Эксплуатация тепловых сетей — Дипломный Проект, раздел Энергетика, — 2010 год — Повышение технико – экономической эффективности работы тепломеханического оборудования теплосетей в условиях ТЭЦ Эксплуатация Тепловых Сетей. Задачи И Организационная Структура Основной Зада…
Эксплуатация тепловых сетей. Задачи и организационная структура Основной задачей электростанции, котельных, электрических и тепловых сетей является производство, передача, распределение и отпуск электрической энергии и тепла потребителям (далее – энергопроизводство).
Основными технологическими звеньями энергопроизводства являются энергопроизводящие организации (электростанции, котельные, далее – энергообъекты), и энергопередающие организации (электрические и тепловые сети, далее – энергообъекты), связанные общностью режимов и централизованным оперативно – диспетчерским управлением.
Основные обязанности работников отрасли:
- соблюдение договорных условий энергоснабжения потребителей;
- поддержание нормального качества отпускаемой энергии стандартной частоты и напряжения электрического тока, давления и температуры теплоносителя;
- соблюдение оперативно – диспетчерской дисциплины;
- содержание оборудования, зданий и сооружений в состоянии эксплуатационной готовности;
- обеспечение максимальной надежности энергопроизводства и экономичности в полном соответствии с законодательством по энергосбережению и настоящими Правилами;
- соблюдение требований промышленной и пожарной безопасности в процессе эксплуатации оборудования и сооружений;
- выполнение требований законодательства по охране труда;
- снижение вредного влияния производства на людей и окружающую среду;
— использование достижений научно-технического прогресса в целях повышения экономичности, надежности, безопасности, улучшения экологического состояния энергообъектов. Предприятие тепловых сетей состоит из трех основных подразделений: Административно-управленческого аппарата, производственных отделов, цехов и служб, эксплуатационных районов.
Эксплуатационный район является основным производственным подразделением предприятия тепловых сетей.
Он осуществляет всю эксплуатацию сетей, выполняет профилактические и текущие ремонты, производит распределение и учет тепла, проводит тепловой надзор за потребителями с выдачей предписания. 2.6.2 Испытания тепловых сетей Все тепловые сети до ввода в постоянную эксплуатацию должны подвергаться: а) опрессовке – для определения плотности и механической прочности трубопроводов и арматуры; б) гидравлическим испытаниям – для определения гидравлических характеристик трубопроводов; в) тепловым испытаниям – для определения фактических тепловых потерь сети; г) испытания на расчетную температуру – с целью проверки работы компенсационных устройств сети и фиксации их нормального положения. Находящиеся в эксплуатации тепловые сети должны подвергаться контрольным испытаниям в следующие сроки: а) опрессовке – ежегодно после окончания отопительного периода для выявления дефектов, подлежащих устранению при капитальном ремонте, а также после окончания ремонта, перед включением сети в эксплуатацию; б) гидравлическим и тепловым испытаниям – один раз в три – четыре года; в) испытаниям на расчетную температуру – один раз в два года. Все виды испытаний теплосети проводятся отдельно. Совмещение во времени двух видов испытаний не допускается.
Испытания тепловой сети на расчетную температуру, опрессовка, испытания на тепловые гидравлические потери производятся согласно инструкциям и программ по наряду.
Для проведения каждого испытания на предприятии организуется специальная бригада во главе с руководителем испытаний; в состав бригады должны обязательно входить обходчики сети, участки которых испытываются. Пуск водяных теплопроводов.
Заполнение, промывка, включение циркуляции, прогрев и другие операции по пуску водяных тепловых сетей должны производиться в соответствии с местной инструкцией, в которой приведены необходимые меры безопасности персонала пусковой бригады.
Участки теплопровода, включаемого в действующую сеть, должны заполняться через обратную линию.
Повышение температуры в тепловой сети должно осуществляться постепенно и равномерно со скоростью, не превышающей 300С в час. Заполнение тепловой сети водой с температурой выше 700С не допускается.
Заполнение должно производиться при отключенных системах со скоростью, установленной энергоснабжающей организацией.
Воздушная арматура должна иметь отводы, направляемые вниз в сторону, противоположную рабочему месту наблюдающего.
Производство всех видов работ и нахождение лиц, не участвующих в пуске, вблизи трубопроводов запрещаются. 2.6.3 Требования по защите тепловых сетей от электрохимической коррозии Строящиеся и существующие тепловые сети должны быть защищены от наружной электрохимической коррозии, которая в зависимости от способов прокладки и условий эксплуатации может обусловливаться: а) электрохимическим взаимодействием металла труб с увлажненной тепловой изоляцией или иной окружающей средой; б) наличием блуждающих токов, стекающих с трубы в грунт через увлажненную тепловую изоляцию.
Наибольшую опасность электрокоррозии представляют устойчивые анодные зоны; устойчивые катодные зоны безопасны.
Все трубопроводы тепловых сетей как при подземной, так и надземной прокладке необходимо защищать от коррозии.
Защита от коррозии трубопровода не может быть обеспечена с помощью какого-либо одного мероприятия.
