Поможем в ✍️ написании учебной работы

Имя

Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

Выберите тип работыЧасть дипломаДипломная работаКурсовая работаКонтрольная работаРешение задачРефератНаучно - исследовательская работаОтчет по практикеОтветы на билетыТест/экзамен onlineМонографияЭссеДокладКомпьютерный набор текстаКомпьютерный чертежРецензияПереводРепетиторБизнес-планКонспектыПроверка качестваЭкзамен на сайтеАспирантский рефератМагистерская работаНаучная статьяНаучный трудТехническая редакция текстаЧертеж от рукиДиаграммы, таблицыПрезентация к защитеТезисный планРечь к дипломуДоработка заказа клиентаОтзыв на дипломПубликация статьи в ВАКПубликация статьи в ScopusДипломная работа MBAПовышение оригинальностиКопирайтингДругое

Нажимая кнопку "Продолжить", я принимаю политику конфиденциальности

ВВЕДЕНИЕ

 

    Научно-техническая революция, начатая во второй половине ХХ века, вызвала во всех странах мира быстрое развитие энергетики, т.е. систем и установок для преобразования первичных энергоресурсов в формы энергии, необходимые для промышленности, сельского хозяйства и населения, и передачи этой энергии от источников её производства до объектов использования.

    РК является в мире крупной индустриальной страной, полностью базирующей своё экономическое развитие только на собственных топливно-энергетических ресурсах. На строительство топливно-энергетического комплекса, объединяющего добычу первичных энергоресурсов и их преобразование в используемые формы энергии, расходуется около 30% всех капиталовложений в промышленность. Энергетическая независимость – серьезное преимущество нашей экономики и весьма важная предпосылка устойчивого роста. Для реализации этого преимущества необходимо рациональное и экономичное использование как первичных энергоресурсов, так и вырабатываемой энергии.

    *) Этот подраздел имеет собственную нумерацию рубрик, не зависимую от нумерации рубрик данного УМК.

 

 

    Из всех форм вырабатываемой энергии наиболее широкое использование находят два вида энергии – электрическая и тепловая низкого (теплоноситель с температурой до150 °С) и  среднего (темп. от 150 до 350 °С) потенциала, на выработку которых в России затрачивается в настоящее время свыше 55% всех используемых первичных топливно-энергетических ресурсов.

    Основным ресурсом для выработки электрической и тепловой энергии в нашей стране является органическое топливо. В последние 50 лет помимо органического возрастает использование ядерного топлива.

    Для организации рационального энергоснабжения страны особенно большое значение имеет теплофикация, являющаяся наиболее совершенным технологическим способом производства электрической и тепловой энергии и одним из основных путей снижения удельного расхода топлива на выработку указанных видов энергии.

    Под термином «теплофикация» понимается централизованное теплоснабжение на базе комбинированной, т.е. совместной выработки электрической и тепловой энергии в одной установке. Термодинамической основой теплофикации служит полезное использование отработавшей в тепловом двигателе теплоты, отводимой из теплосилового цикла. В комбинированной выработке заключается основное отличие теплофикации от так называемого раздельного метода энергоснабжения, когда электроэнергия вырабатывается на конденсационных электростанциях (КЭС), а теплота – в котельных.

    Основной энергетический эффект теплофикации заключается в замене теплоты, выработанной при раздельном энергоснабжении в котельных, отработавшей теплотой, отведенной из теплосилового цикла электростанции, благодаря чему на ТЭС ликвидируется бесполезный отвод теплоты в окружающую среду при превращении химической, а на АЭС внутриядерной энергии топлива в электроэнергию. Развитие комбинированной выработки является одним из основных путей повышения энергетического производства в нашей стране.

    Таким образом, при теплофикации в России реализовано два основных принципа:

        1. Комбинированное (совместное) производство теплоты и электроэнергии, осуществляемое на ТЭЦ и АТЭЦ;

     2. Централизация теплоснабжения, т.е. передача теплоты от одного или нескольких источников, работающих на одну тепловую сеть, многочисленным тепловым потребителям.

         Централизациятеплоснабжения не является особенностью теплофикации и  может быть осуществлена при подаче теплоты не только от ТЭЦ, но и от других источников, например, крупных котельных или промышленных теплоутилизационных установок. Она ведет к экономии топлива (за счет более высокого КПД крупных районных и промышленных котельных, а также мощных котельных современных ТЭЦ (по сравнению с местными котельными), несмотря на дополнительные потери тепла в сетях при централизованном теплоснабжении.

 

Вопросы для самопроверки

     1. Каковы сущность и задачи теплоснабжения?

       2. Какова энергетическая сущность теплофикации и ее роль в централизованном теплоснабжении?

       3. Как подразделяются системы теплоснабжения в зависимости от размещения источника теплоты и теплопотребителей?

       4. Назовите виды теплоносителей.

         5. По каким видам и параметрам классифицируются тепловые сети?

       6. На какие категории подразделяются тепловые сети?

       7. Как и чем образуются схемы циркуляции теплоносителя в тепловой сети?

       8. Каково оптимальное и возможное количество труб в тепловой сети?

       9. Каково назначение, место размещения и цели, выполняемые тепловыми пунктами, как установками на тепловых сетях?

     10. Приведите классификацию тепловых пунктов и ступени регулирования отпуска теплоты.

 

Круглогодичная нагрузка

    Параметры и расход теплоты на технологические нужды зависят от характера технологического процесса, типа производственного оборудования, общей организации работы и т.д.

    Для экономии топливно-энергетических ресурсов следует совершенствовать технологические процессы, максимально использовать отработавшую теплоту для технологических целей, а при теплоснабжении от ТЭЦ максимально использовать теплоноситель более низкого потенциала.

    Как правило, тепловые нагрузки промышленных предприятий задаются технологами на основе соответствующих расчетов или данных тепловых испытаний.

    Наряду с расходами теплоты на отопление и вентиляцию зданий за счет её отпуска в горячей воде могут быть покрыты также расходы теплоты на системы горячего водоснабжения (ГВС) этих зданий. Горячая вода из из таких систем может расходоваться на бытовые нужды в зданиях всех групп, а в производственных помещениях – также и на технологические нужды. Бытовое ГВС является одним из основных видов благоустройства зданий.

    По нормам для жилых и общественных зданий, все они должны оснащаться системами ГВС, а для отдельных групп зданий в соответствии с их назначением необходимы большие расходы горячей воды (предприятия общественного питания, бани, прачечные, больницы, спортивные сооружения).

    Для систем ГВС, охватывающих здание в целом, температуру воды на входе приходится поддерживать не ниже уровня, соответствующего наивысшему из требуемых для водоразборных приборов различного типа.

    ГВС имеет весьма неравномерный характер как в течение суток, так и в течение недели. Наибольшая нагрузка ГВС в жилых районах имеет как правило, в первый выходной день – субботу.

    Средненедельный расход теплоты, Дж/с, бытового ГВС  отдельных жи- лых, общественных и промышленных зданий или группы однотипных зданий:

 

    Qг  = a m c ( t_г – t_х ) / n_с ,                                                                      (1.7)

               

где a – норма расхода горячей воды с температурой 60°С, кг(л), на единицу измерения; m – количество единиц измерений; c – удельная теплоемкость воды, принимается равной 4,187 кДж/(кг ·К); t_г , t_х - температуры соответственно горячей и холодной воды, °С;        n_с - расчетная длительность подачи теплоты на ГВС, с/сут, ч/сут.

    При отсутствии данных о температуре холодной воды, её принимают в отопительный период 5°С, в летний 15°С.

    Температура горячей воды в местах водоразбора должна быть в следующих пределах: в открытых системах теплоснабжения и в системах местного горячего водоснабжения не ниже 55 и не выше 80 °С, в закрытых системах теплоснабжения не ниже 50 и не выше 75 °С.

    Для жилых домов, общежитий, гостиниц, пансионатов, школ-интернатов, домов отдыха, больниц, детских садов-яслей условно принимают n_с = 86400 с/сут = 24 ч/сут.

    Для промышленных зданий и предприятий, имеющих местные аккумуляторы горячей воды, значение nс принимается равным значению фактической среднесуточной длительности подачи теплоты из сети на ГВС.

    При отсутствии данных о количестве и типе жилых и общественных зданий во вновь застраиваемых жилых районах можно ориентировочно определить средненедельный расход на бытовое ГВС по формуле

     Qг  = m ( a + b ) c ( t_г – t_х ) / n_с ,                                                            (1.8)                                                                      

где m - число жителей, a - норма расхода воды с температурой 60°С на 1 жителя, л/сут;  b - расход горячей воды для общественных зданий, отнесенных к  1 жителю района, л/сут.

    Средний расход теплоты на бытовое горячее водоснабжение за сутки наибольшего потребления:

    Qг  = χ_н∙∙ Qг ,                                                                                    (1.9)         

где χ_н - коэффициент недельной неравномерности расхода теплоты, принимается для жилых и общественных зданий равным 1,2, для промышленных предприятий – 1,0.

     Расчетный (максимально-часовой) расход тепла на ГВС равен среднечасовому за сутки наибольшего потребления, помноженному на коэффициент суточной неравномерности равным (для ориентировочных расчетов) 1,7 – 2,0 для городов и населенных пунктов и 1,0 для промышленных предприятий.

 

Вопросы для самопроверки

     1. Назовите группы тепловой нагрузки, отличающихся характером протекания во времени и их общие характеристики.

       2. Какие тепловые нагрузки относятся к сезонным, круглогодичным?

3. Каковы основная задача отопления и условие теплового равновесия здания?

4. Источники и характер внутренних тепловыделений в зданиях.

    5. Расчет теплопотерь теплопередачей через наружные ограждения.

    6. Дайте определение расчетной температуры наружного воздуха для отопления и продолжительности отопительного сезона.

       7. Приведите формулы расчета расхода теплоты на вентиляцию, кондиционирование.

       8. Какие факторы определяют расходы теплоты на технологические нужды предприятий?

       9. Как определяется средненедельный расход теплоты на бытовое горячее водоснабжение?

       10. Какие значения температур холодной и горячей воды принимаются в расчетах систем ГВС?

 

РАСЧЕТ ТЕПЛОВЫХ НАГРУЗОК

    Для определения расхода топлива, разработки режимов использования оборудования и графика его ремонта, загрузки и графика отпусков обслуживающего персонала, необходимо знать часовой и годовой расходы теплоты на теплоснабжение, а также его распределение по сезонам (зима, лето) или по отдельным месяцам.

 

    Тепловые нагрузки

    Тепловые нагрузки (тепловые потоки) при отсутствии проектов ОВ и ГВС зданий и сооружений определяются:

    а) для предприятий – по укрупненным ведомственным нормам, утвержденным в установленном порядке, либо по проектам аналогичных предприятий,

    б) для жилых районов городов и других населенных пунктов – по формулам:

1. Максимальная тепловая нагрузка, Вт, на:

- отопление           Q_{О мах} = q_о A ( 1 + k₁ ),                                                (1.10)

- вентиляцию        Q_{В мах} = k₁ k₂ q_о A,                                                        (1.11)

 

- ГВС                      Q_{ГВ мах} = 2,4 QГВ _ср,                                                      (1.12)

где q_о - укрупненный показатель максимальной тепловой нагрузки на отопление жилых зданий 1 м² общей площади, Вт/м²; A – общая площадь жилых зданий, м²; k₁ - коэффициент, учитывающий тепловую нагрузку на отопление общественных зданий, при отсутствии данных следует принимать равным 0,25; k₂ - коэффициент, учитывающий тепловую нагрузку на вентиляцию общественных зданий, при отсутствии данных следует принимать равным: для общественных зданий, построенных до 1985г. – 0,4, после 1985г. – 0,6.

    2. Средняя тепловая нагрузка, Вт, на:

- отопление            Q_{O ср} = Q_{О мах} ,                                                 (1.13)

- вентиляцию         Q_{В ср} = Q_{В мах∙} ,                                                (1.14)

- ГВС в межотопительный период  Q ГВср = Q_{ГВ ср} ß,                  (1.15)

где  tвн – средняя температура внутреннего воздуха отапливаемых зданий, °С; tот  - средняя температура наружного воздуха за отопительный период, °С; tно – расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления, °С; tхл – температура холодной (водопроводной) воды в летний период, °С; tхз – температура холодной (водопроводной) воды в отопительный период, °С; ß - коэффициент, учитывающий изменение среднего расхода воды на ГВС в летний период по отношению к отопительному периоду, принимается при отсутствии данных для жилищно-коммунального сектора равным 0,8 (для курортных  и южных городов ß = 1,5), для предприятий – 1,0;

- ГВС в отопительный период Q_{ГВ ср} = c,                   (1.16)

где m – число жителей; a – норма расхода воды в л на ГВС при температуре 55°C для жилых зданий на одного человека в сутки, которая принимается в соответствии со СНиП 2.04.01 «Внутренний водопровод и канализация зданий»; b – то же, для общественных зданий; при отсутствии данных принимается равной 25 л в сутки на одного человека.

    Потери теплоты в тепловых сетях следует определять расчетом с учетом тепловых потерь через изолированные поверхности трубопроводов и со среднегодовыми утечками теплоносителя.

    Годовые расходы теплоты и топлива

1. Годовые расходы теплоты, кДж, жилыми и общественными зданиями:

- на отопление

     Q  = 3,6 · 24 QОср n_от ;                                                                          (1.17)

- на вентиляцию общественных зданий

     Q В = 3,6 z Q _{В ср}  nот ;                                                                             (1.18)

- на горячее водоснабжение жилых и общественных зданий

     Q = 86,4 Q _{ГВ ср} nот + 86,4 Q (350 – n_от);                                           (1.19)

- суммарный расход

    ∑Qг = Q о + Q в + Q гв,

где n_от - продолжительность отопительного периода, сут.; z – усредненное за отопительный период число часов работы систем вентиляции общественных здании в течение суток (при отсутствии данных принимается равным 16 ч). Годовые расходы теплоты предприятиями определяются исходя из числа дней работы предприятия. Для действующих предприятий годовые расходы допускается определять по эксплуатационным данным или по ведомственным нормам.

    2.Годовая потребность источника теплоснабжения в топливе для покрытия тепловых нагрузок потребителей определяется по формулам:

- в натуральном топливе, т или нм³

    Вн = ∑Qг /( Qн  ηка);                                                                             (1.20)

- в условном топливе, т у.т.                                                                            (1.21)

    Ву = ∑Qг /( Qу ηка),

где Qн - теплотворная способность топлива, кДж/кг или кДж/нм³, ηка - коэффициент полезного действия котлоагрегата источника тепла, Qу – теплотворная способность условного топлива, Qу = 20330 кДж/кг.

    График продолжительности тепловых нагрузок. Для установления экономичного режима работы теплофикационного оборудования, выбора наивыгоднейших параметров теплоносителя, а также для других плановых и технико-экономических исследований необходимо знать длительность работы системы теплоснабжения при различных режимах в течение года. Для этой цели строятся графики продолжительности тепловой нагрузки. Метод построения графика показан на рис. 1.1.

    Построение ведется в четырех квадрантах. В левом верхнем квадранте построены графики зависимости тепловых нагрузок от наружной температуры tн. В нижнем левом квадранте приведена кривая длительности стояния n в течение отопительного периода наружных температур tн, равных данной температуре или ниже. График продолжительности тепловой нагрузки 5 строится для разных наружных температур по точкам пересечения штриховых линий, определяющих тепловую нагрузку и длительность стояния нагрузок, равных или больше данной. Площадь под кривой 5 равна расходу теплоты на отопление и вентиляцию зо отопительный сезон.

Вопросы для самопроверки

    1.Как определяются тепловые нагрузки различных потребителей?

       2. Приведите формулы расчета максимальных тепловых нагрузок на ОВ и ГВС.

       3.Расчет средних тепловых нагрузок на ОВ.

       4. Какова методика расчета тепловых нагрузок на горячее водоснабжение в течение года.

       5. Как рассчитать годовые расходы теплоты для жилых и общественных зданий?

