разработке нетрадиционных схем систем теплоснабжения в целом, в которых преимущества комбинированного производства тепловой энергии используются в наибольшей степени.

Одним из таких предложений является хорошо известное из технической литературы предложение д.т.н. Андрющенко А. И., суть которого заключается в переходе на централизованную подачу от ТЭЦ тепла только на горячее водоснабжение с его отпуском в районы теплопотребления по однотрубной схеме. При этом нагрузка отопления обеспечивается расположенными непосредственно в районах теплопотребления пиковыми источниками с различным составом теплогенерирующего оборудования и соответствующими тепловыми сетями. Подача воды и тепла от ТЭЦ в двухтрубные районные тепловые сети производится в виде их подпитки для компенсации непосредственного водоразбора на горячее водоснабжение в районных сетях, осуществляемого по открытой схеме. Использование такой схемы СЦТ позволяет повысить эффективность комбинированной выработки за счет снижения температуры отвода тепла от теплофикационных отборов турбин при стабильной их годовой загрузке по отпуску тепла.

Однако системы теплоснабжения с подобной структурой очевидно могут применяться при полностью новом строительстве, а также при реорганизации схемы теплоснабжения предусматривающей использование или загородной КЭС или новой ТЭЦ с подачей тепла в существующие районные тепловые сети, у которых в качестве источников тепла используются городские квартальные котельные.

Предлагаемая схема не может быть использована для сложившихся систем теплоснабжения городов на базе крупных ТЭЦ исходя из практической невозможности перноса нагрузки горячего водоснабжения на один из источников. Кроме того, при использовании открытых схем горячего водоснабжения следует учитывать необходимость создания соответствующей водоподготовки большой производительности и наличия исходной воды определенного качества.

Несколько вариантов изменения схем подключения пиковых источников в системах теплоснабжения и условиям работы тепловых сетей приведено авторами из Уляновского ГТУ в монографии «Технологии обеспечения пиковой нагрузки систем теплоснабжения».

В основном можно рассматривать два предложения.

В первом из них предлагается подключать пиковые котельные на ТЭЦ параллельно сетевым подогревателям и перевести работу тепловых сетей на пониженный температурный график с использованием центрального количественного или качественно-количественного регулирования.

По этому поводу следует сказать, что при современных схемах автоматизации тепловых пунктов центральное изменение расхода воды на теплоисточнике невозможно, поскольку расход воды определяется регуляторами у потребителя тепла. Кроме того, вызывает сомнения возможность соблюдения ограничений по допустимым расходам воды через сетевые подогреватели турбин при значительных изменениях расходов в тепловых сетях, что может потребовать отключение турбин по отпуску тепла с их работой в чисто конденсационном режиме.

Кроме того, для существующих систем теплоснабжения непосредственный переход на пониженный температурный график также не возможен, поскольку при той же тепловой нагрузке значительно возросший расход сетевой воды не может быть пропущен по тепловым сетям с прежними диаметрами трубопроводов.

Во втором предложении рассматривается возможность перехода на полную децентрализацию установок пиковой мощности систем теплоснабжения с ее производством непосредственно у потребителей. Это предложение также вряд ли экономически обосновано по суммарным затратам в систему теплоснабжения, хотя и позволяет по словам авторов получить значительную экономию топлива.

Так в качестве пиковых источников предлагается использовать или электронагреватели или домовые газовые котельные. Все это вместе будет очевидно значительно дороже, чем реконструкция пиковой водогрейной котельной на ТЭЦ, поскольку потребует перекладки или электросетей или газопроводных труб. Кроме того, использование электроэнергии для целей отопления, как показывает предыдущий опыт, позволяет получить экономические преимущества лишь при наличии избытка дешевой электроэнергии, производимой например на ГЭС.

Режимы работы тепловых сетей при предлагаемых схемах авторами практически не рассматриваются.

Одним из последних по времени высказано предложение коллектива авторов из Белорусии (Шкода А. Н. и др.), заключающееся в переходе при теплоснабжении от ТЭЦ на трехтрубные схемы тепловых сетей с раздельной подачей тепла на отопление и горячее водоснабжение . При этом на ТЭЦ нагрузка горячего водоснабжения обеспечивается в основном за счет использования теплофикационного пучка конденсатора и отбора нижней ступени, а подача тепла на отопление производится из верхних теплофикационных отборов.

Предложенный вариант схемы системы теплоснабжения имеет ряд преимуществ. Повышается КПД турбины за счет ликвидации чисто вентиляционного пропуска и выработка электроэнергии на тепловом потреблении при снижении параметров отвода тепла из цикла. При этом улучшаются режимы эксплуатации тепловых сетей отопления за счет стабилизации гидравлического режима и обеспечения возможности снижения температуры воды в подающей линии при положительных температурах воздуха в соответствии с отопительным графиком, связанной с отсутствием необходимости излома температурного графика. Использование аккумулирующих емкостей по горячему водоснабжению, устанавливаемых в районах теплопотребления, позволяет также иметь стабильный гидравлический и тепловой режим в трубопроводах системы горячего водоснабжения от ТЭЦ.