Она должна осуществляться применением комплекса технических мероприятий; необходимость каждого из них устанавливается на основе изучения местных условий и проекта антикоррозионной защиты, составляемого проектной организацией. Проектировать защиту тепловых сетей от блуждающих токов должна организация, проектирующая тепловые сети. Мероприятия по защите от блуждающих токов строящихся и действующих тепловых сетей осуществляются организациями и предприятиями, в введение которых находятся эти сети. До ввода теплосети в эксплуатацию должны быть выполнены следующие мероприятия: а) приканальной прокладке – антикоррозионная защита труб и оборудования при помощи покрытия, электроизоляция подвижных и не подвижных опор, установка шунтирующих и токопроводящих уравнительных электроперемычек, создание контрольно-измерительных пунктов «КИП» для измерения потенциалов не трубопроводах согласно СНиП 11-Г.10-73*(11-36-73*).
б) при бесканальной прокладке антикоррозионная защита труб и оборудования при помощи покрытия, установка электроперемычек и создание КИП. При защите тепловых сетей от наружной коррозии должны быть выдержаны следующие абсолютные значения защитных потенциалов: при изоляции минеральной ватой – не ниже 0,4. В по отношению к стальному электроду сравнения и 0,95 В по отношению к медносульфатному электроду, а при изоляции автоклавным пенобетоном – соответственно – 0,5 и – 1,1 В. Внутренняя защита труб от коррозии осуществляется путем химической или термической обработки воды. Измерения на трубопроводах.
Для определения степени опасности коррозии как на строящихся, так и на эксплуатирующихся теплопроводах производится измерения различных показателей. К таким показателям относятся: сопротивление грунта на различных участках трассы, разность потенциалов между трубопроводом и землей и между землей и рельсом, сила тока на работающих и опробуемых дренажах и др. За внутренней коррозией водяных тепловых сетей необходимо ввести систематический контроль путем анализов сетевой воды, а также установки индикаторов коррозии в наиболее характерных точках.
Для контроля за внешней коррозией трубопроводов от блуждающих токов тепловая сеть не реже одного раза в три года должна быть проверена электроразведкой; при обнаружении электрокоррозии должны быть приняты меры по защите от блуждающих токов.
Контрольная проверка участков, на которых обнаружена коррозия, должна производиться не реже одного раза в год. 2.6.5. Обслуживание тепловых сетей Обходы (объезды) тепловых сетей должны осуществлять группы, состоящие не менее чем из трех человек, по графикам, утвержденным главным инженером эксплуатирующей организации, но не реже одного раза в месяц летом, а новых теплопроводов – в течение первого года эксплуатации не реже одного раза в неделю зимой.
Результат осмотра заносится в листок обхода.
Периодически, но не реже одного раза в квартал, все магистральные теплопроводы подвергаются контрольному осмотру начальником эксплуатационного района (участка) или главным инженером эксплуатирующей организации.
Распоряжением по району за мастерами и слесарями должны быть закреплены определенные участки тепловых сетей с точным указанием границ обслуживания. Оперативное обслуживание тепловых сетей по району в смене осуществляет дежурный диспетчер района, а в центральной службе сети – дежурный диспетчер службы. Запрещается открывать и закрывать крышки подземных люков непосредственно руками, гаечными ключами или другими, не предназначенными для этого предметами; для этого должны использоваться специальные крюки длиной не менее 500 мм. Естественная вентиляция камер и каналов до начала и во время работы должна создаваться открытием не менее двух люков с установкой специальных козырьков.
Принудительная вентиляция должна производиться вентилятором или компрессором более 330С с полным обменом воздуха в подземном сооружении в течение 10-15 мин. Площадки и лестницы в камерах должны устраиваться также и для обслуживания арматуры, расположенной на высоте более 1,5 м. В полупроходных каналах все работы должны производиться при отключенных трубопроводах и температуре воздуха не более 330С. При опробовании и прогреве трубопроводов пара и воды после ремонта подтягивать болты фланцевых соединений следует при избыточном давлении не выше 0,5 МПа (5 кгс/см2).
На всех фланцевых соединениях болты надо затягивать постепенно, поочередно с диаметрально противоположных сторон.
Подтягивать сальниковые стальные компенсаторы допускается при давлении в трубопроводах не более 1,2 МПа (0,2 кгс/см2) и температуре теплоносителя не выше 450С. Во всех остальных случаях добивка сальников должна выполняться только после опорожнения трубопроводов.
Заменять сальниковую набивку компенсаторов можно только после полного опорожнения трубопровода. Выводы: В процессе написания данной главы сделаны следующие выводы: 1. Описаны основные методы гидравлического расчета тепловых сетей: расчет потерь давления на местные сопротивления и сопротивления трения (гидравлическое сопротивление, определяемое значением числа Рейнольдса жидкости и коэффициентом шероховатости внутренней трубы); параметры трубопровода (диаметры диафрагм, устанавливаемых на фланцы, стоны).
Установлено, что при числах Рейнольдса выше предельного (турбулентный режим) коэффициент гидравлического трения определяется полуэмпирическим законом Прандтля – Никурадзе, а ниже предельного Рейнольдса (переходной режим) работает закон Кольбрута — Уайта; 2. Введены формулы для удельных потерь давления на местные сопротивления и гидравлическое трение.
Введены пропускная и экспериментальная длины трубопровода.