       6. Определите годовую потребность в топливе для запроса на отпуск топлива в соответствующих органах власти.

 

 

Рис. 1.1. График продолжительности сезонной тепловой нагрузки

1 – Qо = f(tн); 2 – Qв = f(tн); 3 – (Qо + Qв) = f(tн); 4 -  n = f(tн); 5 – график продолжительности сезонной тепловой нагрузки

        

 

 

ВОДЯНЫЕ СИСТЕМЫ

 

    Водяные системы теплоснабжения, в зависимости от способа присоединения к тепловым сетям установок горячего водоснабжения потребителей, применяются двух типов: закрытые (замкнутые) и открытые (разомкнутые). В закрытых системах вода, циркулирующая в теплосети, используется только как теплоноситель, и из сети не отбирается.  В открытых системах циркулирующая вода частично или полностью разбирается у абонентов для горячего водоснабжения.

    В зависимости от количества линий, используемых для теплоснабжение данной группы потребителей, водяные системы делятся на одно-, двух-, трех- и многотрубные. Минимальное количество труб для открытой системы равно одной, для закрытой системы – двум.

    Наиболее простой и перспективной для транспорта на большие расстояния является однотрубная безсливная система теплоснабжения. Её можно применять в том случае, когда обеспечивается равенство расходов сетевой воды, требующихся для удовлетворения нагрузки ОВ и для ГВС абонентов данного города или района.

    Преимущественное применение имеют двухтрубные системы, т.к. они по сравнению с многотрубными требуют меньших начальных капвложений и дешевле в эксплуатации. Двухтрубные системы применимы в тех случаях, когда всем потребителям района требуется теплота примерно одного потенциала. Такие установки имеют место обычно в городах, где вся тепловая нагрузка (ОВ и ГВС) может быть удовлетворена в основном теплотой низкого потенциала.

    В промышленных районах, где имеется тепловая нагрузка повышенного потенциала, могут применяться трехтрубные системы, в которых две линии используются как подающие, а третья линия является обратной. К каждой подающей линии присоединяются однородные по потенциалу и режиму тепловые нагрузки. В промышленных районах обычно к одной линии присоединяются установки ОВ (сезонная нагрузка), а к другой – технологические установки и установки ГВС. При таком решении упрощаются методы регулирования отпуска теплоты от источника.

        

     Закрытые системы.

    Количество параллельных линий (трубопроводов) в закрытой системе должно быть не меньше двух: подающей, по которой теплоноситель подается потребителю и обратной, по которой охлажденный теплоноситель возвращается на источник. При этом водопроводная вода, поступающая в установки горячего водоснабжения, не имеет прямого контакта с сетевой теплофикационной водой, так как подогрев водопроводной воды осуществляется на абонентских вводах в поверхностных водо-водяных подогревателях.

    На рис. 2.1 показаны различные схемы присоединения абонентов к тепловой сети при закрытой двухтрубной водяной системе.

 

 

 

 

 

Рис. 2.1. Закрытая двухтрубная водяная система теплоснабжения

Схемы присоединений: а – О(З); б – О(ЗСС);  в- О(ЗНС); г – О(Н); д – Г(АВ); е – Г(АВ); ж -

О(ЗСС) Г(П); з – О(ЗCC) Г(ДС); и – О(ЗCC) Г(ДП); к – О(ЗCC) Г(ПР); л – О(ЗССНС) Г(ДП);

м – О(Н) Г(ДП); н – О(ЗCC) В(ДС); 1 – аккумулятор горячей воды; 2 – воздушный кран; 3 – водоразборный кран; 4 – нагревательный прибор; 5 – обратный клапан; 6 – подогреватель ГВС одноступенчатый; 7, 8 – подогреватели ГВC первой и второй ступеней; 9 - подогреватель отопления; 10 – расширительный сосуд; 11 – регулятор давления; 12 – регулятор расхода; 13 – регулятор температуры воды; 14 – регулятор отопления; 15 – элеватор; 16 – насос; 17 – подпиточный насос; 18 – сетевой насос; 19 – регулятор подпитки; 20 – подогреватели сетевой воды; 21- пиковый котел; 22 – регулятор температуры воздуха; 23,24 – воздушные калориферы нижней и верхней ступеней.

 

    Схемы а – г показывают присоединение отопительных установок, схемы

д, е – присоединение установок горячего водоснабжения, а схемы ж – м показывают совместное присоединение в одном узле отопительной установки и установки горячего водоснабжения, схема н – совместное присоединение отопительной установки и вентиляции.

        

Преимущества закрытой системы:

     1) гидравлическая изолированность водопроводной воды, поступающей в установки горячего водоснабжения, от воды, циркулирующей в тепловой сети;      

     2) обеспечивается стабильное качество горячей воды, одинаковое по качеству с водопроводной водой;

     3) чрезвычайно прост санитарный контроль системы горячего водоснабжения благодаря короткому пути прохождения водопроводной воды от ввода в здание до водоразборного крана горячей воды;

     4) прост контроль герметичности теплофикационной системы, который проводится по расходу подпитки на источнике.

Основными недостатками закрытых систем являются:

     1) сложность оборудования и эксплуатации абонентских вводов горячего водоснабжения из-за установки подогревателей;

    2) выпадение накипи в подогревателях и трубопроводах местных установок горячего водоснабжения при использовании водопроводной воды, имеющей повышенную карбонатную (временную) жесткость Жк › 7 мг-экв/л;

    3) коррозия местных установок горячего водоснабжения из-за поступления в них недеаэрированной водопроводной воды.

    Открытые системы

    Основным типом открытых систем теплоснабжения является двухтрубная система. Отопительные установки присоединяются к тепловой сети по тем же схемам, что и в закрытых системах теплоснабжения, а схемы присоединения установок горячего водоснабжения принципиально отличны.

    Горячее водоснабжение абонентов производится водой непосредственно из тепловой сети. Вода из подающего трубопровода тепловой сети поступает через регулятор температуры в смеситель. В этот же смеситель поступает из обратного трубопровода сети. Регулятор температуры, регулируя расход воды из подающей линии, поддерживает в смесителе постоянную температуру смеси (обычно около 60°С). Из смесителя вода поступает в местную систему горячего водоснабжения. Соотношение расходов воды на горячее водоснабжение из подающей и обратной линий, зависящее от температур сетевой воды абонентском вводе, устанавливается регулятором температуры. Суммарный расход сетевой воды подающей линии тепловой сети равен сумме расходов воды на отопление и горячее водоснабжение.

    Расход сетевой воды в обратной линии после абонентской установки равен разности расходов сетевой воды на отопление и на водоразбор из этой линии на горячее водоснабжение. Максимальный расход воды в обратной линии равен расходу на отопление. Такое соотношение устанавливается тогда, когда расход воды на горячее водоснабжение полностью отсутствует, например в ночное время, или при удовлетворении нагрузки горячего водоснабжения полностью водой из подающей линии тепловой сети, что имеет место при минимальной температуре воды подающей линии тепловой сети, равной 60°С.

    Открытая водяная система позволяет осуществить и однотрубную систему теплоснабжения, основная идея которой заключается в использовании всей сетевой воды после отопительной установки для горячего водоснабжения, что позволяет отказаться от обратного теплопровода, благодаря чему резко снижаются начальные капитальные затраты на сооружение тепловых сетей.

    Схемы открытой водяной системы представлены на рис. 2.2. Отопительные установки (схемы а – г) присоединяются к тепловой сети по тем же схемам, что и в закрытых системах. Схемы присоединения установок горячего водоснабжения принципиально отличны от ранее рассмотренных схем. Горячее водоснабжение абонентов производится сетевой водой непосредственно из тепловой сети. Расход сетевой воды в обратном трубопроводе равен разности расходов на отопление и на водоразбор на горячее водоснабжение.

 

Основными преимуществами открытых систем по сравнению с закрытыми являются:

1) возможность использования для горячего водоснабжения низкопотенциальной отработавшей теплоты электростанций и промышленных предприятий;

2) упрощение и удешевление абонентских вводов (тепловых пунктов) и повышение долговечности местных установок горячего водоснабжения;

3) возможность использования для транзитного транспорта теплоты однотрубной системы.

Недостатки открытых систем:

1) усложнение и удорожание станционной водоподготовки;

2) нестабильность воды, поступающей на водоразбор, по запаху, цветности, санитарным качествам и высокой окисляемости;

3) усложнение и увеличения объема санитарного контроля системы теплоснабжения;

4) усложнение эксплуатации из-за нестабильности гидравлического режима тепловой сети, связанной с переменным расходом воды в обратной линии;

5) усложнение контроля герметичности системы теплоснабжения в связи с тем, что в открытых системах расход подпитки не характеризует плотность системы.

На практике находят применение две различные схемы присоединения   установок отопления и вентиляции абонентов к тепловой сети – зависимая и независимая. По первой схеме присоединения вода из теплосети непосредственно поступает в отопительные приборы абонентской установки, по второй – через теплообменник, в котором нагревает вторичный теплоноситель, используемый в отопительной установке абонента.

 

Рис. 2.2. Открытая двухтрубная водяная система теплоснабжения

Схема присоединений: а – О(З); б – О(ЗСС); в – О(ЗНС); г – О(Н); д – Г(АВ); е – Г(АН); ж – О(ЗСС) Г(НВ) несвязанное регулирование; з – О(ЗСНС) Г(НВ) связанное регулирование; и – О(ЗСНС) Г(НВ) постоянное гидравлическое сопротивление на вводе; к – О(ЗСНС) Г(НВ) несвязанное регулирование; л – О(Н) Г(НВ) несвязанное регулирование; м – О(ЗСС) связанное регулирование; 22 – смеситель; 23 - предвключенный подогреватель ГВС; остальные обозначения те же, что и на рис. 2.1.

 

 При зависимой схеме присоединения, давление в абонентской установке зависит от давления в теплосети, при независимой – не зависит. Оборудование абонентского ввода при зависимой схеме проще и дешевле, чем при независимой, а также может быть получен больший перепад температур сетевой воды в абонентской установке. Увеличение перепада температур воды уменьшает расход теплоносителя в сети и экономии на начальной стоимости теплосети и на эксплуатационных расходах.

Основным недостатком зависимой схемы является жесткая гидравлическая связь с нагревательными элементами абонентских установок, имеющими, как правило, пониженную механическую прочность, что ограничивает пределы допускаемых режимов работы системы централизованного теплоснабжения. В тех случаях, когда разность между допустимым давлением в теплопотребляющих приборах абонентов и расчетным давлением в теплосети невелика, даже небольшие повышения давления в теплосети (как правило, в обратной линии, т.к. оно определяет давление в абонентских установках), вызванные, например, аварийным отключением насоса на подстанции или непроизвольным перекрытием клапана в сети, могут привести к разрыву приборов в отопительных установках абонентов.

    Поэтому по условиям надежности работы систем теплоснабжения крупных городов, независимая схема является более предпочтительной. В тех же случаях, когда давление в теплосети в статических условиях превышает допустимый уровень давлений в абонентских установках, применение независимой схемы является обязательным, независимо от размеров системы теплоснабжения.

       Различают два типа присоединения отопительной установки и установки горячего водоснабжения абонента к тепловой сети по принципам несвязанного и связанного регулирования.

       При несвязанном регулировании обе установки работают независимо друг от друга (со своими регуляторами). Расход сетевой воды в отопительной установке не зависит от нагрузки ГВС и поддерживается постоянным с помощью регулятора расхода.

       Расчетный расход воды в городских теплосетях заметно снижается при присоединении на абонентских вводах отопительных установок и установок ГВС по принципу связанного регулирования. В этом случае регулятор расхода, установленный на общей подающей линии абонентского ввода, поддерживает постоянный расход воды из подающей линии на абонентский ввод. В часы большого водоразбора на ГВС из подающей линии снижается подача сетевой воды, а следовательно и теплоты на отопление. Недоданная теплота компенсируется в часы малого водоразбора из подающей линии, когда большая часть или вся сетевая вода направляется в отопительную систему, а также за счет теплоаккумулирующей способности строительных конструкций отапливаемых зданий, выравнивающей суточный график тепловой нагрузки абонентской установки.

       Основная идея однотрубной системы теплоснабжения заключается в использовании всей сетевой воды после отопительной установки для ГВС, что позволяет отказаться от обратного трубопровода и снизить начальные затраты на сооружение теплосетей. Более целесообразно использование однотрубной сети только для транзитного транспорта теплоты, например для передачи теплоты от ТЭЦ, расположенной на значительном расстоянии от потребителей, в районе теплопотребления при сохранении внутри районов теплопотребления двухтрубной системы теплоснабжения.

 

Вопросы для самопроверки

       1. Назовите основные принципы, по которым классифицируются системы централизованного теплоснабжения и перечислите их типы.

          2. На какие виды по числу линий делятся водяные системы? Назовите области их применения.

          3. Дайте определение сущности закрытой системы теплоснабжения.

          4. Перечислите основные достоинства закрытой системы.

          5. Назовите основные недостатки закрытой системы.

          6. Опишите схему подключения абонентов при открытой системе централизованного теплоснабжения.

          7. Обоснуйте возможность применения однотрубной системы теплоснабжения.

          8. В чем заключаются основные преимущества открытых систем по сравнению с закрытыми?

          9. Опишите особенности независимой и зависимой схем подключения абонентов. .
          10. В чем заключается принцип несвязанного и связанного регулирования? Приведите их сравнительную характеристику.

ПАРОВЫЕ СИСТЕМЫ

 

       Паровые системы сооружаются двух типов: а/ с возвратом конденсата; б/ без возврата конденсата.

       В практике промышленной теплофикации широко применяется однотрубная паровая система с возвратом конденсата (рис. 2.3). Пар из паровых котлов или отборов турбин поступает в однотрубную паровую сеть I и транспортируется по ней к тепловым потребителям. Конденсат возвращается от потребителей в котельную или станцию по конденсатопроводу II. На случай остановки турбины или недостаточной мощности отбора предусматривается резервная подача пара в сеть через редукционно-охладительную установку 31.

       Схемы присоединений абонентских установок к паровой сети зависят от характера установок. Если пар может быть пущен непосредственно в установку, то присоединение производится по зависимой схеме - а. Если пар не может быть пущен непосредственно в установку, то присоединение производится по независимой схеме через теплообменник – б и в.

       Конденсат отводится конденсатоотводчиком 6 в конденсатный бак 7, откуда он кондесатным насосом 16 перекачивается обратно в котельную или на станцию. На схеме в показано присоединение горячего водоснабжения.                              

Рис. 2.3. Однотрубная паровая система теплоснабжения с возвратом конденсата

Схемы присоединений а – О(З); б – О(Н); в – Г(АВ); г – технологических аппаратов; д - технологических аппаратов с местной компрессией; I – паропровод; II – конденсатопровод; 1 –паровая турбина; 2 – воздушный кран; 3 – водоразборный кран; 4 – нагревательный прибор; 5 – обратный клапан; 6 – конденсатоотводчик; 7 – конденсатосборник; 8 – термокомпрессор; 9 – технологический аппарат; 10 – расширительный сосуд; 11 – регулирующий клапан; 12 – аккумулятор горячей воды; 13 – регулятор температуры воды; 16 – насос;

31 – редукционно-охладительная установка

           

           

       Сбор конденсата и возврат конденсата к источнику тепла имеет важное значение как для надежности работы котельных установок, так и для экономии теплоты и общей экономичности системы теплоснабжения в целом. Возврат конденсата особенно важен для ТЭЦ с высокими закритическими начальными параметрами (13 МПа и выше ). Сооружение химводоочистки (ХВО) таких ТЭЦ очень дорого, и поэтому мощность их, как правило, ограничена. Невозврат конденсата вызывает необходимость увеличения мощности водоподготовительных установок и дополнительного расхода химических реактивов, а также приводит к дополнительным тепловым потерям.