Для приведенной схемы СЦТ необходима установка на ТЭЦ оборудования по подготовке воды на горячее водоснабжение, и кроме того, применение такой схемы в действующих системах практически не возможно реализовать, поскольку почти для всех тепловых сетей от ТЭЦ требуется дополнительная прокладка трубопроводов сетей горячего водоснабжения. Предлагаемую схему можно рассматривать как вариант при создании новых централизованных систем теплоснабжения.

В приведенных работах подробно рассматривается в основном непосредственно источники тепла (теплофикационное оборудование турбин и пиковых котельных) и повышение экономичности при выработке тепла, но недостаточно внимания уделяется условиям и режимам работы присоединенных тепловых сетей и потребителей тепловой энергии, а также вопросам создания целостных систем на основе предлагаемых вариантов.

Предложения по изменению схем существующих СЦТ

В качестве основных направлений для достижения поставленных выше целей следует в первую очередь рассматривать предложения позволяющие осуществить возможную децентрализацию источников тепла и снижение температурного графика тепловых сетей.

Для систем теплоснабжения с традиционной структурой снижение температурного графика тепловых сетей является дорогостоящей и трудновыполнимой задачей. Это определяется в основном возможностями регулирования подачи тепла на отопление в тепловых пунктах потребителей и принятыми при проектировании тепловых сетей диаметрами трубопроводов.

Ниже предлагается возможный вариант изменения структуры эксплуатирующихся в настоящее время СЦТ, осуществление которого позволит с наименьшими затратами обеспечить выполнение указанных условий.

Предлагается провести реконструкцию системы теплоснабжения, перенося пиковые источники тепла с ТЭЦ в районы теплопотребления. При этом требующие реконструкции пиковые котлы на ТЭЦ демонтируются, а новые пиковые источники тепла оборудуются на тепловых сетях всех крупных выводов ТЭЦ и подключаются к существующим магистралям в промежуточных точках. Принципиальная схема системы теплоснабжения при таком переносе пиковых источников приведена на рис. 1, на котором приведена также изначальная схема СЦТ (рис. 1 а) с традиционной структурой.

В качестве пиковых источников могут использоваться водогрейные котлы, а также различные другие типы теплогенерирующего оборудования, включая ПГУ или ГТУ ТЭЦ. Выбор типа пикового источника в общем случае определяется на основании результатов технико-экономических расчетов.

Перенос пиковых источников в районы теплопотребления разбивает тепловые сети с присоединенными потребителями на две зоны: зону между ТЭЦ и точкой подключения пикового источника (зона ТЭЦ); и зону после пикового источника (зону пиковой котельной). При этом в обеих зонах могут поддерживаться различные температурные (температурные графики) и соответствующие гидравлические режимы. Как это показано на рис.1, включение пиковых источников по сетевой воде может производится как последовательно с теплофикационным оборудованием ТЭЦ, так и параллельно оборудованию ТЭЦ. Каждая из схем подключения имеет свои преимущества или недостатки.

При последовательном подключении через пиковый источник будет проходить большой расход воды с относительно высокой температурой перед источником, что имеет значение при использовании водогрейных котлов. Такая схема предусматривает подачу тепла только в зону пикового источника при отсутствии возможности выдачи тепловой мощности в зону ТЭЦ.

При параллельном подключении через пиковый источник проходит сниженный расход с температурой обратной линии на входе, но при этом имеется возможность подачи воды и тепла в тепловые сети зоны ТЭЦ, обеспечивая тем самым возможность резервирования тепловой мощности ТЭЦ. На пиковом источнике при этом устанавливается насос смешения.

В реальных условиях может одновременно использоваться как параллельное, так и последовательное присоединение пиковых источников. Выбор конкретных схем определяется гидравлическими характеристиками существующих тепловых сетей и необходимыми условиями резервирования.

Предлагаемое изменение структуры системы теплоснабжения позволяет снизить тепловую мощность, отпускаемую непосредственно от ТЭЦ до уровня мощности теплофикационного оборудования турбин. При этом условии по существующим трубопроводам без изменения диаметра может быть пропущен прежний расход воды, что обуславливает возможность перехода в зоне ТЭЦ на пониженный температурный график.

Протяженность тепловых сетей после пикового источника сравнительно меньше общей протяженности сети изначальной системы, что позволяет допустить большие потери давления (напора) при условии обеспечения прежнего располагаемого напора у наиболее удаленных потребителей. В соответствии с этим в сетях после пикового источника также возможно перейти на пониженный график с увеличенными расходами сетевой воды.