Записаны формулы, определяющие ориентировочные удельные потери на местные сопротивления и потери на местные сопротивления с учетом коэффициента сопротивления. Описан алгоритм полуэкспериментальной оценки гидравлических характеристик модельной тепловой сети в расчете на прогнозирование допустимых значений располагаемых напоров и массовых расходов теплоносителя; 3. Приведена классификация тепловых сетей; 4. Сформулированы выражения, определяющие массовый расход теплоносителя в зависимости от установленных тепловых нагрузок; 5. Сформулированы основные положения об эксплуатации тепловых сетей. 3 Разработка оптимальных гидравлического и температурного режимов тепловых сетей, обслуживаемых Карагандинской ТЭЦ – 3 3.1 Разработка комплекса технических мероприятий по повышению эффективности работы котельного и турбинного оборудования в условиях ТЭЦ -3 г. Караганды 3.1.1 Котельный цех В котельном цехе ТЭЦ-3 установлены 7 котлов БКЗ – 420 – 140 -250, с параметрами пара за котлом t=5600С, Р=140 кгс/см2 теплопроизводительностью 250Гкал/ч. 7х250 = 1750 Гкал/ч. В соответствии распоряжений технического директора ТОО «Караганды – Жылу» №14 от 30.05.2006г. и №14 от 30.05.2005г. введены ограничения на расход пара не более 380т/ч, температурой пара не более t = 5400С, чем снижена теплопроизводительность котлов с 250 Гкал/ч до 221,6 Гкал/ч. 7 х 221,6 = 1551,2 Гкал/ч. Таблица 5 — тепловые и паровые нагрузки котлов БКЗ – 420 – 250 – 140 в условиях Карагандинской ТЭЦ — 3 № пп Котлоагрегат Паровая нагрузка, т/ч Тепловая нагрузка, Гкал/ч Причины ограничения 1 Котлоагрегат № 1 380 220 Распоряжение 2 Котлоагрегат № 2 350 205 Распоряжение технического директора, сгоревшее ВЗП. 3 Котлоагрегат № 3 380 220 Распоряжение. 4 Котлоагрегат № 4 380 220 Распоряжение. 5 Котлоагрегат № 5 320 185 Ограничение по эмульгатору.
Брызгоунос. 6 Котлоагрегат № 6 360 208 Ограничение по эмульгатору. Высокое сопротивление. 7 Котлоагрегат № 7 380 220 Распоряжение. 8 Итого 2550 1478 При работе к/а № 1, 2, 3, 4, 5, 6 производится пара – 2170т/ч или 1262 Гкал/ч. Перемена в котлах т.е. замена к/а № 5 на 7 увеличения паровой нагрузки не приносит в связи с тем (2210т/ч, 1281 Гкал/ч), что к/а 6 и 7 должны работать на ТГ № 5, а паропровод не рассчитан на пропуск 740 т/ч пара до ТГ № 4 и поэтому котлы запирают друг друга и нагрузки снижаются до 355 ÷ 360т/ч. 3.1.2 Распределение пара на турбинную установку Четыре турбины забирают 485 х 4 = 1945 т/ч пара или 1135 Гкал/ч. Тепловая нагрузка турбин составляет – 692 Гкал/ч; 92,12 Гкал/ч – собственные нужды ТЭЦ. Расход тепла на собственные нужды котельного цеха по нормативным характеристикам при температуре наружного воздуха — 32ºС – 26,44 Гкал/ч. Расход тепла на собственные нужды турбинного цеха при температуре наружного воздуха — 32ºС – 6,0 Гкал/ч; Расход тепла на теплофикационную установку – 12,3 Гкал/ч Потери пара, конденсата, питательной воды и продувку котлов, принимаем 5,37 % (нормативный расчет) – 7,0 Гкал/ч; Потери тепла, связанные с подготовкой обессоленной воды – 2,64 Гкал/ч; Расход тепла для предотвращения замерзания градирен зимой — 12,5 Гкал/ч; Потери теплового потока 1,81% (факт 2006года) — 23,3 Гкал/ч; Расход тепла на хозяйственно-бытовые нужды – 1,94 Гкал/ч. Остаток: 1281 – 1135 – 92,12 = 53,88 Гкал/ч — тепло на ПБ. Суммарное тепло ТЭЦ для нагрева сетевой воды и подпиточной воды, без учёта загрязнения и отглушеных трубок теплообменных аппаратов 692 + 53,88 = 745,88 Гкал/ч. 3.1.3 Гидравлическая схема ТЭЦ –3 На ТЭЦ-3 установлены: 7 насосов первого подъёма ПСН – типа Д–2500-45 общей производительностью 17500т/ч. Из расчёта 6 в работе 1 в резерве – 15000 т/ч. 7 насосов второго подъёма СЭН 2500-180-10. Для обеспечения расхода сетевой воды через ПСГ – 3500т/ч и без кавитационной работы СЭНов (на входе не менее 2 кгс/см2, суммарное сопротивление ПСГ № 1, 2 – 1,6 ÷ 2,0 кгс/см2 , плюс гидравлические потери сети), необходимо поддерживать давление на входе в ПСГ 5,5÷ 6,0 кгс/см2. При этом за счёт увеличения давления падает производительность ПСН до 2200 ÷ 2300т/ч. Что составляет общий расход сетевой воды через ПСГ 13800т/ч. После ПСГ сетевая вода с давлением 2кгс/см2 поступает на всас СЭНов и всас НГВ (насос греющей воды для ДСВ – 800 первой очереди).
По паспортным характеристикам СЭН – 2500 – 180 выдаёт 2500т/ч и 18 кгс/см2 при давлении на входе 6 кгс/см2. При снижении давления на всасе линейно падает давление и расход на выходе.