       Основные пути совершенствования системы сбора и возврата конденсата заключаются в замене в технологических аппаратах смешивающего подогрева паром рабочей среды поверхностным, защите конденсата от загрязнений путем улучшения герметичности поверхностных теплообменников, т. е. создание условий, исключающих попадание загрязняющих веществ в паровую полость теплообменников, наладке и содержании в работоспособном состоянии конденсатоотводчиков, обеспечивающих отвод конденсата из аппаратов, без пропуска пролетного пара, защите конденсатопроводов от внутренней коррозии, в первую очередь, путем применения закрытых схем сбора конденсата с поддержанием в конденсатных баках избыточного давления 5 – 20 кПа за счет пара вторичного вскипания или подачи пара из паропроводов.

       Применение открытых систем сбора и возврата конденсата допускается обычно только в условиях, исключающих внутреннюю коррозию конденсатопроводов, например, в системах сбора замасленного конденсата. В большинстве случаев применяются напорные системы конденсатопроводов с размещением конденсатных насосов у потребителей.

       Особенно важное значение в системе сбора и возврата конденсата имеют конденсатоотводчики, которые устанавливаются, как правило, после всех поверхностных теплообменников, а также на паропроводах насыщенного пара, в возможных узлах скопления конденсата.

       Если давление пара, получаемого из отборов турбин на ТЭЦ, недостаточно для удовлетворения потребителей, то оно может быть искусственно повышено на станции с помощью струйного компрессора.       

       В тех случаях, когда промышленным потребителям требуется пар разных давлений, а станция может удовлетворить потребность в паре низкого давления из отборов турбин и потребность в паре повышенного давления непосредственно из котлов, применяются двухтрубные и многотрубные системы. Двухтрубные паровые системы иногда применяются также при различных расходах пара у абонентов в разные сезоны, например зимой и летом. В некоторых случаях двухтрубные паровые системы применяются по условиям резервирования, когда для технологического процесса недопустимы даже кратковременные перерывы в подаче пара.

       В некоторых случаях при пароснабжении потребителей от ТЭЦ низкого давления (начальные параметры – 4,5 МПа и ниже), на которых применяются упрощенные водоподготовительные установки, экономически оправдывается отказ от возврата конденсата, если его можно использовать в абонентских установках. При отказе от возврата конденсата упрощаются и удешевляются тепловая сеть и абонентская установка (из-за замены поверхностного теплообменника смешивающим), а также экономится электроэнергия на перекачку конденсата. Поскольку потеря конденсата компенсируется увеличением производительности станционной водоподготовки, возрастает начальная стоимость станции и увеличиваются потери котельной из-за увеличения продувки котлов. Проведенные исследования показывают, что при ТЭЦ низкого и среднего давлении при удовлетворительном качестве исходной воды (солесодержание менее 250 мг/л) экономически целесообразно использовать конденсат у абонентов для горячего водоснабжения.

 

Вопросы для самопроверки

       1. Назовите основные типы паровых систем и их состав.

          2. Каково устройство однотрубной паровой системы с возвратом конденсата?

          3. Опишите устройство установки сбора и возврата конденсата.

          4. Перечислите основные пути совершенствования системы сбора и возврата конденсата.

          5. Объясните важность возврата и качества конденсата.

          6. Закрытые и открытые системы сбора и возврата конденсата, их преимущества и недостатки.

          7. В чем необходимость применения двухтрубных систем возврата конденсата?

          8. Перечислите случаи возможного отказа от возврата конденсата.

ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ

 

       Выбор определяется техническими и экономическими соображениями и зависит, главным образом, от характера теплового источника и вида тепловой нагрузки. Рекомендуется максимально упрощать систему теплоснабжения. Чем система проще, тем она дешевле в сооружении и надежнее в эксплуатации. Наиболее простые решения дает применение единого теплоносителя для всех видов тепловой нагрузки.

       Если тепловая нагрузка района состоит только из ОВ и ГВС, то при теплофикации применяется обычно двухтрубная водяная система. В тех случаях, когда, кроме отопления, вентиляции и горячего водоснабжения, в районе имеется также небольшая технологическая нагрузка, требующая теплоту повышенного потенциала, рационально применение трехтрубных водяных систем. Одна из подающих линий используется для удовлетворения нагрузки повышенного потенциала.

       В тех случаях, когда основной тепловой нагрузкой района является технологическая нагрузка повышенного потенциала, а сезонная нагрузка невелика, в качестве теплоносителя применяется обычно пар.

       При выборе системы теплоснабжения и параметров теплоносителя учитываются технические и экономические показатели по всем элементам системы: станция, тепловые сети, потребители. Энергетически вода выгоднее пара. Применение многоступенчатого подогрева воды на станции позволяет повысить удельную комбинированную выработку электрической энергии, благодаря чему возрастает экономия топлива. При использовании же паровых систем вся тепловая нагрузка покрывается обычно отработавшим паром более высокого давления, отчего удельная комбинированная выработка электрической энергии снижается. 

       Основные преимущества воды, как теплоносителя, по сравнению с водяным паром:

1) большая удельная комбинированная выработка электрической энергии на базе теплового потребления;

2) сохранение конденсата на станции, что имеет особенно важное значение для станций высокого давления;

3) возможность центрального регулирования однородной тепловой нагрузки или определенного сочетания двух разных видов нагрузки при одинаковом отношении нагрузок у абонентов;

4) Более высокий КПД системы теплоснабжения вследствие отсутствия в абонентских установках потерь пара и конденсата, имеющих место в паровых системах;

5) повышенная аккумулирующая способность водяной системы.

Основные недостатки воды как теплоносителя:

1) больший расход электроэнергии на перекачку воды по сравнению с перекачкой конденсата в паровых системах;

2) большая чувствительность к авариям, так как утечки теплоносителя из паровых сетей вследствие значительных удельных объемов пара АО много (примерно 20-40) раз меньше, чем в водяных системах (при небольших повреждениях паровые сети могут продолжительно оставаться в работе, в то время как водяные системы требуют остановки);

3) большая плотность теплоносителя и жесткая гидравлическая связь между всеми точками системы.

       Важное значение имеет правильный выбор параметров теплоносителя. При теплоснабжении от котельных рационально, как правило, выбирать высокие параметры, что приводит к уменьшению диаметров теплосети и снижению расходов по перекачке. При децентрализованном теплоснабжении, как правило, параметры местных систем.

       Выбор водяной системы теплоснабжения закрытого или открытого типа зависит главным образом от условий водоснабжения источника, качества водопроводной воды (жесткость, коррозионная активность, окисляемость и т.п.). Обязательным условием как для открытой, так и для закрытой системы теплоснабжения является обеспечение стабильного качества горячей воды у абонентов в соответствии с ГОСТ 3874-73 «Вода питьевая». В большинстве случаев качество исходной водопроводной воды предопределяет выбор системы теплоснабжения.

       По энергетическим показателям и по начальным затратам современные закрытые и открытые системы теплоснабжения являются в среднем равноценными. По эксплуатационным расходам открытые системы несколько уступают закрытым в связи с дополнительными затратами на водоподготовку. В эксплуатации открытые системы несколько сложнее закрытых из-за нестабильности гидравлического режима тепловой сети, усложнения санитарного контроля и контроля плотности системы.

 

Вопросы для самопроверки

          1. Назовите основные соображения, которыми следует руководствоваться при выборе теплоносителя и системы теплоснабжения.

          2. В чем энергетически вода выгоднее пара?

          3. Назовите основные преимущества воды, как теплоносителя, по сравнению с паром.

          4. В чем основные недостатки воды, как теплоносителя?

          5. Как влияют параметры теплоносителя на выбор системы теплоснабжения?

          6. Опишите влияние качества исходной водопроводной воды на выбор системы теплоснабжения.

 

КОТЕЛЬНЫЕ

       В зависимости от характера тепловых нагрузок котельные установки принято разделять на следующие типы:

       п р о и з в о д с т в е н н ы е, предназначенные для снабжения теплотой технологических потребителей;

       п р о и з в о д с т в е н н о – о т о п и т е л ь н ы е, осуществляющие теплоснабжение технологических потребителей, а также дающие теплоту для отопления, вентиляции и горячего водоснабжения промышленных, общественных и жилых зданий и сооружений;

       о т о п и т е л ь н ы е, вырабатывающие тепловую энергию только для нужд отопления, вентиляции и горячего водоснабжения жилых, общественных, промышленных зданий и сооружений.

       Котельные по надежности отпуска теплоты потребителям делятся на две категории:

       п е р в у ю, если от котельной питаются потребители, нарушение теплоснабжения которых связано с опасностью для жизни людей и со значительным материальным ущербом (при этом котельная является единственным источником теплоты);

       в т о р у ю, к которой относят всех остальных потребителей и котельные, снабжающие их теплотой.

       В котельной второй категории любого типа установленная теплопроизводительность всех котлов должна соответствовать суммарной максимальной нагрузке. В котельных, теплоснабжение от которых должно быть непрерывным (первая категория), ставится резервный котел.

       Во всех проектах котельных указываются климатологические условия их применения, максимальная производительность, дается выбор теплового и электротехнического оборудования и разработана архитектурно-строительная часть. Здесь же разработаны тепловые схемы, определяющие выбор основного и вспомогательного оборудования. Различие в графиках нагрузки котельных установок, предназначенных для разных потребителей, изменяет требования к основному оборудованию – котельным агрегатам.

       Котельные по размещению подразделяются на: а) отдельно стоящие; б) пристроенные к зданиям другого назначения; в) встроенные в здания другого назначения независимо от этажа размещения; г) крышные.

       Кроме рассмотренных, наиболее распространенных типов котельных, известное применение получили временные котельные, используемые при строительстве, а иногда и при эксплуатации, промышленных объектов, общественных и жилых зданий. Подобные котельные размещают в специальных контейнерах на железнодорожных или автомобильных платформах. Котельные оснащаются водоподготовкой, насосами (сетевыми, подпиточными, питатальными и т. д.), дымовыми трубами и прочим вспомогательным оборудованием.

 

       3.1.1. ТЕПЛОВЫЕ СХЕМЫ КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК

          Общие положения

       На тепловых схемах котельной с помощью условных графических изображений показывается основное и вспомогательное оборудование, объединяемое линиями трубопроводов для транспортировки теплоносителей в виде пара или воды. Тепловые схемы могут быть принципиальные и рабочие или монтажные.

       На принципиальной тепловой схеме указывается лишь главное оборудование (котлы, подогреватели, деаэраторы, насосы) и основные трубопроводы без арматуры, всевозможных вспомогательных устройств и второстепенных трубопроводов и без указания количества и расположения оборудования, показываются расходы и параметры теплоносителей по линиям.

       Рабочую тепловую схему обычно выполняют в ортогональном, а иногда отдельные сложные узлы – в аксонометрическом изображении. Эта схема может разделяться на части для удобства использования и облегчения монтажа оборудования, арматуры и трубопроводов. Рабочая (монтажная) схема может быть составлена лишь после разработки принципиальной тепловой схемы и ее расчетов, на основании которых выбирается оборудование котельной.

       Основной целью расчета тепловой схемы является:

       определение общих тепловых нагрузок, состоящих из внешних нагрузок и расходов тепла на собственные нужды, и распределение этих нагрузок между паровой и водогрейной частями котельной для обоснования выбора основного оборудования:

       определение всех тепловых и массовых потоков, необходимых для выбора вспомогательного оборудования и определения диаметров трубопроводов и арматуры;

       определение исходных данных дальнейших технико-экономических расчетов (годовой выработки и отпуска тепла, годового расхода топлива и др.).

       Расчет тепловой схемы позволяет определить суммарную теплопроизводительность котельной при нескольких режимах ее работы. По известным суммарным расходам пара и горячей воды производится выбор типа, количества и производительности котельных агрегатов. В некоторых случаях оказывается целесообразным принять два типа котлоагрегатов – паровые и водогрейные. После выбора котлов, производится выбор всего необходимого для их работы вспомогательного оборудования (различных теплообменных аппаратов, фильтров водоподготовки, деаэраторов, насосов, баков и пр.).

       Достаточно большая сложность тепловых схем современных котельных, вынуждает вести их расчет методом последовательных приближений. Для каждого из элементов тепловой схемы составляется уравнение теплового и материального баланса, решение которого позволяет определить неизвестные расходы и энтальпии. При отсутствии всех необходимых сведений, на основе опыта проектирования рядом величин можно предварительно задаться. При расхождении полученных в расчете величин с ранее принятыми больше чем на 3% нужно повторить расчет, подставив в качестве исходных полученные значения и т. д.

       Исходные данные для расчета схемы целесообразно свести в таблицу со сведениями для трех характерных режимов работы установки: максимально-зимнего, наиболее холодного месяца и летнего. Знание этих режимов позволяет правильно выбрать оборудование, в том числе сетевые и рециркуляционные насосы. Особенно сильное влияние на оборудование котельной оказывает тип системы теплоснабжения – закрытая или открытая.

       Расчетная производительность котельной определяется суммой часовых расходов тепла на отопление и вентиляцию при максимально-зимнем режиме, расчетных расходов тепла на горячее водоснабжение и расчетных расходов тепла на технологические цели. При этом должны учитываться также расходы тепла на собственные нужды котельной и потери тепла в котельной и в тепловых сетях.

       Количество и единичную производительность котлоагрегатов, устанавливаемых в котельной, следует выбирать по расчетной производительности котельной, проверяя режим работы котлоагрегатов для летнего режима года. При этом в случае выхода из строя наибольшего по производительности котла в котельных первой категории, оставшиеся должны обеспечивать требуемый отпуск тепла потребителям первой категории. При выходе из строя одного котла независимо от категории котельной количество тепла, отпускаемого потребителям второй категории, не нормируется. В котельных должна предусматриваться установка не менее двух котлов, за исключением производственных котельных второй категории, в которых допускается установка одного котла.

 

       Тепловые схемы котельных с паровыми котлами

       Для покрытия чисто паровых нагрузок или для отпуска незначительного отпуска тепловой энергии в виде горячей воды от тепловых источников, предназначенных для снабжения потребителей паром, устанавливаются паровые котлы низкого давления – обычно 14 кгс/см², но не выше 24 кгс/см². Проектируемые в последнее время паровые котельные чаще всего предназначены для одновременного отпуска пара и горячей воды, поэтому в их тепловых схемах имеются установки для подогрева воды (рис. 3.1).

       При закрытой системе теплоснабжения расход воды на подпитку тепловых сетей обычно незначителен. В этом случае довольно часто не выделяют отдельного деаэратора для подготовки подпиточной воды тепловых сетей, а используют деаэратор питательной волы паровых котлов.

 

Рис. 3.1. Принципиальная тепловая схема паровой котельной

1 – паровой котел низкого давления; 2 – пароводяной подогреватель сетевой воды; 3 - охладитель конденсата; 4 – деаэратор питательной воды котлов; 5 – питательный насос; 6 - сетевой насос; 7 – деаэратор подпиточной воды; 8 – подогреватель химочищенной воды; 9 - подпиточный насос; 10 – сборный бак конденсата; 11 – конденсатный насос; 12 – насос сырой воды; 13 – сепаратор продувочной воды; 14 – охладитель продувочной воды; 15 - пароводяной подогреватель сырой воды; 16 – химводоподготовка; 17 – насос химочищенной воды

       Принципиальная тепловая схема котельной с паровыми котлами и пароводяными подогревателями сетевой воды для открытых систем теплоснабжения отличается от схемы при закрытой системе только установкой дополнительного деаэратора подпиточной воды тепловых сетей и установкой баков – аккумуляторов горячей воды.

 

       Тепловые схемы котельных с водогрейными котлами

       Выбор системы теплоснабжения (открытая или закрытая) производится на основе технико-экономических расчетов. Руководствуясь заданием на проектирование и исходными данными , полученными от заказчика, приступают к составлению , а затем и расчету тепловой схемы котельной, оборудованной стальными водогрейными котлами (рис. 3.2).