Предлагаемая структурная схема СЦТ приводит к децентрализации источников тепла с возможностью их взаимного резервирования и одновременно позволяет перейти на пониженный температурный график в тепловых сетях, что должно обеспечить повышение надежности теплоснабжения. Переход на предлагаемую структурную схему СЦТ потребует только доведения до необходимого уровня автоматизацию тепловых пунктов потребителей.

Кроме указанных преимуществ, предлагаемая схема позволяет увеличивать присоединенную нагрузку и мощность системы теплоснабжения по отдельным направлениям тепловых сетей за счет наращивания мощности пиковых источников, не изменяя диаметры трубопроводов остальной сети и характеристики других источников тепла, входящих в СЦТ.

Следует отметить, что гидравлические и тепловые режимы тепловых сетей и источников тепла кроме прочих условий зависят также от места подключения пикового источника к тепловой сети, т.е. от удаления подключаемого пикового источника от ТЭЦ.

В качестве примера определения показателей режимов и оценки основных условий реконструкции СЦТ были рассмотрены требуемые параметры и режимы работы при изменении схемы системы централизованного теплоснабжения с условной расчетной тепловой нагрузкой потребителей 1 Гкал/ч.

К изначальной тепловой сети присоединены потребители только с нагрузкой отопления при расчетной температуре в помещениях +18оС. При этих условиях и температурном графике традиционной схемы 150/70 оС расход воды в сети постоянен и равен 12.5 т/ч.

Принималось, что коэффициент теплофикации для изначальной традиционной схемы равен 0.5, т.е. из теплофикационных отборов турбин покрывается половина расчетной нагрузки системы. Другую половину обеспечивает пиковая котельная. График покрытия тепловой нагрузки системы теплоснабжения в зависимости от температуры наружного воздуха (относительной нагрузки отопления), принятый исходя из условия максимальной загрузки по теплу теплофикационных турбин ТЭЦ приведен на рис. 2

Для предварительного анализа будем считать, что присоединение тепловой нагрузки распределено равномерно по тепловой сети, которая представляет собой одну тупиковую магистраль переменного по длине сети диаметра. Общая относительная протяженность сети равна 1.

Схемы изначальной системы теплоснабжения и системы после переноса пикового источника (пиковой котельной) в район теплопотребления приведены на рис. 3. На этом же рис. приведены используемые в дальнейшем условные обозначения основных параметров режимов СЦТ.

Для оценки изменения гидравлических режимов системы теплоснабжения было принято, что в тепловой сети при традиционной схеме имеет место линейное изменение напора по длине трубопроводов. При этом относительный располагаемый напор на ТЭЦ при традиционной схеме равен 1, а устойчивость сети (отношение располагаемого напора на абонентском вводе к располагаемому напору на ТЭЦ) составляет 0.2, т.е. располагаемый напор у последнего потребителя равен 20% от развиваемого напора на ТЭЦ.

По результатам проведенных расчетов будет в основном показана техническая возможность реализации переноса пикового источника в район теплопотребления и рекомендуемые при этом режимы работы системы теплоснабжения. Следует учитывать также, что выбор основных параметров и решений (соотношение мощностей, место расположения пикового источника, принимаемые температурные графики и т.д.) очевидно определяется не только чисто техническими, но и технико-экономическими условиями. В предлагаемом материале технико-экономические условия не рассматриваются.

Для новой системы теплоснабжения принят тот же график покрытия суммарной тепловой нагрузки системы, что и для изначальной сети, который приведен на рис. 2, т е. пиковый источник обеспечивает при расчетных условиях половину нагрузки и коэффициент теплофикации для СЦТ в целом остается равным 0.5.

Будем считать, что для потребителей, подключенных к сети после перенесенного пикового источника (зона ПК) принимается отопительный температурный график 130/70оС. Для потребителей зоны ТЭЦ расчетный температурный график принят более низким исходя из возможности теплофикационных отборов турбин и равным 120/70оС.

При условии автоматизации тепловых пунктов потребителей температура в обратной линии сети при реконструкции не изменится и останется равной этой температуре для исходной тепловой сети.

Возможная точка подключения пикового источника к тепловым сетям при принятых условиях определяется гидравлическим режимом исходной системы и условиями получаемых гидравлических режимов при переносе пикового источника, для которых должно быть выполнено требование обеспечения преждних располагаемых напоров на присоединенных потребителях.