Поэтому производительность СЭНов снижается до 1900 – 2000т/ч, с давлением на напоре 16 кгс/см2. Что составляет на шесть насосов 11400 – 12000т/ч. Таблица 6 — Технические характеристики сетевых подогревателей ПСВ-500-3-23 ПСВ – 500 -3 – 23 (4 шт) 1 Поверхность нагрева 500 м 2 Давление в трубной системе 23 кгс/см 3 Давление в корпусе 3 кгс/см 4 Температура воды на входе 70 С 5 Температура воды на выходе 120 С 6 Температура пара 400 С 7 Расход воды 1200 м /ч 8 Трубки Л – 68, 19×9 длина 4545, 1928 шт От 1800 т/ч забирает НГВ и собственные нужды ТЭЦ. На выходе с ТЭЦ установлены ПБ (ПСВ – 500-14-23) первой и второй очереди.
Шесть штук находится в рабочем состоянии.
По паспортным данным при давлении сетевой воды на входе 24 кгс/см2 расход составляет 1500т/ч. При снижении давления на входе пропускная способность снижается до 1300т/ч. Пропускная способность ПБ – 7800т/ч, остальные 4000 т/ч приходится байпасировать с потерей температуры смеси после ПБ. Собственное гидравлическое сопротивление ПБ 0,8 –1,0 кгс/см2 плюс гидравлические потери трубопроводов.
Поэтому на выходе с ТЭЦ возможно поддерживать давление прямой сетевой воды 12,0 – 13,5 кгс/см2, при циркуляции не более 11500 – 12000т/ч. Таблица 7 — Технические характеристики сетевых подогревателей ПСВ – 200 — 7 – 15 ПСВ – 200 -7 – 15 (1 шт) 1 Поверхность нагрева 200 м 2 Давление в трубной системе 15 кгс/см 3 Давление в корпусе 7 кгс/см 4 Температура воды на входе 70 С 5 Температура воды на выходе 150 С 6 Температура пара 400 С 7 Расход воды 500 м /ч 8 Трубки Л – 68, 19×1 длина 3410, 1020 шт Таблица 8 — Технические характеристики сетевых подогревателей ПСВ – 500 -14 – 23 ПСВ – 500 -14 – 23 (14 шт) 1 Поверхность нагрева 500 м 2 Давление в трубной системе Р = 23 кгс/см 3 Давление в корпусе Р = 14 кгс/см 4 Температура воды на входе 70 С 5 Температура воды на выходе 150 С 6 Температура пара 400 С 7 Расход воды 1800 м /ч 8 Гидравлическое сопротивление 6 м.в.ст. 9 Вес подогревателя 14967 кг 10 Трубки Л – 68, 19×1 длина 4545, 1928 шт Таблица 9 — Технические характеристики сетевых подогревателей ПСВ – 315 -3 – 23 ПСВ – 315 -3 – 23 (3 шт) 1 Поверхность нагрева 315 м 2 Давление в трубной системе Р = 23 кгс/см 3 Давление в корпусе Р = 3 кгс/см 4 Температура воды на входе 70 С 5 Температура воды на выходе 120 С 6 Температура пара 400 С 7 Расход воды 725 т/ч 8 Вес подогревателя 11646 кг 9 Трубки Л – 68, 19×1 длина 4545, 1212 шт Таблица 10 — Технические характеристики сетевых подогревателей ПСВ – 500 — 5 – 15 ПСВ – 500 — 5 – 15 (5 шт) 1 Поверхность нагрева 500 м 2 Давление в трубной системе Р = 15 кгс/см 3 Давление в корпусе Р = 5 кгс/см 4 Температура воды на входе 70 С 5 Температура воды на выходе 120 С Таблица 11 — Технические характеристики сетевых подогревателей ПСГ – 1, ПСГ – 2 ПСГ I — при 1 ступенчатом подогреве (2 шт) ПСГ II- при 2 ступенчатом подогреве (2 шт) 1 Поверхность теплообмена 2300 м 2300 м 2 Тепло производительность: а) номинальная б) максимальная 87,5 Гкал/ч 175 Гкал/ч 87,5 Гкал/ч 110 Гкал/ч 3 Греющий пар: а) расход номинальный б) расход максимальный 170 т/ч 340 т/ч 170 т/ч 215 т/ч 4 Давление рабочие: а) номинальное (абсолютное) б) максимальное (избыточное) 0,3 – 2 кгс/см 2 кгс/ см 0,6 – 2,5 кгс/см 3 кгс/ см 5 Температура максимальная 250 С 250 С 6 Нагревающая вода: а) расход номинальный б) расход максимальный в) давление (избыточное) рабочее 3500 т/ч 4500 т/ч 8 кгс/ см 3500 т/ч 4500 т/ч 8 кгс/ см 7 Температура на входе максимальная 115 С 120 С 8 Число ходов 4 4 9 Гидравлическое сопротивление: а) при номинальном расходе б) при максимальном расходе 6,4 м.в.ст. 10,3 м.в.ст. 6,4 м.в.ст. 10,3 м.в.ст. 10 Объём: а) парового пространства б) водяного пространства 29,3 м 24 м 29,1 м 23 м 11 Трубки 24×1, ЛО – 70 -1 длина 6290 мм длина 4995 мм 3.2 Расчет гидравлического и температурного режимов теплосети КарТЭЦ -3 3.2.1 Разработка гидравлического режима Гидравлический расчет работы тепловой сети подразделяется на динамический (при циркуляции теплоносителя) и статистический (при состоянии покоя тепловой сети).