Рис. 3.2. Принципиальная тепловая схема водогрейной котельной

1 – сетевой насос; 2 – водогрейный котел; 3 – сетевой насос; 4 – подогреватель химочищенной воды; 5 – подогреватель сырой воды; 6 – вакуумный деаэратор; 7 – подпиточный насос; 8 – насос сырой воды; 9 – химводоподготовка; 10 – охладитель выпара; 11 – водоструйный эжектор; 12 – расходный бак эжектора; 13 – эжекторный насос

 

          Для уменьшения интенсивности наружной коррозии труб «хвостовых» поверхностей нагрева стальных водогрейных котлов необходимо поддерживать температуру воды на входе в котлы выше температуры точки росы уходящих из котлов дымовых газов. Минимально допустимая температура воды на входе в котлы рекомендуется следующая: при работе на природном газе – не ниже 60°С; при работе на малосернистом мазуте – не ниже 70°С; при работе на высокосернистом мазуте – не ниже 110°С. В связи с тем, что температура воды в обратных магистралях тепловых сетей почти всегда ниже 60°С, в обвязке водогрейных котлов предусматривают рециркуляционные насосы и соответствующие трубопроводы. Для определения необходимой температуры воды за водогрейными котлами должны быть известны режимы работы тепловых сетей, которые отличаются от графиков или режимных карт котлоагрегатов.

       При выполнении рабочих (монтажных) схем котельных применяют общестанционную или агрегатную схему компоновки оборудования. Выбор общестанционного или агрегатного способа в каждом отдельном случае решается, исходя из эксплуатационных соображений. Важнейшими из них при компоновке по агрегатной схеме являются облегчение учета и регулирования расхода и параметров теплоносителя от каждого агрегата, уменьшения протяженности в пределах котельной сетевых трубопроводов большого диаметра и упрощения ввода в эксплуатацию каждого агрегата.

       Тепловая схема котельной для открытой системы теплоснабжения отличается от таковой для закрытой в основном производительностью водоподготовки для подпитки тепловых сетей. Так как расходы воды при открытой системе неравномерны по времени, то для выравнивания суточного графика нагрузок на горячее водоснабжение и уменьшения расчетной производительности котлоагрегатов и оборудования водоподготовки предусматривают установку баков-аккумуляторов деаэрированной горячей воды. Из них в часы максимума потребления горячая вода подпиточными насосами подается во всасывающую магистраль сетевых насосов. Суммарная емкость баков-аккумуляторов принимается в 10 раз большей среднечасового за сутки расхода воды на бытовое горячее водоснабжение.

       Количество, единичная производительность и развиваемые напоры насосов котельной должны соответствовать требованиям регулирования работы тепловых сетей при экономном расходовании электроэнергии на их привод. Такие условия иногда диктуют необходимость использования в тепловых схемах котельных увеличенного количества насосов – сетевых (зимних и летних), перекачивающих, рециркуляционных и подпиточных (также зимних и летних).

       При выборе системы теплоснабжения (закрытой или открытой) нужно учитывать, по меньшей мере, три особенности исходной воды, используемой для подпитки: склонность к низкотемпературному накипеобразованию; коррозионную активность; склонность к сульфидному загрязнению.

 

       Тепловые схемы котельных с паровыми и водогрейными котлами

       Опыт проектирование различных источников теплоснабжения показал, что тепловая нагрузка котельной обычно превышает паровую нагрузку. В таких случаях в котельной с общей теплопроизводительностью более 50 МВт, как правило, целесообразно устанавливать как паровые, так и водогрейные котлы.

       Необходимо учитывать, что в комбинированной котельной при остановке одного из паровых котлов водогрейный котел не может покрыть требующиеся паровые нагрузки, а тепловую нагрузку водогрейного котла частично или полностью можно покрыть с помощью паровых котлов и подогревателей сетевой волы. Вследствие этого в чисто паровой котельной суммарная установленная теплопроизводительность всех агрегатов будет меньше, чем установленная теплопроизводительность котельной с паровыми и водогрейными котлами.

       Основным доводом в пользу сооружения комбинированных котельных являются меньшие удельные капитальные вложения, так как установка водогрейных котлов и их вспомогательного оборудования, как правило, требует значительно меньших затрат, чем установка паровых котлов со вспомогательным оборудованием и крупных пароводяных подогревателей при равной теплопроизводительности.

       В установках с паровыми и водогрейными котлами иногда применяют двухступенчатую схему подогрева сетевой воды, в которой первой ступенью служат пароводяные подогреватели, второй – водогрейные котлы. Такая схема обеспечивает подачу в водогрейные котлы воды, нагретой до 90-100°С, т.е. вводит эти котлы в пиковый режим работы, что особенно важно при использовании котлов, работающих на высокосернистом мазуте.   

       Комбинированные котельные, несмотря на кажущуюся сложность достаточно надежны в эксплуатации. Поэтому они находят применение даже для котельных, от которых потребители получают теплоту только в виде горячей воды. В подобных котельных существенно облегчается разогрев мазута в приемных емкостях и последующее повышение его температуры в подогревателях.

 

Вопросы для самоподготовки

          1. Назовите основные типы котельных.

       2. Дайте определение категорий котельных по надежности теплоснабжения.

       3. Какие требования предъявляются к котельным в зависимости от их категории?

       4. Приведите классификацию котельных по их размещению.

          5. Каковы требования к составлению тепловой схемы котельной? Назовите виды тепловых схем при проектировании котельных.

       6. Какие задачи стоят перед проектировщиком при расчете тепловой схемы?

          7. Как определяется расчетная теплопроизводительность котельной и производится выбор основного оборудования (котлоагрегатов)?

          8. Приведите принципиальную тепловую схему паровой котельной.

          9. Приведите принципиальную тепловую схему котельной с водогрейными котлами.

          10. Каковы различия в составе оборудования котельных для закрытой и открытой системы теплоснабжения?

          11. Приведите принципиальную тепловую схему котельной с паровыми и водогрейными котлами.

ТЕПЛОЭЛЕКТРОЦЕНТРАЛИ (ТЭЦ)

       Основная часть тепловой нагрузки при теплофикации удовлетворяется отработавшей при выработки электроэнергии теплотой от установленных на ТЭЦ теплофикационных турбоагрегатов, в которых электрическая энергия вырабатывается главным образом комбинированным методом.

       На современных ТЭЦ, работающих на органическом топливе, устанавливаются, как правило, теплофикационные турбины большой единичной электрической мощности (50 – 250 МВт) на высокие и сверхкритические начальные параметры пара (13 и 24 МПа) двух основных типов: а) конденсационные с отбором пара (Т и ПТ); б) с противодавлением (Р).

       Отработавший пар низкого давления (около 0,05 – 0,25 МПа) отводится из так называемых теплофикационных отборов турбины. Этот пар используется на ТЭЦ для подогрева сетевой воды, циркулирующей в тепловой сети. На современных ТЭЦ подогрев сетевой воды в зимний период проводится обычно в трех или четырех последовательно включенных ступенях подогрева.

       Комбинированное производство электрической и тепловой энергии на ТЭЦ предполагает наряду с отпуском электрической энергии также отпуск теплоты для технологических нужд промышленности (обычно в виде пара необходимых параметров) или для целей отопления, вентиляции и горячего водоснабжения жилых, общественных и промышленных зданий и сооружений (в виде горячей воды достаточно высокой температуры), или одновременно и пара, и горячей воды.

       В районах, располагающих природным газом как базовым топливом, применяются газотурбинные, а также парогазовые теплофикационные установки с использованием в качестве паровой ступени серийных паротурбинных установок.

 

       3.2.1. ОТПУСК ПАРА

     Схема пароснабжения зависит от характера паропотребления и выбирается исходя из технико-экономических соображений, учитывающих показатели всех элементов системы пароснабжения: ТЭЦ, паропроводов, потребителей.

     Если всем потребителям требуется пар низкого давления, применяется однотрубная система (рис. 3.3, а); при потреблении пара высокого и низкого давлений – двухтрубная система (рис. 3.3, б).

     Численные значения давления пара, отпускаемого потребителям, следующие: для отопительно-вентиляционных установок потребителей – 0,06…0,25МПа; технологических аппаратов – 0,6…0,8МПа; для паровых приводов – 1,2…1,8МПа и в ряде случаев 3,5 и даже 9 МПа.

   Отпуск пара от ТЭЦ внешним потребителям может производиться по различным схемам:

     1. Из отборов или противодавления турбин различных типов: конденсационных (Т, ПТ и П) и с противодавлением (Р и ПР). Номенклатура выпускаемых турбин обеспечивает возможность снабжения паром из теплофикационных и производственных отборов или противодавления различных отопительно-вентиляционных и технологических потребителей.

     2. От паропреобразователей ТЭЦ. Паропреобразователем называется установка для испарения воды (получения вторичного пара), греющим теплоносителем в которой является первичный пар с давлением, большим давления вторичного пара, отпускаемого внешним потребителям. В качестве первичного пара (греющего теплоносителя) используется пар из отборов высокого давления турбины.

     Паропреобразовательные установки применяются на ТЭЦ, если внешним потребителям требуется большое количество пара с одновременной невозможностью возврата на ТЭЦ конденсата этого пара.

    3. От термокомпрессоров в том случае, если пар, отпускаемый потребителям из отборов или противодавления турбины, имеет давление меньше требуемого.

 

Рис. 3.3. Системы пароснабжения от ТЭЦ – однотрубная (а) и двухтрубная (б).

1 – парогенератор; 2 – турбина; 3 – редукционно-охладительная установка на ТЭЦ; 4 - редукционная установка у потребителей; 5 – потребитель пара; 6 – конденсатоотводчик; 7 - конденсатный насос; 8 – сборник конденсата; 9 – деаэратор; 10 – питательный насос.

 

     

       4. Непосредственно от паровых котлов ТЭЦ, при этом только в том случае, если его давление и температура соответствуют требованиям внешних потребителей пара. Такое совпадение на практике встречается достаточно редко, как правило, давление и температуру отпускаемого пара необходимо снижать с помощью РОУ.

 

    3.2.2. ОТПУСК ГОРЯЧЕЙ ВОДЫ

    Подогрев воды, направляемой в тепловую сеть, производится на ТЭЦ в сетевых подогревательных установках, обогреваемых паром из отбора или противодавления турбин. При очень низкой температуре наружного воздуха вода после подогревательных установок (сетевых подогревателей) догревается до заданной по температурному графику температуры сетевой воды в пиковых водогрейных котлах, установленных на ТЭЦ. На рис. 3.4 показана схема двухступенчатой подогревательной установки. 

       Вода из обратной линии тепловой сети подается сетевым насосом последовательно через подогреватели первой и второй ступени и охладитель конденсата, а затем поступает в подающую магистраль тепловой сети. Обогрев подогревателя первой ступени осуществляется из отбора турбин, а второй ступени – паром из отбора турбин или от паровых котлов через РОУ.

    Конденсат греющего пара из подогревателя второй ступени поступает в подогреватель первой ступени. Из подогревателя первой ступени конденсат поступает в охладитель конденсата, где охлаждается до 90 - 95ºС, откуда самотеком или насосом подается в деаэратор. Вода для восполнения потерь в сети после предварительной очистки и деаэрации, подается подпиточным насосом во всасывающий коллектор сетевых насосов.

При самых низких температурах наружного воздуха (-20°С и ниже) сетевая вода после второго подогревателя поступает в пиковый водогрейный котел, где подогревается до требуемой температуры (обычно 150°С).

 

Рис. 3.4. Схема двухступенчатой подогревательной установки

1 – грязевик; 2 – расходомер; 3 –сетевой насос; 4 – конденсатный насос; 5 – охладитель конденсата; 6 – сетевой подогреватель первой ступени; 7 – сетевой подогреватель второй ступени

    3.2.3. ТЕПЛОВЫЕ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

    Приведенные ниже элементы централизованного паро- и теплоснабжения входят составной частью в тепловые схемы промышленных, промышленно-отопительных, коммунальных ТЭЦ, ТЭЦ-ПВС и ТЭЦ-ЭВС металлургических комбинатов, электростанций с ГТУ, ПГУ, а иногда и конденсационных электростанций (КЭС).

 

Рис. 3.5. Принципиальная схема включения сетевой подогревательной установки с ТК и ПВК

НСП и ВСП – сетевые подогреватели нижней и верхней ступени; ПВК – пиковый водогрейный котел; ТК – теплофикационный пучок конденсатора; СН 1 и СН 2 – сетевые насосы; КНС - конденсатный насос сетевых подогревателей; ТП потребитель теплоты; К – конденсатор; КН - конденсатный насос основного конденсата; ДН – дренажный насос; ПН – питательный насос; ПНД, ПДВ – подогреватель низкого и высокого давления; ПК – паровой котел; ПЕ - пароперегреватель; Т – турбина; Г - электрогенератор

 

Наименее сложны тепловые схемы ТЭЦ, обеспечивающие сторонних потребителей только технологическим паром: от отборов турбин и непосредственно от котлов (через РОУ) (рис. 3.3); паром противодавления (рис. 3.5) от турбин типа Р и ПР. Основными потребителями пара от промышленных ТЭЦ являются:

7

    - силовые агрегаты, имеющие в качестве привода паровые машины или турбины (паровые молоты, прессы, паровые насосы, турбокомпрессоры и т.д.); для большинства паровых приводов необходим пар с давлением 0,8…1 МПа, насыщенный или перегретый до 200…250°С или с давлением 1,8…3,5 МПа и температурой 350…450°С.;

    - аппараты и устройства, в которых теплота пара используется для технологических процессов (подогрев, выпаривание, сушка и пр.); для этих целей используется насыщенный или слабо перегретый пар с давлением 0,3…0,8 МПа, а в некоторых производственных процессах и до 9 МПа;

    - отопление производственных помещений, для чего используется пар давлением до 0,6 МПа.

    При необходимости обеспечения потребителей паром и горячей водой на ТЭЦ устанавливаются либо совместно турбины П и Т, Р и Т, ПР и Т, либо турбины типа ПТ.

    Для снабжения потребителей горячей водой для нужд отопления, вентиляции и кондиционирования, горячего водоснабжения на ТЭЦ устанавливаются одна или несколько независимых друг от друга водоподогревательных установок.

     В тепловых схемах ТЭЦ, в состав основного оборудования которых входят турбоустановки Т-50/60-130, Т-100/120-130-3, Т-75/210-130 и ПТ-80/100-, в конденсаторах турбин имеются встроенные теплофикационные пучки. Они используются для нагрева сетевой и подпиточной воды. Допустимые режимы работы каждого теплофикационного пучка определяются техническими условиями на турбину.

 

    Теплофикационные газотурбинные установки (ГТУ)

    Газотурбинные установки можно с большим эффектом использовать для комбинированной выработки теплоты и электроэнергии. Условия отпуска теплоты от ГТУ имеют следующие особенности, которые определяют условия и область их эффективного применения:

1. Цикл ГТУ характеризуется высокими температурами подвода и отвода теплоты, поэтому температура полностью отработавших в силовом цикле газов составляет 300-500°С и достаточна для нагрева внешних теплоносителей до необходимых потребителям температур.

2. Пар и горячую воду отпускают от ГТУ путем использования теплоты выхлопных газов и воды, охлаждающей компрессоры, т.е. теплоты, полностью отработавшей в данном силовом цикле.

3. Высокая начальная температура газа перед турбиной может быть применена и на ГТУ небольшой единичной мощности при сохранении высоких внутренних к.п.д. турбин и компрессоров, поэтому энергетические показатели теплофикационной ГТУ сравнительно мало зависят от ее единичной мощности, в то время как у паровых турбин высокие начальные параметры пара 13,0-24,0 МПа применимы только при единичной мощности турбин 50-200 МВт. В связи с этим теплофикационные ГТУ могут давать экономию топлива по сравнению с раздельным теплоэлектроснабжением (КЭС плюс котельные) и при небольших тепловых нагрузках, при которых паротурбинные ТЭЦ экономически не оправдываются. Это особенно важно для средних и небольших промышленных предприятий, городов и др.