Как показали проведенные расчеты теплогидравлических режимов преобразованной системы теплоснабжения наиболее близкая к ТЭЦ точка подключения пикового источника при условии обеспечения заданных располагаемых напоров у присоединенных потребителей составляет 60% от общей протяженности первоначальной тепловой сети, т.е удалена на 0.6 относительных единиц общей протяженности сети от ТЭЦ. При этом, расчетная тепловая нагрузка потребителей зоны ТЭЦ составит 0.6 Гкал/ч, а зоны пиковой котельной 0.4 Гкал/ч.

Для СЦТ после реконструкции сохраняется исходный график покрытия суммарных тепловых нагрузок системы. Однако графики покрытия нагрузок зон ТЭЦ и пиковой котельной для условий рис. 2 имеют более сложный характер.

График покрытия тепловых нагрузок потребителей зоны ТЭЦ в зависимости от относительной нагрузки отопления приведен на рис. 4, график покрытия тепловых нагрузок потребителей зоны пиковой котельной – на рис. 5

На рис. 4 показаны графики изменения нагрузки потребителей зоны ТЭЦ и отпуска тепла от ТЭЦ. Приведен также график подачи тепла от ТЭЦ в зону пикового источника (в зону ПК). Последний, при относительных нагрузках больших 0.83 (при низких температурах наружного воздуха) имеет отрицательные значения, что говорит о необходимости подачи тепла в зону ТЭЦ от пикового источника.

На рис 5 приведены графики нагрузки потребителей зоны ПК и отпуска тепла от пикового источника. На этом же рис. показан также график подачи тепла в зону ПК от ТЭЦ, который при относительных нагрузках больших 0.83 имеет отрицательные значения, свидетельствующие, как уже отмечалось, о подаче тепла от пикового источника в зону ТЭЦ.

Температурные графики СЦТ для зоны ТЭЦ и пиковой котельной приведены на рис. 6, на котором для сравнения показан также температурный график исходной СЦТ.

Как следует из рис. 6, температурный график от ТЭЦ преобразованной системы теплоснабжения имеет сложную зависимость от температуры наружного воздуха. Максимальная температура при расчетных условиях соответствует, как указывалось ранее 120 оС, а минимальная температура сетевой воды от ТЭЦ в точке начала (окончания) отопительного периода принята равной 70 оС. Рассматриваемый график имеет точку излома при относительной нагрузке равной 0.5, соответствующей точке включения пиковой котельной. Температура в этой точке определяет наибольший расход воды в трубопроводах зоны ТЭЦ, передаваемый в зону ПК, что обуславливает наиболее напряженный гидравлический режим зоны ТЭЦ и системы теплоснабжения в целом. Температура в точке излома определялась исходя из условий обеспечения необходимых гидравлических условий для присоединенных потребителей при принятой точке подключения переносимого пикового источника.

Следует отметить, что уровень температур в подающей линии от теплофикционной части ТЭЦ определяет эффективность комбинированной выработки тепловой и электрической энергии и чем он ниже, тем выше удельная комбинированная выработка.

Соответствующие приведенным выше данным по температурам в различных частях схемы СЦТ при принятой точке переноса пикового источника графики расходов воды в зависимости от относительной нагрузки отопления (температуры наружного воздуха) на различных участках схемы системы теплоснабжения приведены на рис.7. Для сравнения на рисунке приведен требуемый график расхода сетевой воды от ТЭЦ для исходной системы теплоснабжения при температурном графике 150/70 оС.

Как следует из рис. 7 расход воды от ТЭЦ в реконструируемой системе теплоснабжения существенно ниже изначального значения в 12.5 т/ч и возрастает при понижении температуры наружного воздуха от 6.5 до 10.0 т/ч. Расход воды через пиковый источник при понижении температуры воздуха сначала снижается от 4.1 до 3.6 т/ч и далее возрастает до максимального значения при расчетных условиях, равного 8.7 т/ч.

Так же как и при отпуске тепла, в реконструируемой СЦТ имеют место перетоки воды между зоной ТЭЦ и зоной ПК. Расходы воды по зонам приведены на рис. 8 и 9.

На рис.8 приведены график суммарного расхода воды для потребителей зоны ТЭЦ, график расхода воды от ТЭЦ и график подачи воды в зону ТЭЦ от пикового источника. Последний имеет отрицательные значения для относительных нагрузок менее 0.83 и показывает, что при этих относительных нагрузках имеет место подача воды из трубопроводов зоны ТЭЦ (от ТЭЦ) на пиковый источник.

На рис. 9 приведены графики расходов воды в зоне пикового источника, а также графики расходов воды для потребителей зоны ПК, расхода воды через пиковый источник и расходов воды от ТЭЦ в зону ПК. При этом максимальное значение расхода воды, подаваемого от ТЭЦ на пиковый источник отмечается при относительной нагрузке, равной 0.5 и соответствующей точке включения пиковой котельной. Величина этого расхода составляет 3.3 т/ч.