При разработке гидравлического режима тепловой сети должны быть выполнены следующие требования:
- не превышение давления в абонентских системах отопления, оборудованных чугунными радиаторами выше 6 атм (60 м в. ст);
- обеспечение избыточного давления на всасывающих патрубках сетевых насосов не менее 1 кг/см2 для обеспечения их устойчивой работы (10 м в.ст) — обеспечение невскипания воды в подающем трубопроводе теплосети при динамическом режиме;
— для систем подключенных к тепловой сети по непосредственной (безэлеваторной схеме) располагаемый напор должен не менее чем в 3 раза превышать гидравлические потери этих систем, практически 5 м. в. ст. При статистическом режиме работы теплосети должно обеспечиваться заполнение внутренних систем отопления в самой высокой точке. 3.2.2 Установление температурного режима Тепловая нагрузка потребителей непостоянная.
Её изменение вызвано неравномерным расходом горячей воды в течении суток, что следует учитывать в режиме работы теплоснабжения.
Для поддержания определённых параметров теплоносителя применяют различные способы регулирования отпуска тепла.
В водяных тепловых сетях основное регулирование отпуска тепла в зависимости от температуры наружного воздуха осуществляется, как правило, централизованно (на ТЭЦ или в котельной) следующими тремя способами: а) качественное регулирование – изменением температуры сетевой воды в подающем трубопроводе без регулирования расхода воды; б) количественное регулирование – изменением расхода сетевой воды при сохранении постоянной температуры воды в подающем трубопроводе. в) качественно – количественное регулирование – изменением температуры сетевой воды в подающем трубопроводе с соответствующим изменением её расхода.
Для корректирования центрального регулирования в водяных тепловых сетях проводится дополнительно групповое местное регулирование на центральных тепловых пунктах и на тепловых пунктах жилых и общественных зданий, а также местное индивидуальное регулирование на отдельных агрегатах и приборах.
В водяных тепловых сетях из общей тепловой нагрузки основной величиной (до 70-90 %) является расход тепла на отопление и вентиляцию и только 10-30% на горячее водоснабжение. Поэтому центральное регулирование отпуска тепла в водяных тепловых сетях должно удовлетворять температурному режиму работы местных систем отопления и вентиляции в зависимости от температуры наружного воздуха.
В водяных двухтрубных тепловых сетях, несущих в основном тепловую нагрузку на отопление и вентиляцию, применяется главным образом центральное качественное регулирование отпуска тепла.
Этот принцип регулирования осуществляется по отопительному графику в пределах изменения температуры воды в подающем трубопроводе от максимальной, соответствующей расчётной температуре наружного воздуха, до минимальной, необходимой для обеспечения температуры воды, поступающей в местные системы горячего водоснабжения.
Для снижения температуры сетевой воды в подающей линии системы отопления с 150 до 95 0С применяются специальные смесительные установки (элеваторы и насосы), обеспечивающие присоединение местных отопительных систем коммунальных зданий.
Температурный график тепловой сети – кривая температур воды в подающем и обратном трубопроводе, выражающая их зависимость от температуры наружного воздуха и обозначаемая, например, 150/700С, где 1500С – температура сетевой воды в подающем трубопроводе и 70 0С – в обратной линии.
На рисунке 13 показан температурный график качественного центрального регулирования отпуска тепла для жилых и общественных зданий.
На графике показаны три линии температур сетевой воды. Линия 1 характеризует изменение температуры сетевой воды в подающем трубопроводе сети. Эта линия указывает уровень температуры подающей сетевой воды, который должен поддерживаться на ТЭЦ или в котельной в зависимости от температуры наружного воздуха.
По линии 2 должны работать местные системы отопления, присоединённые к тепловым сетям через смесительные установки (элеватор или насос).
Максимальная температура воды здесь после смешения должна быть не выше 950С. Все отопительные и вентиляционные установки независимо от способа присоединения их к тепловым сетям должны возвращать обратную сетевую воду с температурой не выше 700С, то есть по линии 3. Повышение температуры возвращаемой воды против кривой 3 приведёт к уменьшению температуры перепада и, следовательно, к перегрузке тепловых сетей и повышению расхода электроэнергии на перекачку воды. Температурный режим устанавливаем из выражений ; (26) 1. температура в подающем трубопроводе 2. температура смешенной воды 3. температура обратной воды Рисунок 13 — Температурный график 150/700С , (27) где, tв – температура воздуха внутри помещения,0С, tн — расчетная температура наружного воздуха,0С, tп – произвольная температура наружного воздуха,0С, tпод – температура воды при расчетной температуре наружного воздуха,0С, t0 – температура воды обратного трубопровода при той же температуре наружного воздуха,0С, tпод — температура воды подающего трубопровода при той же наружной температуре,0С. 3.2.3 Фактически выполняемый температурный график Фактически выполняеемый Карагандинской ТЭЦ-3 температурный график из-за дефицита располагаемой тепловой мощности отличается от требуемого при качественном способе регулирования.