4. При современном развитии энергосистем паротурбинные ТЭЦ экономически оправдываются при расчетной тепловой нагрузке не менее 400 - 450 МВт (344 - 387 Гкал/ч) в европейской части РФ и 500-600 МВт в районах с более дешевым топливом. Газотурбинные ТЭЦ благодаря перечисленным выше особенностям экономически оправдываются при нагрузках 100-400 МВт и даже ниже. Это обстоятельство весьма сильно расширяет область экономического применения теплофикации, так как потребители с нагрузкой 100-500 МВт расходуют около 25% всей теплоты, потребляемой в России. Расширение области теплофикации при сооружении газотурбинных ТЭЦ (ГТЭЦ) может дать большую экономию топлива иа и денежных средств.

 Поскольку температура отпускаемой от ГТЭЦ горячей воды практически не влияет на экономию топлива, экономически оптимальная температура воды в подающей сети от ГТЭЦ значительно выше, чем от ПТЭЦ, и может составлять 160 – 200 °С при независимой схеме присоединения абонентов.

Перечисленные особенности показывают, что ГТУ являются весьма перспективными теплофикационными агрегатами и хорошо дополняют паротурбинные ТЭЦ, в частности позволяют значительно расширить область экономичного применения теплофикации. Однако невозможность работы разомкнутых схем ГТУ на твердом топливе ограничивает сферу их применения.

 

Рис. 3. . Принципиальная схема теплоподготовительной установки атомной ТЭЦ

1 –парогенератор; 2 – паровая турбина; 3 – электрогенератор; 4 – конденсатор; 5 – 7 - теплофикационные подогреватели нижней, средней и верхней ступеней; 8 – бустерный насос; 9 – сетевой насос; 10 – химводоподготовка; 11 – деаэратор подпиточной воды; 12 – подпиточный насос; 13 – регулятор подпитки; 14 – насос химводоподготовки; 15, 16 – обратный и подающий коллекторы сетевой воды; 17 – ядерный реактор; 18 – компенсатор объема; 19 - насос промежуточного контура; 20 – конденсатный насос; 21 – сепаратор влаги; 22 - регенеративные подогреватели низкого давления; 23 – деаэратор; 24 – питательный насос; 25 - регенеративные подогреватели высокого давления; 26 - пароперегреватель; 27 – редукторы; 28 – регенеративный подогреватель среднего давления

 

       При низких температурах наружного воздуха сетевая вода дополнительно подогревается в пиковом подогревателе сетевой воды за счет теплоты редуцированного острого или отборного пара турбины более высокого давления, чем для основного сетевого подогревателя. Для восполнения потерь сетевой воды предусматривается подпиточный насос и установка подготовки воды для подпитки теплосети. Распределение подогрева сетевой воды между основным и пиковым подогревателями характеризуется коэффициентом теплофикации, как отношение количества тепла из отбора турбин к максимальной установленной тепловой мощности станции. Оптимальное значение коэффициента определяется из технико-экономических расчетов.

       Схемы и состав оборудования теплофикационных установок существенно зависят от их назначения и тепловой мощности. Установки предназначенные для покрытия собственных нужд АЭС и ее жилого поселка, рассчитывают на 60 – 120 ГДж/ч. На станции монтируют две-три такие установки, из к5оторых одна резервная. Их влияние на тепловую экономичность станции невелико, поэтому при проектировании этих установок прежде всего стремятся к их упрощению.

       Для промышленного теплоснабжения и отопления крупного жилого района от атомной электростанции необходима разработка атомной ТЭЦ с регулируемыми мощными отборами (обычно двумя отборами). Такая ТЭЦ могла бы отпускать, например, пар с давлением 1,5 МПа и горячую воду с температурой до 200°С.

       Сооружение АТЭЦ целесообразно для нагрузок 2000 ГДж/ч и выше. В принципе для нее может быть использована схема с любым реактором. Однако, для максимально возможного приближения АТЭЦ к тепловым к потребителям, должны быть приняты такие компоновочные решения, которые сделали бы возможность отказ от санитарно-защитной зоны. При рассмотрении целесообразности ядерного топлива для централизованного теплоснабжения кроме комбинированной выработки тепла и электроэнергии возможна и раздельная выработка – получение электроэнергии от мощных конденсационных электростанций, а тепла – от атомных котельных, использующих низкопотенциальные атомные реакторы. Вопросы эти находятся в стадии разрешения и безусловным при этом должен быть технико-экономический анализ.

 

Вопросы для самоподготовки

          1. Назовите основные преимущества использования АЭС для отпуска тепла потребителям в виде горячей воды по сравнению с отпуском пара.

          2. Приведите схему теплофикационной установки АЭС.

          3. Чем необходимо руководствоваться при выборе схемы и состава оборудования теплофикационной установки АЭС?

          4. Назовите пути и способы решения проблем теплоснабжения от атомной электростанции промышленных предприятий и крупного жилого массива.

 

 

Раздел 5. ТЕПЛОВЫЕ СЕТИ

РАСЧЕТЫ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ

       5.1.1. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ

 Основные задачи и исходные данные

Гидравлические расчеты трубопроводов водяных тепловых сетей являются необходимым этапом их проектирования, следующим за определением расчетных тепловых нагрузок, выбором трассы и определением расчетных расходов сетевой воды. Такие расчеты выполняются отдельно по каждому участку сетей, на протяжении которого внутренние диаметры труб и расчетные расходы сетевой воды остаются неизменными, и предназначены для решения следующих основных задач:

       1) определения по заданным расчетным расходам воды внутренних диаметров труб для каждого участка сетей, причем этими диаметрами в сочетании с длинами трубопроводов и способом их прокладки в основном определяются капитальные вложения и расхода металла на сооружение сетей;

       2)определения перепадов давления теплоносителя в пределах каждого участка при заданных расходах его, а также известных диаметрах и длинах труб на данном участке. Эти перепады давления являются исходными для последующего определения потребных напоров циркуляционных (сетевых) и подпиточных насосов, а в сочетании с данными о давлениях воды в сетях при неработающих сетевых насосах (статические режимы) – также для анализа гидравлических режимов сетей при работающих насосах (динамические режимы);

3) определения расходов теплоносителя на данном участке, соответствующих известным диаметрам труб и выбранным значениям перепадов давления, отнесенным к одному метру длины труб. Такие расчеты необходимы при рассмотрении аварийных режимов работы тепловых сетей, а также при разработке проектов расширения и реконструкции;

4) выяснения условий работы сети и абонентских систем и выбора схем присоединения абонентских установок к теплосети; выбора авторегуляторов для теплосети и абонентских вводов; разработки режимов эксплуатации.

Для проведения гидравлического расчета должны быть заданы схема и профиль теплосети, указаны размещение станции и потребителей, и расчетные нагрузки.

Гидравлические расчеты водяных тепловых сетей базируются на основных положениях и закономерностей механики жидкостей применительно к движению воды в стальных трубопроводах. В этих сетях теплоноситель находится при температурах, которые в подающих трубопроводах изменяются в пределах от 60 до 150 °С (в перспективе до 200 °С),  а в обратных – от 30 до 80 °С. Изменения физических параметров воды в этих интервалах температур оказывают существенное влияние на закономерности её движения, а потому должны учитываться в расчетах. Вместе с тем влияние давления на эти параметры, обусловленное в основном сжимаемостью воды, является ничтожным. В связи с этим физические параметры воды обычно приводятся применительно к давлениям, соответствующим кипению воды заданной температуры (так называемые параметры линии насыщения).

Существенное влияние на результаты гидравлических расчетов оказывают значения вязкости воды – либо динамической µ_в, Па·с, либо кинематической ν_в,м²/с, связанных между собой соотношением

ν_в= µ_в/ρ_в                                                     (5.1)

где ρ_в - плотность воды, кг/м³.

       Основные расчетные зависимости

       Тτечение жидкости по трубопроводам сопровождается потерями её энергии на преодоление сил трения, возникающих при соприкосновении поверхности движущейся жидкости с внутренней поверхностью труб (так называемые линейные потери). Кроме того, дополнительные потери энергии возникают в местах резкого изменения направления (повороты, изгибы) или площади сечения потока жидкости (переходы с одного диаметра труб на другой), при её прохождении через арматуру и измерительные приборы, а также при разделении одного потока на несколько потоков или их объединении в один поток. Средние скорости потока в поперечном сечении трубы  связаны с количествами протекающей через это сечение жидкости за единицу времени уравнениями неразрывности потока:

       V = f_вн w_ср = 0,785 d²вн wср,                                       (5.2)                 

          G = f_вн w_ср ρ = 0,785d²внwсрρ,                                        (5.3)

где V – объём, м³/с; G – масса жидкости, протекающей за секунду через сечение трубы площадью в свету f _{вн ,} м²; w_ср - средняя скорость потока, м/с,  ρ - плотность жидкости, кг/м³.

       Для стационарного течения вязкой жидкости при постоянстве её температуры и скорости в пределах рассматриваемого участка применение закона сохранение энергии к массе потока жидкости приводит к уравнению Бернулли:

       + Z g = +Z g + ,                             (5.4)

или     ∆p_уч = p - p = p  + ρg( Z - Z ) ,                     (5.5)

где p  и p , Па, - давления жидкости в начальном и конечном сечениях труб в пределах участка; ρ, кг/м³ - плотность жидкости; Z  и Z , м, - ординаты, соответствующие центрам начального и конечного сечений трубы относительно произвольной горизонтальной плоскости (геодезические отметки); g, м/с² - ускорение силы тяжести в гравитационном поле Земли, которое в гидравлических расчетах можно принимать постоянным и равным 9,81 м/с²

       Величина p  соответствует перепаду давления между начальным и конечным сечениями трубы на участке, вызванному расходом энергии потока жидкости на преодоление сил трения между этим потоком и внутренней поверхностью трубопровода, а также местные потери.

Величина  ∆Z_уч = Z  - Z , м, которая может быть либо положительной, либо отрицательной, соответствует разности между геодезическими отметками начального и конечного сечений трубы на участке. Эта величина равна нулю для горизонтально уложенных трубопроводов, а также для любых замкнутых контуров циркуляции жидкости, которые характерны для двухтрубных водяных теплосетей, обычно замыкающихся в источнике теплоснабжения. Поэтому суммарный перепад давлений по всем участкам трубопроводов, образующим такой контур, равен

       ∑p_уч =∑p =p_с.нач – p_с.кон ,                                 (5.6)

       В (5.7) pс.нач и pс.кон – значения давления сетевой воды в начальной и конечной точках циркуляционного контура, обычно замыкающегося в источнике теплоснабжения, причем эта разность давлений поддерживается за счет работы циркуляционных сетевых насосов.

       В общем случае величина pуч состоит из двух слагаемых, соответствующих линейным и местным потерям, причем линейные потери в пределах участка из труб одного внутреннего диаметра и с одинаковыми на всем протяжении расходами воды пропорциональны длине l_уч этого участка. Второе слагаемое ∆p_м соответствует местным потерям энергии в пределах участка. Таким образом, имеем

       ∆pуч = ∆pтрlуч  + ∆pм,                                           (5.7)    

                                                      

       Здесь ∆pтр, Па/м – удельное падение давления на трение, отнесенное к 1м длины участка.

.

          Линейное падение давления. Величина удельного падения давления определяется уравнением д′Арси-Вейсбаха:

                                                           

       ∆pтр = λтрρw²ср/2dвн,                                               (5.8)

           

где λтр  - безразмерный коэффициент гидравлического трения или гидравлического сопротивления.

       Характеристикой режима течения жидкостей, в частности критерием перехода ламинарного течения в турбулентное, является безразмерный параметр Re (число Рейнольдса). Скорости воды в трубопроводах теплосетей при расчетном режиме обычно находятся в интервале 0,5 – 3,0 м/с. Расчеты показывают, что значения Re, меньшие 2000-2300, соответствующие ламинарному течению, практически не встречаются. При повышении числа Re и переходе ламинарного течения в турбулентное значение коэффициента λ_тр скачкообразно возрастает с 0,028 – 0,032 до 0,038 – 0,040. При дальнейшем росте числа Re это значение постепенно снижается и при некотором значении Re практически достигает минимального значения. При дальнейшем увеличении числа Re коэффициент гидравлического трения остается постоянным. 

       Особенностью турбулентного течения в трубах является влияние на значения λтр помимо числа Re шероховатости внутренней поверхности труб, возникающей в основном за счет коррозии этой поверхности. Шероховатую поверхность можно представить состоящей из элементарных выступов высотой k. В качестве первого характеристического параметра шероховатости принимают высоту выступа шероховатости, называемую абсолютной шероховатостью стенки. У большинства работающих стальных трубопроводов она составляет в зависимости от технологии изготовления труб и условий эксплуатации от 0,05 до 2,0 мм. В качестве второго характеристического параметра принимают отношение абсолютной шероховатости к радиусу трубы k/r, называемое относительной шероховатостью. Под эквивалентной относительной шероховатостью реального трубопровода понимается искусственная относительная равномерная шероховатость цилиндрической стенки, коэффициент гидравлического трения которой в области Re › Re_пр такой же, как и в данном реальном трубопроводе.

       Местное падение давления. Расчет местных потерь энергии при течении воды в различных элементах трубопроводов теплосетей, производится из допущения пропорциональности между этими потерями и кинетической энергией потока жидкости:

 

       ∆pм = ξмρw ² ср /2,                                            (5.9)

 

где ξм - безразмерный коэффициент местного сопротивления, зависящий от характера сопротивления. Падение давления в местных сопротивлениях – это падение давления в арматуре (вентилях, задвижках, кранах и т.д.) и других элементах оборудования, не размещенных равномерно по длине трубопровода (коленах, шайбах, переходах и т.п.).

       Если представить прямолинейный трубопровод, линейное падение давление на котором равно падению давления в местных сопротивлениях, то длина такого участка трубопровода называется эквивалентной длиной местных сопротивлений. Эти эквивалентные длины lэкв определяются исходя из сопоставления значений ∆pтрlэкв по формуле (5.9) и ∆pм по формуле (5.10). Отсюда

 

       Lэкв = ξмdвн/λтр,                                            (5.10)

   

 Расчеты показывают, что эквивалентная длина местных сопротивлений пропорциональна сумме коэффициентов местных сопротивлений в первой степени и диаметру трубопровода в степени 1,25.

       Отношение падения давления в местных сопротивлениях трубопровода к линейному падению в этом трубопроводе представляет собой долю местных потерь. Нетрудно видеть, что доля местных потерь равна отношению эквивалентной длины местных сопротивлений к длине трубопровода.

       Сумма падений давления – линейного и в местных сопротивлениях – составляет суммарное падение давления.

 

       Определение расчетных расходов воды и параметров насосов

       Основным исходным значением для гидравлического расчета сети служит расчетный расход воды. При нахождении расчетного расхода целесообразно учитывать не только существующие нагрузки, но также и перспективы развития системы теплоснабжения.

       Расчетный расход сетевой воды для определения диаметров труб в водяных тепловых сетях при качественном регулировании отпуска теплоты необходимо определять отдельно для отопления, вентиляции и горячего водоснабжения с последующим суммированием этих расходов воды.

       Расчетные расходы воды, кг/ч, определяются по формулам:

       а) на отопление

 

       Gomax = 3,6Qomax/c(t1 – t2);                                    (5.11)

 

       б) на вентиляцию

       Gвmax = 3,6Qвmax/c(t1 – t2                                   (5.12)

 

       в) на горячее водоснабжение в открытых системах теплоснабжения:

       средний –

 

       Gгвср = 3,6Qгвср/с(tг – tх);                                (5.13)

 

       максимальный –

 

       Gгвmax = 3,6Qгвmax/c(tг – tх);                          (5.14)

 

       г) на горячее водоснабжение в закрытых системах теплоснабжения:

       средний, при параллельной схеме присоединения водоподогревателей:

       Gгвср = 3,6Qгвср/c(t1и – t3и);                               (5.15)

 

       максимальный –

       Gгвmax = 3,6Qгвmax/c(t1и – t3и);                                 (5.16)

 

       Суммарные расчетные расходы сетевой воды, кг/ч, в двухтрубных тепловых сетях в открытых и закрытых системах теплоснабжения при качественном регулировании отпуска теплоты определяются по формуле

 

       G = Gоmax + Gвmax + k3Gгвср;                            (5.17)

 

где t1 – температура воды в подающем трубопроводе тепловой сети при расчетной температуре наружного воздуха tо, °С; t2 – то же, в обратном трубопроводе тепловой сети, °С; t1и – температура воды трубопроводе тепловой сети в точке излома температурного графика воды, °С; t3и – температура воды после параллельно включенного водоподогревателя горячего водоснабжения в точке излома температурного графика воды, рекомендуется принимать равным 30 °С;

k3 – коэффициент, учитывающий долю среднего расхода воды на горячее водоснабжение при регулировании по нагрузке отопления, при регулировании по совмещенной нагрузке отопления и горячего водоснабжения принимается равным 0.

       Одна из задач гидравлического расчета заключается в определении характеристик насосов.

       Напор сетевых насосов следует определять для отопительного и летнего периодов и принимать равным сумме потерь давления в установках на источнике теплоты, в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети и в системе потребителя при суммарных расчетных расходах воды.

       Подачу (производительность) сетевых насосов определяют:

       а) для закрытых систем теплоснабжения в отопительный период – по суммарному расчетному расходу воды, определяемому по формуле (5.17);

       б) для открытых систем в отопительный период – по той же формуле при t3 = 1,4;

       в) для закрытых и открытых систем в летний период – по максимальному расходу воды на горячее водоснабжение в летний период.

       Напор подпиточных насосов должен определяться из условий поддержания в водяных тепловых сетях статического давления и проверяться для условий работы сетевых насосов в отопительный и летний периоды.

Подачу рабочих подпиточных насосов в закрытых системах теплоснабжения принимают равной расчетному расходу воды на восполнение утечек из тепловой сети, а в открытых – равной сумме максимального расхода воды на горячее водоснабжение, определяемому по формуле (5,14), и расчетного расхода воды на восполнение утечек.                                                                                                                                                                                             Пьезометрический график

       Помимо описанных выше гидравлических расчетов водяных тепловых сетей при их проектировании приходится дополнительно производить расчеты по определению значений давлений воды в различных точках сетей при разных режимах. Такие расчеты требуются для обоснованного выбора насосов, используемых для перекачки сетевой воды, - циркуляционных, подпиточных, подкачивающих, смесительных и т.п. Кроме того, значения давления воды являются исходными при разработке схем присоединения к сетям местных систем теплоиспользования. Так, при давлениях ниже атмосферного неизбежны подсосы воздуха в сети и системы через неплотности в них, что является недопустимым.

Для этих целей широко используется пьезометрический график (сокращенно пьезометр) (рис. 5.1), на котором в определенном масштабе нанесены рельеф местности, высота присоединенных зданий, напор в сети; по нему легко определить напор (давление) и располагаемый напор (перепад давлений) в любой точке сети и абонентских системах.

По абсциссам этих графиков откладываются длины участков сетей от оси сетевых насосов (практически от точки выхода трубопроводов из здания теплоисточника) вплоть до характерного узла на трассе этих сетей, обычно до определяющего теплового пункта. В качестве ординат на этих графиках наносятся отметки поверхности земли по трассе сетей с привязкой к ним в случае надобности высот присоединяемых зданий, затем наносятся графики изменения напоров в подающих и обратных трубопроводах по трассе сетей. Построение графиков начинается с оценки минимально необходимого напора на всасе сетевых насосов, совпадающего с напором на нагнетании подпиточных насосов.

Разработку пьезометрического графика начинают с гидростатического режима, когда циркуляция отсутствует и система теплоснабжения заполнена водой с температурой 100 °С. На основе гидростатического режима из условия непревышения допустимого давления во всех элементах оборудования, включая абонентские установки, проверяют возможность установления общей статической зоны для всей системы теплоснабжения, т.е. возможность поддержания одного и того же полного статического напора во все системе, а также выявляют причины, препятствующие такому решению. Установление общей статической зоны для всей системы теплоснабжения упрощает эксплуатацию и повышает надежность теплоснабжения, поэтому такое решение является предпочтительным. Наиболее просто эта задача решается при независимой схеме присоединения всех отопительных установок к тепловой сети, т.к. в этом случае механически слабый элемент системы – отопительные чугунные радиаторы – гидравлически изолируются от системы теплоснабжения.

 

Рис. 5.1. Схема и пьезометрический график двухтрубной тепловой сети

 

       При гидравлическом расчете паровых сетей профиль паропровода можно не учитывать вследствие малой плотности пара. Падение давления на участке паропровода принимается равным разности давлений в концевых точках участка.

       Правильное определение потери напора или падения давления в трубопроводах имеет первостепенное значение для выбора диаметров и организации надежного гидравлического режима сети. Для предупреждения ошибочных решений следует до проведения гидравлического расчета водяной тепловой сети наметить возможный уровень статических напоров, а также линии предельно допустимых максимальных и минимальных гидродинамических напоров в системе и, ориентируясь по ним, выбрать характер пьезометрического графика из условия, чтобы при любом ожидаемом режиме работы напоры а любой точке системы теплоснабжения не выходили за допустимые пределы.

       Основные требования к режиму давления водяных тепловых сетей из условия надежности работы системы теплоснабжения сводятся к следующему:

       1. Непревышение допустимых давлений в оборудовании источников теплоснабжения, теплосети и абонентских установок.

       2. Обеспечение избыточного давления во всех элементах системы теплоснабжения для предупреждения кавитации (гидравлического удара) сетевых, подпиточных, смесительных насосов и защиты системы теплоснабжения от подсоса воздуха. Невыполнение этого требования приводит к коррозии оборудования и нарушению циркуляции воды, В качестве минимального значения избыточного давления принимают 0,05 МПа (5 м вод. ст.).

       3. Обеспечение невскипания воды при гидродинамическом режиме системы теплоснабжения, т.е. при циркуляции воды в системе. Во всех точках системы теплоснабжения должно поддерживаться давление, превышающее давление насыщенного водяного пара при температуре воды в системе.

 

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ

       Основные задачи тепловых расчетов изоляционных конструкций

       Тепловые расчеты изоляционных конструкций проводятся с целью определения тепловых потерь трубопроводов с заданной конструкцией тепловой изоляции при данном типе прокладки, а также с целью определения по заданным значениям этих потерь соответствующих толщин изоляционных слоев, выполняемых из материалов с известной теплопроводностью. В состав тепловых расчетов входит также определение изменений температур теплоносителя в теплосетях в результате их тепловых потерь и проверка температуры наружной поверхности тепловой изоляции, которая при прокладке в помещениях по нормам должна быть не выше 45°С при температуре воздуха в помещении 25°С. При надземной и подземной прокладке теплосетей в местах, доступных обслуживанию (туннели, коллекторы, камеры, эстакады), допускается повышение температуры поверхности тепловой изоляции до 60°С.

       Максимальные допустимые тепловые потери трубопроводов тепловых сетей при различных типах прокладки оговорены в нормативных документах.

       Исходной задачей теплового расчета теплосетей является температура теплоносителя на входе в рассматриваемый объект, обычно участок трубопровода, на протяжении которого диаметр труб и характеристика теплоизоляционной конструкции (толщина, теплопроводность отдельных слоев) остаются неизменными. Кроме того, при тепловых расчетах должна быть задана температура окружающей среды, воспринимающей тепловые потери от конструкций теплосетей. Характеристика окружающей среды определяется типом прокладки этих сетей, эти типы могут быть сведены к двум основным, соответствующим надземной и подземной прокладке сетей.

       В первом случае окружающей средой для конструкции сетей является воздух (воздушная прокладка), а во втором – массив грунта, в котором проложены эти конструкции. К воздушной прокладке относятся все трубопроводы и оборудование тепловых сетей, расположенные внутри помещений или вне их на открытом воздухе.

       В задачу теплового расчета входит решение следующих задач:
       1) определение тепловых потерь теплопровода;

       2) расчет температурного поля вокруг теплопровода, т.е. определение температур изоляции, воздуха в канале, стен канала, грунта;

       3) расчет падения температуры теплоносителя вдоль теплопровода;  

       4) выбор толщины тепловой изоляции теплопровода.

       В изолированном трубопроводе, окруженном наружным воздухом, теплота должна пройти через четыре последовательно соединенных термических сопротивления: внутреннюю поверхность трубы Rв, стенку трубы Rтр, слой изоляции Rи и наружную поверхность изоляции Rни. Суммарное сопротивление равно арифметической сумме последовательно соединенных сопротивлений, т.е.

 

       R = Rв + Rтр + Rи + Rни.                                   (5.18)

 

        В практических расчетах первыми двумя сопротивлениями обычно пренебрегают. При учете только двух последних термических сопротивлений тепловая потеря надземного теплопровода определяется по формуле:

 

       q  = ( t - to ) / (R_и - R _н                                      (5.19)

 

где q - удельные тепловые потери теплопровода, Вт/м; t - температура теплоносителя, °С; t o - температура окружающей среды, °С; R_и и R_ни - термические сопротивления слоя изоляции и наружной поверхности изоляции.

       Если теплопровод не изолирован, то Rи = 0. В этом случае

 

       q = ( t – to ) / Rни.                                 (5.20)

 

       В тепловом расчете встречаются два вида термических сопротивлений:

       1). Сопротивление поверхности, в рассмотренном примере Rв и Rни; термическое сопротивление цилиндрической поверхности определяется по формуле ( из курса «Теплопередача»):

 

       R = 1 / (π d α),                               (5.21)

 

где πd – площадь поверхности 1 м длины теплопровода, α – коэффициент теплоотдачи от поверхности.

       2). Сопротивление слоя, в рассматриваемом примере Rтр и Rи. Выражение для термического сопротивления однородного цилиндрического слоя можно вывести из уравнения Фурье, и имеет вид:

 

       R = 1/(2πλ) ln(dн/dвн),                                (5.22)

 

где λ – коэффициент теплопроводности слоя; dн, dвн – наружный и внутренний диаметры слоя.

       Для теплового расчета существенное значение имеют только слои с большим термическим сопротивлением. Такими слоями являются тепловая изоляция, стенка канала. массив грунта и т. п. По этим соображениям при тепловом расчете изолированных теплопроводов обычно не учитывается термическое сопротивление металлической стенки.

       Иногда тепловую изоляцию выполняют многослойной, исходя из различных допустимых температур для применяемых изоляционных материалов или по экономическим соображениям с целью частичной замены дорогих сортов изоляции более дешевыми. Термическое сопротивление многослойной изоляции равно арифметической сумме термических сопротивлений последовательно наложенных слоев.

       Термическое сопротивление цилиндрической изоляции увеличивается с увеличением отношения наружного диаметра изоляции к внутреннему. Поэтому при применении многослойной изоляции первые слои следует укладывать из материала, имеющего более низкий коэффициент теплопроводности, что приводит к наиболее эффективному использованию изоляционных материалов.

 

Выбор толщины изоляции

       Выбор толщины изоляции определяется техническими и технико-экономическими соображениями. Основные технические соображения, которыми руководствуются при выборе толщины изоляционного слоя, заключаются в следующем:

1) обеспечение заданной температуры теплоносителя в отдельных участках теплосети. Это условие предъявляется обычно к паропроводам в тех случаях, когда должна быть гарантирована подача перегретого пара отдельным абонентам;  

2) выдерживание нормированных теплопотерь;

3) непревышение заданной температуры поверхности изоляции.

При прокладке теплопровода в рабочих помещениях или в проходных каналах по условиям безопасности предельная температура поверхности должна составлять 40 – 50 °С. В некоторых случаях предельная температура поверхности выбирается из условия защиты от разрушения наружной оболочки изоляции.

На основании технических требований определяется предельная минимальная толщина тепловой изоляции. Вопрос о целесообразности увеличения толщины и повышения эффективности тепловой изоляции решается технико-экономическим расчетом.

 

ПРОЧНОСТНОЙ РАСЧЕТ

 

    Особенности расчета трубопроводов тепловой сети на прочность

 

    Специфические особенности трубопроводов тепловых сетей заключаются в следующем:  

    а) стенки труб испытывают напряжения от внутреннего давления теплоносителя меньшие, чем изгибающие напряжения от компенсации температурных удлинений труб и изгиба от весовых нагрузок;

     б) температура труб не превышает 160 – 200 °С, при которой механические свойства сталей практически не отличаются от свойств при температуре 20 °С;  

    в) характер и величина нагрузок существенно различны в зависимости от способа прокладки труб (подземная в непроходных каналах, в проходных туннелях, бесканальная, воздушная) и способов компенсации температурных удлинений;  

    г) пространственные схемы трубопроводов, требующие наиболее сложных расчетов на компенсацию температурных удлинений, встречаются относительно редко, только в пределах зданий ТЭЦ, котельных, насосных станций и др.

    Рекомендации по расчету на прочность и компенсацию температурных удлинений, содержащиеся в ряде руководств по проектированию станционных трубопроводов, при проектировании тепловых сетей могут использоваться в ограниченных пределах, так как они не учитывают условия работы и нагрузок, характерных для тепловых сетей.

    В расчетах на прочность должны учитываться следующие нагрузки и воздействия на трубопроводы, различающиеся по величине и характеру:

    а) весовые при расчете труб на изгиб;

    б) ветровые ( для надземных прокладок на эстакадах);

    в) от сил трения в подвижных опорах или трения в окружающем грунте (последние в бесканальных прокладках);

    г) воздействие внутреннего давления теплоносителя в трубах;

    д) воздействие изменения температуры труб.

    Весовые нагрузки вызывают большие изгибающие напряжения, которые составляют значительную часть общего, суммарного напряжения в стенках труб. Значительно меньше на прочность трубопроводов теплосетей влияет внутреннее давление, величина которого обычно не превышает 1,6 МПа. Поэтому в отличие от многих других напорных трубопроводов давление не является определяющим фактором при назначении толщины стенок трубопроводов из условия их прочности.

    Ветровые нагрузки и нагрузки от сил трения в опорах значительно меньше других нагрузок оказывают влияние на прочность трубопроводов. При необходимости влияние трения может быть снижено простым конструктивным решением – заменой скользящих опор на катковые или (при надземных прокладках) подвесными, на тягах.

    Изгибающие напряжения от собственной массы трубопроводов определяются по известным формулам сопротивления материалов для расчета многопролетных неразрезных балок. Максимальный изгибающий момент над опорами M и в середине пролета между опорами M_l/2 , Н·м,

 

    M = q l² / 12 ;                                                                             (5.30)                         
    M_l/2 = q l² /24 ;                                                                                (5.31)                                                                                 

Максимальный прогиб f_l/2 , м, определяется из выражения

 

    F_1/2 = q l⁴ / 384 EI,                                                                      (5.32)                                                            

где  q – расчетная весовая нагрузка на единицу длину трубопровода, Па/м; l – расстояние между опорами (одинаковое для всех пролетов), м; EI – жесткость поперечного сечения трубы; E – модуль продольной упругости, Па/м; I – экваториальный момент инерции трубы, м⁴.

    При максимально допустимых расстояниях между опорами, что позволяет существенно снизить стоимость надземных прокладок трубопроводов на эстакадах, кроме расчета на прочность, необходимо дополнительно определять прогибы по формуле (5.25). Большие прогибы могут вызвать образование «мешков» в пониженных точках, в которых будет застаивается вода, что может приводить к гидравлическим ударам в пусковом режиме, например при прогреве паропроводов.

    В непроходных каналах расстояния между опорами целесообразно уменьшить, т.к. это не отразится на стоимости сооружения теплосети, а в то же время позволит уменьшить суммарное действующее напряжение в стенках труб. При надземной прокладке трубопроводов в целях экономии металла следует стремиться к максимальному увеличению расстояний между опорами, для этого целесообразно применять трубы с повышенными механическими показателями.

    Усилия, воспринимаемые неподвижными опорами, складываются из неуравновешенных сил внутреннего давления, реакций свободных опор и реакций компенсаторов температурных деформаций. Эти усилия, как правило, действуют с обеих сторон неподвижной опоры. В зависимости от направления их векторов усилия взаимно уравновешиваются (т.е. вычитаются) или суммируются.