Температуру внутри помещений можно определить как , (28) где – tв — температура воздуха внутри помещений; t11-фактическая температура теплоносителя; t1- температура теплоносителя по графику; tн-температура наружного воздуха Таблица 12 — фактически исполняемый Карагандинской ТЭЦ-3 температурный график Температура наружного воздуха Температура прямой сетевой воды от ТЭЦ расчётная Т2 обратной сетевой воды расчётная Температура в помещениях потребителей тепловой энергии 8 65,0 42,8 21,8 7 65,0 42,3 21,3 6 65,0 41,8 20,6 5 65,0 41,2 19,9 4 65,0 40,7 19,3 3 65,0 40,2 18,6 2 65,3 39,8 18,0 1 67,9 40,9 18,0 0 70,5 41,9 18,0 -1 73,1 42,9 18,0 -2 75,7 43,9 18,0 -3 78,3 44,9 18,0 -4 80,9 45,9 18,0 -5 83,5 46,8 18,0 -6 86,0 47,8 18,0 -7 88,5 48,7 18,0 -8 91,1 49,6 18,0 -9 93,6 50,6 18,0 -10 96,1 51,5 18,0 -11 98,6 52,4 18,0 -12 101,1 53,3 18,0 -13 103,6 54,2 18,0 -14 103,5 53,6 17,3 -15 102,8 52,6 16,5 -16 102,0 51,7 15,6 -17 101,3 50,7 14,7 -18 100,6 49,8 13,9 -19 99,9 48,9 13,0 -20 99,2 47,9 12,2 -21 98,5 47,0 11,3 -22 97,8 46,1 10,4 -23 97,1 45,2 9,6 -24 96,4 44,3 8,7 -25 95,7 43,3 7,8 -26 95,0 42,4 7,0 -27 94,3 41,5 6,1 -28 93,6 40,6 5,3 -29 92,9 39,7 4,4 -30 92,2 38,8 3,5 -31 91,5 37,9 2,7 -32 90,8 37,0 1,8 Из рисунка 15 видно что при понижении температуры наружного воздуха ниже -130С температура внутри помещений снижается, что приводит к тому что потребители тепловой энергии вынуждены увеличивать дроссельные устройства элеваторов для увеличения температуры помещений до комфортных величин.
Это приводит к увеличению циркуляции и разрегулировки гидравлического режима тепловых сетей. 3.2.4 Присоединение потребителей Выбор схемы присоединения абонента к тепловой сети осуществляют, прежде всего, по параметрам теплоносителя на вводе в здание и характеристикам внутренних систем абонента. Параметры теплоносителя на вводе указывают теплоснабжающие организации.
Таковыми параметрами являются: давление в подающей и обратной магистрали тепловой сети, статическое давление, а также возможный диапазон колебания этих давлений, расчетный график температур в сети Характеристики внутренних систем принимают по проекту либо по результатам натурных измерений.
Весьма желательным при выборе схемы присоединения абонента является рассмотрение ее работоспособности с учетом перспективных тенденций изменения гидравлического режима тепловой сети, учетом возможной модернизации внутренних систем… Так, например, увеличение потребителей и повсеместное применение современных систем отопления с количественным регулированием сопровождается возрастанием колебания давления в теплосети.
Это требует соответствующей технической защиты систем абонента.
Особенно с неавтоматизированными узлами присоединения. Преобразование характеристик теплоносителя до требуемой кондиции в системах абонента осуществляют в тепловых пунктах.
Современные подходы в энергосбережении требуют реализации этих задач непосредственно у потребителя в индивидуальных тепловых пунктах.
Для этого используют специальное оборудование, увязанное в функциональные схемы.
Во все многообразие схем положены общие подходы, реализуемые для присоединения системы отопления как отдельно, так и совместно с системой горячего водоснабжения и системой теплоснабжения вентиляционных установок.
Схемы присоединения систем отопления разделяют на зависимые без смешения воды, зависимые со смешением воды и независимые.
Зависимое присоединение, при котором теплоноситель из теплосети без снижения температуры (без смешения) подают потребителю, является наиболее простым и удобным в эксплуатации.
Применяют его при совпадении температур теплоносителя в системе отопления tг и в системе теплоснабжения Т1. Как правило, не превышающих 95 105 °С. Такое присоединение зачастую реализуют в системах теплоснабжения от групповой котельной установки, предназначенной для зданий промпредприятия либо небольшого населенного пункта.
Подавляющее большинство зданий присоединены по зависимой схеме со смешением теплоносителя до температуры tг < Т1. Ранее для смешения воды устанавливали водоструйные насосы (гидроэлеваторы).
Вследствие неработоспособности и неэффективности в двухтрубных системах отопления с терморегуляторами широкое распространение получили схемы с насосным смешением воды. Основными причинами невозможности применения гидроэлеваторов в двухтрубных системах является несовместимость гидравлических режимов оборудования и недостаточность напора для энергоэффективного сочетания клапанов (терморегуляторов у отопительных приборов и автоматических балансировочных клапанов на стояках либо приборных ветках).
Гидроэлеватор работает при постоянном гидравлическом режиме, а терморегуляторы в двухтрубной системе создают переменный гидравлический режим. Поэтому сделан вывод о недопустимости применения элеватора на абонентском вводе, если система отопления оборудована термостатическими клапанами.
Это требование соотносят не только к двухтрубной, но и к однотрубной системе отопления.
Обусловлено это тем, что в однотрубной системе с терморегуляторами, которые обязательны к установке в соответствии с [27], работа гидроэлеватора также неэффективна.
При таком сочетании оборудования невозможно устранить колебания давления теплоносителя, создаваемые работой терморегуляторов.
Эти колебания хоть и в значительно меньшей степени, чем в двухтрубной системе, все же приводят к перераспределению теплоносителя между стояками либо приборными ветками, снижая энергоэффективность системы.