    Результирующее усилие, действующее на неподвижную опору может быть представлено трехчленом

 

    N = a p F _в + µ q_в ∆l + ∆S, Н,                            (5.33)

 

где a – коэффициент, зависящий от направления действия осевых усилий внутреннего давления с обеих сторон опоры, что определяется конфигурацией трубопровода и способом компенсации температурных деформаций; при неизменном диаметре трубопровода он может иметь значение 0 или 1; p – внутреннее рабочее давление в трубопроводе, Па; F - площадь внутреннего сечения трубопровода, м²; µ - коэффициент трения на свободных опорах; Δl – разность длин участков трубопровода с обеих сторон неподвижной опоры (участок – расстояние между опорой и компенсатором), м; S – разность сил трения осевых скользящих компенсаторов или сил упругости гибких компенсаторов с обеих сторон неподвижной опоры, Н. Первое слагаемое представляет собой результирующее осевое усилие внутреннего давления, второе – результирующую реакцию свободных опор, третье – результирующую осевую реакцию компенсаторов.

 

Вопросы для самопроверки

       1. Перечислите основные задачи гидравлического расчета тепловых сетей.

       2. На чем базируется гидравлический расчет тепловой сети.

    3. Основные принципы составления схем паровых и водяных тепловых сетей.

    4. Назовите основные преимущества и недостатки водяных тепловых сетей по сравнению с паровыми.

    5. Приведите классификацию водяных тепловых сетей.

       6. Приведите основные физические уравнения, на которых основывается гидравлический расчет.

       7.Дайте определение линейного и местного падения давления в тепловой сети.

    8. Назначение и построения пьезометрического графика тепловой сети.

    9.Гидравлический удар в тепловой сети. Способы защиты.

    10. Основные задачи теплового расчета изоляционных конструкций теплопроводов.

       11. Приведите принципы расчета термических сопротивлений теплопроводов.

       12. Линейные и местные тепловые потери.

       13. Особенности расчета трубопроводов тепловых сетей на прочность.

       14. Основные виды нагрузок, воздействующих на трубопроводы тепловых сетей.

       15. Приведите основные положения расчета изгибающих напряжений в трубопроводах тепловых сетей.

       16. Назовите основные способы компенсации температурных удлинений трубопроводов тепловых сетей.

       17. Назовите основные схемы самокомпенсации трубопроводов тепловых сетей.

 

Опоры

    Опоры являются ответственными деталями теплопровода. Они воспринимают усилия от трубопроводов и передают их на несущие конструкции или грунт. При сооружении теплопроводов применяют опоры двух типов: свободные (скользящие, роликовые, катковые и подвесные) и неподвижные.

    Свободные опоры воспринимают вес трубопровода и обеспечивают его свободное перемещение при температурных деформациях (расширениях). Неподвижные опоры фиксируют положение трубопровода в определенных точках и воспринимают усилия, возникающие в местах фиксации под воздействием температурных деформаций и внутреннего давления.

    При бесканальной прокладке обычно отказываются от установки свободных опор под трубопроводами во избежание дополнительных изгибающих напряжений и неравномерных просадок. В этих теплопроводах трубы укладываются на нетронутый грунт или тщательно утрамбованный слой песка.

    При расчете изгибающих напряжений и деформаций трубопровод, лежащий на свободных опорах, рассматривается как многопролетная балка. Горизонтальная реакция, возникающая на свободной опоре зависит от типа опоры (наименьшее значение имеют катковые опоры, в которых трение скольжения отсутствует).При выборе типа опор следует не только руководствоваться значениями расчетных усилий, но и учитывать работу опор в условиях эксплуатации. С увеличением диаметров трубопроводов резко возрастают силы трения на опорах, достигая многих десятков и даже сотен килоньютонов. Это в свою очередь требует усиления строительных конструкций, воспринимающих реакции опор. Для разгрузки несущих конструкций рекомендуется при диаметрах труб больше 400 – 500 мм применять катковые поры при всех типах надземных прокладок, а также в проходных каналах.

    Неподвижные опоры делят трубопроводы на участки, рассчитываемые на компенсацию при помощи специальных устройств (компенсаторов) или за счет собственной гибкости (самокомпенсация) для снижения температурных усилий и напряжений в трубах. От рационального размещения неподвижных опор во многом зависят напряжения в трубах, которые не должны превышать допустимых. Делятся они на конструкции неразгруженного и разгруженного типа. К первым причисляются опоры трубопроводов с сальниковыми и волнистыми компенсаторами, на которые передаются осевые силы от внутреннего давления теплоносителя большой величины. К разгруженным относятся опоры трубопроводов с П-образными компенсаторами и самокомпенсирующиеся, для которых осевая сила равна нулю.

 

Компенсаторы

    Осевая компенсация. В практике находят применение осевые компенсаторы двух типов: сальниковые и упругие. Сальниковый компенсатор непосредственно вваривается в трубопровод, поэтому установка его на линии не приводит к увеличению количества фланцевых соединений. Слабым звеном его является сальниковая набивка (сальник), состоящая из асбестовых прографиченных колец квадратного сечения, требующая систематического и тщательного ухода в эксплуатации, поскольку изнашивается, теряет со временем упругость и начинает пропускать теплоноситель. От этого недостатка свободны все типы упругих компенсаторов – линзовые компенсаторы одно- и многоволновой конструкции. Линзовые компенсаторы сварного типа находят применение на трубопроводах низкого давления (до 0,4 – 0,5 МПа), При более высоком давлении возможно выпучивание волн и для повышения устойчивости приходится делать линзы из стали большой толщины, что ведет к понижению их компенсирующей способности.

    Радиальная компенсация. При радиальной компенсации термическая деформация трубопровода воспринимается за счет изгиба специальных эластичных вставок или отдельных участков самого трубопровода. Последний метод компенсации , широко используемый в практике, называется естественной компенсацией.

     Преимуществами этого вида компенсации над другими видами являются: простота устройства, надежность, отсутствие необходимости в надзоре и уходе, разгруженность неподвижных опор от усилий внутреннего давления.

    Недостатком естественной компенсации является поперечное перемещение деформируемых участков трубопровода, требующее увеличение ширины непроходных каналов и затрудняющее применение засыпных изоляций и бесканальных конструкций.

    Расчет естественной компенсации заключается в нахождении усилий и напряжений, возникающих в трубопроводе под воздействием упругой деформации, выборе длин взаимодействующих плеч трубопровода при компенсации, Методика расчета базируется на основных законах теории упругости, связывающих деформации с действующими усилиями.

    Участки трубопровода, воспринимающие температурные деформации при естественной компенсации, состоят из колен и прямых участков. Гнутые колена повышают гибкость трубопровода и увеличивают его компенсирующую способность, особенно влияние их заметно в трубопроводах большого диаметра. Изгиб кривых участков труб сопровождается сплющиванием поперечного сечения, которое превращается из круглого в эллиптическое.

    П-образные компенсаторы находят применение в тепловых сетях: подземных и надземных. К их преимуществам относятся: небольшие усилия, передаваемые на неподвижные опоры; отсутствие необходимости обслуживания; большая компенсирующая способность. Недостатки: большие габариты; увеличение гидравлических сопротивлений теплопроводов; удорожание стоимости теплопроводов и увеличение на них металлозатрат на 7 – 8%.

    В расчетах, по которым определяются компенсирующая способность и размеры П-образных компенсаторов, наибольшим распространением пользуется метод, известный под названием метода «упругого центра», который позволяет с большой точностью определить силы упругого отпора компенсаторов, изгибающие моменты и напряжения изгиба. При расчете обе неподвижные опоры, установленные по концам рассчитываемого участка трубопровода, рассматриваются как жесткозаделанные, в которых невозможен свободный поворот сечений трубопровода.

    Компенсаторы изготовляются с гнутыми отводами с радиусом изгиба равным (3 – 4)Dн, а также со сварными отводами (из сегментов) с радиусом изгиба равным Dн, 1,5Dн, 2Dн и с крутоизогнутыми штампованными отводами. 

    Максимальное изгибающее напряжение в П-образном компенсаторе, возникающее в так называемой спинке компенсатора

 

     σ = ∆Е dlm/A, МПа или кгс/см²м,               (5.35)

 

где ∆ - компенсирующая способность, м; Е – модуль продольной упругости; d– диаметр трубы, м; l – вылет компенсатора, м; m – поправочный коэффициент напряжения для гнутых гладких труб; A – эмпирический коэффициент, зависящий от коэффициента жесткости k, радиуса изгиба оси трубы, размеров компенсатора. При установке на компенсаторе жестких сварных (негнутых) колен, в которых сплющивание сечения при изгибе не имеет места, k = 1 и m = 1.

 

Вопросы для самопроверки

    1. Какими принципами следует руководствоваться при выборе схем водяных и паровых тепловых сетей?

    2. Приведите классификацию тепловых сетей по трассе от источника теплоты до потребителя.

       3. Назначение секционирующих камер в водяных тепловых сетях.

    4. Чем следует руководствоваться при выборе трассы тепловой сети.

    5. Как происходит проектирование трассы и построение профиля тепловой сети?

       6. Назовите основные элементы конструкции теплопровода.

       7. Перечислите требования, предъявляемые к теплопроводам.

       8. На какие типы подразделяются подземные теплопроводы?

    9. Канальная и бесканальная прокладки теплопроводов. Способы, области применения.

    10. Приведите основные достоинства и недостатки пенополиуретановой изоляции.

    11. Трубы и арматура, применяемые в тепловых сетях. Основные требования к ним и области применения.

       12. Перечислите типы опор трубопроводов тепловых сетей.

       13. Приведите расчет усилий на неподвижную опору.

       14. Назовите преимущества и недостатки осевой и радиальной компенсаций трубопроводов тепловых сетей.

    15. Определите область применения и расчет изгибающих напряжений П-образных компенсаторов.

 

Рис. 6 1. Принципиальная тепловая схема ЦТП (ИТП)

1 – подогреватель системы ГВС первой (нижней) ступени; 2 – подогреватель системы ГВС второй (верхней) ступени; 3 – подогреватель отопительной системы; 4 – насос отопительной системы; 5 – насос системы ГВС; 6 – регулятор температуры горячей воды; 7 – регулятор системы отопления; 8 – моделирующее устройство; 9 – управляющий прибор; 10 – тепломер; 11 – обработка воды; 12 – водомер; 13элеватор; 14 – водоразборный стояк; 15 - отопительный прибор; 16 – грязевик фильтр

 

    защита от нарушения гидравлического режима сетей при временных нарушениях теплового режима теплоисточником, а также от утечек в распределительных и квартальных тепловых сетях;  

    защита местных систем отопления от аварийного повышения давления в магистральных сетях (гидравлические удары и ошибки при переключениях).

    Для решения указанных задач тепловые пункты должны иметь:

    Смесительные насосы,      с помощью которых устанавливается необходимая температура воды в распределительных и квартальных сетях, при этом производится увеличение пропускной способности магистральных сетей как (временно при авариях и ремонтах или постоянно за счет повышения расчетной температуры воды), предохранение систем отоплении от замораживания;

    регуляторы температуры воды, подаваемой в систему горячего водоснабжения, и регуляторы отопительно-вентиляционной нагрузки, которые работают от датчиков температуры наружного или внутреннего воздуха, но их указания могут корректироваться диспетчером тепловой сети;

    расходомер с электрическим выходом, с помощью которого для каждого ЦТП устанавливается предельная норма расхода теплоносителя, что должно предохранить тепловую сеть от «развала» гидравлического режима при резком снижении температуры подаваемой воды против графика; функции непосредственного ограничителя расхода в этом случае регулятор отопительной нагрузки;

    регулятор давления на обратном трубопроводе тепловой сети, обеспечивающий необходимое давление в местных системах теплоснабжения зданий и предохраняющий системы отопления от опорожнения при авариях в магистральных сетях; спуск воды по подающем трубопроводе локализуется обратным клапаном;

    сбросное устройство, состоящее из регулятора давления и разрывной мембраны, позволяющее предохранить системы потребителей от повышения в обратном трубопроводе сети и гидравлических ударов;

    реле утечки, работающее на принципе сравнения расходов воды в подающем и обратном трубопроводе, что при закрытой системе теплоснабжения позволяет определить наличие утечки горячей воды в распределительных сетях и системах отопления;

    задвижки с электроприводом, позволяющие диспетчеру тепловой сети перевести ЦТП на автономную работу или прекратить подачу горячей воды в систему горячего водоснабжения;

    средства телемеханического контроля, сигнализации и управления, позволяющие персоналу тепловой сети (диспетчеру) проводить оперативный контроль и управление гидравлическим и тепловым режимом работы тепловой сети.

    Присоединение потребителей теплоты к тепловым сетям следует предусматривать по схемам, обеспечивающим минимальный расход воды в тепловых сетях, а также экономию теплоты за счет применения регуляторов расхода теплоты и ограничителей максимального расхода сетевой воды, корректирующих насосов или элеваторов с автоматическим регулированием, снижающих температуру воды, поступающей в системы отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха. При закрытых схемах теплоснабжения в зависимости от соотношения максимальных тепловых нагрузок на горячее водоснабжение и отопление присоединение водоподогревателей горячего водоснабжения необходимо принимать:

 

    При Qгв max/Qo max = 0,2 – 1,0 – двухступенчатые схемы;

     

    При остальных соотношениях – одноступенчатую параллельную.

     

Установки сбора конденсата

    Абонентские установки для сбора и  возврата конденсата состоят из конденсатоотводчиков, конденсатных баков (конденсатосборников) и конденсатных насосов (см. рис. 6.2).

    Обычно конденсат интенсивно поглощает кислород в местах свободного слива в открытые баки. Для ослабления аэрации поступающего конденсата следует вводить конденсат под уровень жидкости возможно ближе к месту забора температуре ниже 100°С целесообразно подводить его не в бак, а непосредственно к всасывающему патрубку конденсатного насоса. Большое значение для долговечности открытых систем имеет температура возвращаемого конденсата. Её целесообразно поддерживать на уровне 95 - 100°С. Чем выше температура конденсата, тем ниже содержание в нем растворенного кислорода.

    Для обеспечения долговечности стальных конденсатопроводов необходимо, чтобы содержание растворенного кислорода в перекачиваемом конденсате не превышало допустимой нормы (0,1 мг/л). Местами аэрации конденсата обычно являются открытые конденсатосборники , в которые отводится конденсат из пароприемников, а также абонентская аппаратура и участки конденсатной сети, работающие под вакуумом. При содержании в конденсате растворенного кислорода выше допустимой нормы происходит коррозия конденсатопроводов, выводящая их из строя в короткий срок. Особенно активно происходит процесс коррозии при наличии в конденсате кроме кислорода еще и двуокиси углерода. Кислородная коррозия конденсатопроводов устраняется при применении закрытых установок сбора конденсата, в которых конденсат находится под избыточным (выше атмосферного) давлением паровой подушки и не имеет контакта с атмосферным воздухом.

        

 

Рис. 6.2. Схема закрытой конденсатосборной установки

1 – сборный бак конденсата; 2 – регулятор давления «после себя»; 3 – регулятор давления «до себя»; 4 – пароводяной подогреватель; 5 – насос; 6 – регулятор уровня; 7 - конденсатоотводчик

 

    Разность высот между уровнем конденсата в баке и осью насоса должна быть достаточна для предупреждения кавитации во всасывающей камере насоса. Давление воды во всасывающей камере насоса должно быть выше давления насыщения, соответствующего температуре воды, на некоторую величину, необходимую для предупреждения кавитации. Эта величина зависит от температуры воды, конструкции насоса и числа его оборотов.

    Для контроля качества на конденсатных станциях устанавливаются солемеры с контактными устройствами, дающими импульс на отключение электродвигателей конденсатных насосов при превышении допустимой нормы загрязнения конденсата.