Для устранения перетоков теплоносителя в однотрубной системе отопления согласно [9] следует применять автоматические клапаны ограничители расхода.
Сочетание элеватора с терморегуляторами и клапанами ограничителями (регулятор расхода) делает систему отопления неработоспособной, поскольку элеватор не в состоянии обеспечить минимальные требуемые потери давления на регуляторе расхода (примерно 20 кПа).
Недостатком гидроэлеватора является также его высокое гидравлическое сопротивление.
Необходимость поддержания перед ним повышенного давления в теплосети не лучшим образом отражается на герметичности устаревших трубопроводов и оборудования, что приводит к повышенной аварийности.
Безусловно, гидроэлеватор имеет ряд положительных свойств, которые вполне были реализованы в свое время.
Однако, он несовместим с современными системами отопления.
Реанимируемый и пропагандируемый в последнее время метод регулирования пропусками теплоносителя (соленоидным клапаном) через гидроэлеватор (с полным отключением циркуляции), который ранее допускался лишь для небольших систем отопления без радиаторных терморегуляторов при положительных температурах наружного воздуха, сегодня иногда распространяют на высотные здания и весь отопительный период. Реализация такого регулирования в современных зданиях снижает энергоэффективность систем.
При каждом закрытии соленоидного клапана разрушается гидравлический баланс системы отопления и тепловой баланс здания, установленные автоматическими балансировочными клапанами на стояках либо приборных ветках и терморегуляторами у отопительных приборов.
Особую группу устройств на абонентском вводе представляют регулируемые гидроэлеваторы. С гидравлической точки зрения и современного технического оснащения систем отопления зданий, они имеют те же недостатки, что и нерегулируемые.
Их применение как в новом строительстве, так и при реконструкции не имеет перспективы, поскольку согласно правительственной программы поэтапного оснащения систем отопления средствами регулирования тепловой энергии все системы отопления должны быть с терморегуляторами, а их работа несовместима с гидроэлеваторами. Поэтому, установив гидроэлеватор сегодня, его необходимо будет заменить смесительно циркуляционным насосом завтра.
Насос в схеме присоединения абонента позволяет применить наиболее энергосберегающие автоматизированные решения по регулированию систем абонента, учитывая погодные факторы по датчику температуры наружного воздуха, тепловые характеристики здания и теплогидравлические характеристики систем. Появляется возможность не только качественного, но и качественно количественного регулирования системы отопления практически в любом диапазоне, учитывая специфику теплового режима здания и помещения при одновременном сокращении потребляемого теплоносителя.
Благодаря появлению малошумных бесфундаментных ступенчато либо автоматически регулируемых насосов эти схемы повсеместно вытесняют схемы с гидроэлеваторами. Насосы, за счет универсальности и гибкости управления, позволяют решать любые задачи регулирования систем абонента. Соответственно под эти задачи выбирают место установки насоса. Для любых функций, возлагаемых на насос, и схем его расположения необходимо обеспечивать перед ним достаточное избыточное давление в соответствии с его кавитационной характеристикой.
Некоторым предпочтением, с этой точки зрения является размещение насоса на обратном трубопроводе. Расположение насоса на обратном либо на подающем трубопроводе имеет свою аргументацию. Обычно это зависит от предпочтений проектировщиков и эксплуатационников. Размещением насоса на подающем трубопроводе уменьшают, например, вероятность засорения при заполнении и эксплуатации системы отопления.
В то же время, при пропадании электроэнергии в насос попадает высокотемпературный теплоноситель за счет незначительной циркуляции через него под разностью давлений в подающем и обратном трубопроводе теплосети, поскольку не всегда выполняются рекомендации о необходимости отсечения местной системы отопления в таких ситуациях. При расположении насоса на обратном трубопроводе, устраняют влияние повышенного давления в обратной магистрали теплосети, часто наблюдаемое в концевых участках теплосети, и создают более благоприятные температурные условия для его работы.
Эпизодические отключения электроэнергии требуют прогнозированного обеспечения поведения системы местных систем и разработки мер защиты от пагубных последствий. С этой целью на подмешивающей перемычке устанавливают обратный клапан, предотвращающий попадание теплоносителя из подающего в обратный трубопровод теплосети. Кроме того, учитывают пропуск теплоносителя через обесточенный насос. Пропускаемый расход зависит от этого перепада и от сопротивления системы отопления.
Двухтрубные системы отопления, имея бoльшее гидравлическое сопротивление, чем однотрубные, надежнее в таких ситуациях. Они пропускают меньший расход теплоносителя. Ориентировочно – 10 20 % от расчетного значения, но и этого может оказаться чрезмерно много для температурного удлинения трубопроводов, деструкции уплотнительных материалов и т. п. при значительном превышении температуры теплоносителя в теплосети над расчетной температурой теплоносителя в системе отопления.
Поэтому общим требованием является необходимость предусмотрения защиты местных систем от аварийного повышения параметров теплоносителя, например, применением регулятора теплового потока, закрывающегося при пропадании электричества. Полное отсечение системы отопления современных зданий, имеющих большую тепловую инерцию, не приводит к ее замораживанию в течение нескольких дней. Более незащищенными являются системы отопления малоинерционных и неутепленных зданий.
Поэтому, несмотря на запрещающие требования, иногда делают обводной трубопровод вокруг насоса с установкой обратного клапана. Воздействие перепада давления, развиваемого насосом, держит клапан в закрытом состоянии. При обесточенном насосе под противоположно направленной (относительно насоса) разностью давления в трубопроводах теплосети открывается обратный клапан и попадает теплоноситель в систему отопления. Особого подхода в обеспечении работоспособности требуют инженерные системы высотных зданий и зданий, расположенных на возвышенности.