 

Рис.6.3. Принципиальная схема группового автоматического программного регулирования отпуска теплоты на отопление по наружной температуре

1 – регулятор температуры горячего водоснабжения; 2 – регулятор давления «после себя»; 3 – датчик инерционного расходомера; 4 – измерительный блок индукционного расходомера; 5 – инерционный термометр сопротивления; 6 – усилитель; 7 – нелинейный преобразователь; 8 – линейный регулирующий прибор; 9 – блок управления; 10 – исполнительный механизм; 11 – регулирующий клапан

 

        

Вопросы для самопроверки

       1. Каковы основные требования, предъявляемые к тепловым пунктам?

       2. Назовите основные принципы размещения ЦТП и ИТП в системе тепловых сетей.

    3. Сформулируйте задачи , решаемые тепловыми пунктами.

    4. Приведите состав основного оборудования, устройств и приборов тепловых пунктов.

    5. Назовите особенности проектирования и размещения промышленных тепловых пунктов.

    6. Использование вторичных энергетических ресурсов (ВЭР) в тепловых системах предприятий.

    7. Назначение и состав оборудования установок сбора и возврата конденсата.

    8. Перечислите требования, предъявляемые к качеству возвращаемого конденсата.

    9. Приведите способы защиты от аэрации конденсата и коррозии конденсатопроводов.

    10. Назначение насосных станций на тепловых сетях и требования, предъявляемые к ним.

       11. Опишите компоновку оборудования и помещений насосной станции.

       12. Перечислите основные средства и задачи автоматизации и контроля параметров в тепловом пункте.

       13. Приведите основные требования, предъявляемые к автоматизации насосных станций на тепловых сетях.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

    Теплоснабжение является одной из основных подсистем энергетики. На теплоснабжение промышленности, сельского хозяйства и населения расходуется около 1/3 всех используемых в стране первичных топливно-энергетических ресурсов.

    Основными направлениями совершенствования этой подсистемы являются концентрация и комбинирование производства теплоты и электрической энергии (теплофикация) и централизация теплоснабжения. По уровню развития теплофикации и централизованного теплоснабжения наша страна занимает первое место в мире.     

    Централизованное теплоснабжение от теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) сочетается с целесообразным применением экономичных котельных установок и утилизацией вторичных энергоресурсов промышленных предприятий. Каждый из этих источников теплоснабжения имеет свою область целесообразного использования.

    Развитие промышленности и жилищно-коммунальное строительство вызывают непрерывный рост тепловой нагрузки. Одновременно идет процесс концентрации этой нагрузки в крупных городах и промышленных районах, что создает базу для дальнейшего развития теплофикации и централизованного теплоснабжения.

    В отдельных районах страны возникают крупные территориальные формирования с высокой концентрацией тепловых нагрузок, что вызывает необходимость создания комплексных систем, с использованием различных источников теплоснабжения на отдельных этапах развития этих формирований.

    Ужесточение экологических и планировочных требований к современным городам и промышленным районам приводит к размещению ТЭЦ на органическом (особенно твердом), а также на ядерном топливе на значительном расстоянии от районов теплового потребления, что усложняет тепловые и гидравлические режимы систем теплоснабжения и выдвигает повышенные требования к их надежности.

    Развитие теплофикации и централизованного теплоснабжения выдвигает сложные научные и инженерные задачи, успешное решение которых в значительной мере зависит от подготовки инженерно-технических и научных кадров. Специалистам предстоят большие работы в области модернизации и дальнейшего развития систем теплоснабжения, методов регулирования отпуска тепла, принципов автоматизации и методов расчета тепловых сетей и абонентских вводов.

    Значительную актуальность получают вопросы технико-экономического сравнения и оценки систем теплоснабжения в связи с непрерывным совершенствованием КЭС, ТЭЦ и районных котельных и улучшением их технико-экономических показателей.

 

 

ГЛОССАРИЙ

(краткий словарь основных терминов и положений)

    Абонентская установка – узел присоединения систем отопления, вентиляции и горячего водоснабжения здания к тепловой сети.

    Автоматическое управление – совокупность действий, выбранных на основании определенной информации и направленных на поддержание или улучшение функционирования тепловой системы, без участия человека.

    Аккумулирование теплоты – метод выравнивания резко переменной тепловой нагрузки потребителей теплоты.

    Внутренние тепловыделения – тепловыделения в жилых и общественных зданиях от людей, приборов приготовления пищи и осветительных приборов.

    Гидравлический расчет – определение по заданным расчетным расходам воды внутренних диаметров труб и перепадов давлений теплоносителя по трассе тепловой сети.

    Гидравлический удар – волновой процесс, возникающий в капельной жидкости при быстром изменении её скорости.

    Децентрализованное теплоснабжение – система, в которой источник теплоты и теплоприемники потребителей размещены в одном агрегате или размещены столь близко, что передача теплоты может производиться без тепловой сети.

    Зависимая схема – система присоединения, в которой вода из теплосети непосредственно поступает в приборы абонентской установки.

    Закрытая система – система, в которой вода, циркулирующая в теплосети, используется только как теплоноситель, и из сети не отбирается. 

    Инфильтрация – теплопотери из-за поступления в помещение холодного воздуха через неплотности наружных ограждений.

    Компенсация температурных деформаций – мероприятия и устройства по снижению напряжений в стенках трубопровода при его нагреве.

    Коэффициент теплофикации – отношение количества теплоты из отбора турбин к максимальной установленной мощности станции.

    Насосная станция – устройство для увеличения располагаемого напора, увеличения расхода теплоносителя и изменения давления в трубопроводах тепловой сети.

    Независимая схема – система присоединения, в которой вода из теплосети поступает в теплообменник, где нагревает вторичный теплоноситель, используемый в абонентской установке.

    Нейтральная точка – точка теплосети, в которой давление поддерживаются постоянным как при работе сети, так и в статическом состоянии.

    Опора – деталь теплопровода, которая воспринимает усилия от трубопровода и передает их на несущую конструкцию или грунт.

    Открытая система – система, в которой вода, циркулирующая в теплосети, частично или полностью разбирается у абонентов на нужды горячего водоснабжения.

    Расчетная наружная температура для отопления – средняя температура наружного воздуха наиболее холодных пятидневок, взятых из восьми наиболее холодных зим за 50-летний период.

    Температурный график – график зависимости температуры теплоносителя в тепловой сети от температуры наружного воздуха.

    Тепловая плотность потребителей – расположение потребителей теплоты и их величина.

    Тепловой насос – комплекс оборудования для передачи теплоты от менее нагретого тела к более нагретому за счет затраты механической энергии.

    Тепловой пункт – узел присоединения систем теплоиспользования к тепловой сети.

    Тепловой расчет – определение тепловых потерь теплопровода с заданной конструкцией теплоизоляции при данном типе прокладки.

    Тепловая сеть – система прочно и плотно соединенных между собой участков трубопроводов, по которым теплота с помощью теплоносителя транспортируется от источников к тепловым потребителям.

    Теплоизоляция – защита зданий, тепловых промышленных установок, трубопроводов от нежелательного теплового обмена с окружающей средой для снижения потерь теплоты.

    Теплофикация – централизованное теплоснабжение на базе совместной выработки тепловой и электрической энергии.

    Теплоэлектроцентраль (ТЭЦ) – тепловая электрическая станция, предназначенная для совместной выработки теплоты и электрической энергии. 

    Централизованное теплоснабжение – комплекс установок, предназначенных для подготовки, транспорта и использования теплоносителя.

    Элеватор – водоструйный насос для снижения температуры воды, поступающей в местную систему до необходимой температуры.

    Энергетическая эффективность теплофикации – экономия топлива, получаемая при удовлетворении от ТЭЦ заданного энергопотребления по сравнению с расходом топлива при выработке электрической энергии на КЭС и теплоты в котельных. 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

    Научно-техническая революция, начатая во второй половине ХХ века, вызвала во всех странах мира быстрое развитие энергетики, т.е. систем и установок для преобразования первичных энергоресурсов в формы энергии, необходимые для промышленности, сельского хозяйства и населения, и передачи этой энергии от источников её производства до объектов использования.

    РК является в мире крупной индустриальной страной, полностью базирующей своё экономическое развитие только на собственных топливно-энергетических ресурсах. На строительство топливно-энергетического комплекса, объединяющего добычу первичных энергоресурсов и их преобразование в используемые формы энергии, расходуется около 30% всех капиталовложений в промышленность. Энергетическая независимость – серьезное преимущество нашей экономики и весьма важная предпосылка устойчивого роста. Для реализации этого преимущества необходимо рациональное и экономичное использование как первичных энергоресурсов, так и вырабатываемой энергии.

    *) Этот подраздел имеет собственную нумерацию рубрик, не зависимую от нумерации рубрик данного УМК.

 

 

    Из всех форм вырабатываемой энергии наиболее широкое использование находят два вида энергии – электрическая и тепловая низкого (теплоноситель с температурой до150 °С) и  среднего (темп. от 150 до 350 °С) потенциала, на выработку которых в России затрачивается в настоящее время свыше 55% всех используемых первичных топливно-энергетических ресурсов.

    Основным ресурсом для выработки электрической и тепловой энергии в нашей стране является органическое топливо. В последние 50 лет помимо органического возрастает использование ядерного топлива.

    Для организации рационального энергоснабжения страны особенно большое значение имеет теплофикация, являющаяся наиболее совершенным технологическим способом производства электрической и тепловой энергии и одним из основных путей снижения удельного расхода топлива на выработку указанных видов энергии.

    Под термином «теплофикация» понимается централизованное теплоснабжение на базе комбинированной, т.е. совместной выработки электрической и тепловой энергии в одной установке. Термодинамической основой теплофикации служит полезное использование отработавшей в тепловом двигателе теплоты, отводимой из теплосилового цикла. В комбинированной выработке заключается основное отличие теплофикации от так называемого раздельного метода энергоснабжения, когда электроэнергия вырабатывается на конденсационных электростанциях (КЭС), а теплота – в котельных.

    Основной энергетический эффект теплофикации заключается в замене теплоты, выработанной при раздельном энергоснабжении в котельных, отработавшей теплотой, отведенной из теплосилового цикла электростанции, благодаря чему на ТЭС ликвидируется бесполезный отвод теплоты в окружающую среду при превращении химической, а на АЭС внутриядерной энергии топлива в электроэнергию. Развитие комбинированной выработки является одним из основных путей повышения энергетического производства в нашей стране.

    Таким образом, при теплофикации в России реализовано два основных принципа:

        1. Комбинированное (совместное) производство теплоты и электроэнергии, осуществляемое на ТЭЦ и АТЭЦ;

     2. Централизация теплоснабжения, т.е. передача теплоты от одного или нескольких источников, работающих на одну тепловую сеть, многочисленным тепловым потребителям.

         Централизациятеплоснабжения не является особенностью теплофикации и  может быть осуществлена при подаче теплоты не только от ТЭЦ, но и от других источников, например, крупных котельных или промышленных теплоутилизационных установок. Она ведет к экономии топлива (за счет более высокого КПД крупных районных и промышленных котельных, а также мощных котельных современных ТЭЦ (по сравнению с местными котельными), несмотря на дополнительные потери тепла в сетях при централизованном теплоснабжении.

 

Системы централизованного теплоснабжения и их структуры

Системы централизованного теплоснабжения характеризуются сочетанием трёх основных звеньев: теплоисточников, тепловых сетей и местных систем теплоиспользования отдельных зданий или сооружений.

В теплоисточниках осуществляется получение теплоты за счет сжигания различных видов топлива. Такие источники называются котельными. В случае использования в теплоисточниках теплоты, выделяемой при распаде радиоактивных элементов, они называются атомными станциями теплоснабжения (АСТ). В отдельных системах теплоснабжения используются, в качестве вспомогательных, возобновляемые источники теплоты – геотермальная энергия, энергия солнечного излучения (лучистая) и др.

Если теплоисточник расположен вместе с теплоприемниками в одном здании, то трубопроводы для подачи теплоносителя, проходящие внутри здания, рассматриваются как элемент системы местного теплоснабжения.

В системах централизованного теплоснабжения теплоисточники располагаются в отдельно стоящих зданиях, а транспорт теплоты от них осуществляется по трубопроводам тепловых сетей, к которым присоединены системы теплоиспользования отдельных зданий.

Масштабы систем централизованного теплоснабжения могут изменяться в широких пределах: от небольших, обслуживающих несколько соседних зданий, до крупнейших, охватывающих ряд жилых или промышленных районов и даже город в целом. Независимо от масштаба, эти системы по контингенту обслуживаемых потребителей подразделяются на коммунальные, промышленные и общегородские.

К коммунальным относятся системы, снабжающие теплотой в основном жилые и общественные здания, а также здания промышленного и коммунально-складского назначения, размещение которых в селитебной зоне городов допускается нормами.

Соответствующие системы централизованного теплоснабжения можно охарактеризовать как групповые (квартальные), микрорайонные и районные. Теплоисточники, обслуживающие эти системы, по одному на каждую систему, могут быть отнесены соответственно к категории групповых (квартальных), микрорайонных и районных котельных.

При больших масштабах выработки теплоты, в особенности в общегородских системах, является целесообразной совместная выработка теплоты и электроэнергии.

Тепловые эл/станции, предназначенные для совместной выработки теплоты и эл/энергии, называются теплоэлектроцентралями (ТЭЦ).

Атомные электростанции, использующие теплоту, выделяемую при распаде радиоактивных элементов, для выработки электроэнергии, также иногда целесообразно использовать как теплоисточники в крупных системах теплоснабжения. Эти станции называются атомными теплоэлектроцентралями (АТЭЦ).

Системы централизованного теплоснабжения, использующие ТЭЦ в качестве основных теплоисточников называются теплофикационными.

Вопросы сооружения новых систем централизованного теплоснабжения, а также расширения и реконструкции существующих систем требуют специальной проработки, исходя из перспектив развития соответствующих населенных пунктов на ближайший период (10 – 15 лет) и расчетный срок (25 – 30 лет).

Нормами предусматривается разработка специального предпроектного документа, а именно схемы теплоснабжения данного населенного пункта. В схеме прорабатывается несколько вариантов технических решений по системам теплоснабжения и, на основании технико-экономического сопоставления, обосновывается выбор предлагаемого к утверждению варианта. Последующая разработка проектов теплоисточников и тепловых сетей должна, согласно нормативным документам, производиться только на основе решений, принятых в утвержденной схеме теплоснабжения данного населенного пункта.

Итак, основное назначение любой системы теплоснабжения состоит в обеспечении потребителей необходимым количеством тепла требуемых параметров.

В зависимости от размещения источника теплоты по отношению к потребителям системы теплоснабжения разделяются на децентрализованные и централизованные.

В децентрализованных системах источник теплоты и теплоприемники потребителей размещены в одном агрегате или размещены столь близко, что передача теплоты от источника до теплоприемников может производиться без промежуточного звена – тепловой сети. Системы децентрализованного теплоснабжения разделяются на индивидуальные и местные. В индивидуальных системах теплоснабжение каждого помещения (участок цеха, комната, квартира) обеспечивается от отдельного источника. К таким системам, в частности, относятся печное и поквартирное отопление. В местных системах теплоснабжение каждого здания обеспечивается от отдельного источника теплоты, обычно от местной котельной (автономный источник теплоты). К такой системе, в частности, относится так называемое центральное отопление зданий.

В централизованных системах процесс теплоснабжения состоит из трех последовательных операций:

       - подготовка теплоносителя;

       - транспорт теплоносителя;

       - использование теплоносителя.

    Подготовка теплоносителя производится в специальных, так называемых, теплоподготовительных установках на ТЭЦ, а также в городских, районных, групповых (квартальных) или промышленных котельных.

    Транспортируется теплоноситель по тепловым сетям.

    Используется теплоноситель в теплоприемниках потребителей.

    Комплекс установок, предназначенных для подготовки, транспорта и использования теплоносителя, составляет систему централизованного теплоснабжения.

    Для транспорта теплоты на большие расстояния применяются два теплоносителя: вода и водяной пар. Как правило, для удовлетворения сезонной нагрузки и нагрузки горячего водоснабжения (ГВС) в качестве теплоносителя используется вода, а для промышленной технологической нагрузки – водяной пар.