Ранее применяли схему с насосом на подающем трубопроводеи наделяли его при необходимости повысительной функцией. Сегодня преимущественным способом является независимое подключение абонента, гидравлически отсоединяющее систему отопления от теплосети и минимизирующее аварийные ситуации. Вариантом абонентского ввода является комбинированное подключение системы отопления к теплосети. Его применяют при зонировании системы отопления высотного здания.
Нижнюю зону подключают по зависимой схеме со смешиванием, а верхнюю – по независимой. Вариантом комбинированного подключения является применение независимого подключения всех зон системы отопления высотного жилого здания и зависимого подключения встроенного или пристроенного гаража. Независимое присоединение системы отопления применяют для создания местного теплогидравлического режима при tг < Т1. Гидравлическое разделение теплосети от системы отопления осуществляют поверхностным теплообменником.
Принимают такое решение при превышении давления в теплосети над допустимым давлением для системы отопления либо наоборот – когда статическое давление системы превышает допустимый предел для теплосети. Кроме того, в обосновании выбора независимого присоединения все чаще становятся эксплуатационные требования работоспособности современных систем отопления. Условия эксплуатации насосов, поквартирных расходомеров, автоматических регуляторов теплогидравлических параметров теплоносителя, терморегуляторов, штампованных стальных радиаторов в большинстве своем требуют применения качественного теплоносителя.
Например, без твердых примесей, без спуска воды из системы в теплый период года Обеспечить такие условия возможно лишь при независимом под ключении к теплосети. Преимуществом независимого подключения является также тот факт, что система отопления в значительно меньшей мере подвержена влиянию изменения гидравлического режима теплосети со временем и меньше сама влияет на теплосеть.
Независимое подключение способствует уменьшению объема теплоносителя в теплосети, а значит снижению затрат на водоподготовку. Особо важным является уменьшение инерционности теплосети, что в итоге приводит к улучшению качества предоставляемой услуги по отоплению зданий за счет своевременного реагирования центрального качественного регулирования на изменение погодных условий. Поэтому независимое подключение является предпочтительным и перспективным техническим решением Взаимное расположение насоса и теплообменника не имеет особого значения.
Современные насосы способны эффективно работать как на подающем, так и на обратном трубопроводе. Однако у каждого размещения есть незначительные преимущества, которыми, как правило, пренебрегают. Насос на обратном трубопроводе имеет несколько больший кавитационный запас и лучший теплоотвод от двигателя с мокрым ротором. В тоже время он перекачивает теплоноситель с большей плотностью, увеличивая потребляемую мощность на валу двигателя и, соответственно, энергопотребление по сравнению с насосом на подающем трубопроводе.
Кроме схем с одним теплообменником для системы отопления, применяют схемы и с двумя теплообменниками. Два параллельно включенных теплообменника устанавливают на абонентских вводах зданий, не допускающих перерывов в подаче теплоты. Каждый теплообменник рассчитывают на 100 % теплопотерь здания. Два параллельно включенных теплообменника применяют также при независимом подключении системы отопления с пофасадным регулированием.
Эта схема целесообразна для базовой либо дежурной системы отопления без терморегуляторов на отопительных приборах. Например, для системы отопления общественного здания, совместно работающей на нагрев воздуха с системой кондиционирования. В этом случае тепловым комфортом управляют терморегуляторы на фанкойлах. При этом уменьшаются колебания давления теплоносителя в системе кондиционирования, и улучшаются ее регулировочные характеристики.
Для пофасадных схем с теплообменниками применяют также схемы с одним циркуляционным насосом на обе фасадные ветви. Однако такое решение не обеспечивает в полной мере эффективного регулирования, т. к. при одном насосе смешиваются теплоносители из обратных трубопроводов разных фасадов, создавая потребность в корректировке параметров каждой фасадной ветви. 3.2.4.1. Устройство и принцип действия элеватора Элеватор предназначен для снижения температуры воды, поступающей из тепловой сети в местную систему, до необходимой температуры.
Элеватор состоит из сопла, камеры всасывания, камеры смешения и диффузора. Основной характеристикой элеватора является коэффициент смешения Up, т.е. отношение расхода подмешиваемой (обратной от системы отопления) воды к расходу горячей воды, поступающей из тепловой сети: , (29) где Gс – расчетный расход сетевой воды, т/час; Gот – расчетный расход воды в местной системе отопления, т/час. Значение Up также определяется из уравнения теплового баланса элеваторного ввода, которое может быть выражено через температуры смешиваемой воды: , (30) где Т1 – температура горячей воды в подающем трубопроводе тепловой сети 0С; Т2 – температура обратной воды местной системы 0С; Т3–температура смешанной воды, поступающей в местную систему.
Для создания расчетного коэффициента смешивания разность напоров в подающем и обратном трубопроводах (располагаемый напор Нрас) перед элеватором должно быть не менее Нрас=1,4h(1+Up)2м, (31) где h – величина расчетных гидравлических потерь в местной системе отопления, м. От качества изготовления элеватора зависит надежность его работы.
Элеватор выбирают в зависимости от диаметра камеры смешивания, который равен . (32) При выборе номера элеватора по расчетному диаметру камеры смешивания следует брать стандартный элеватор с ближайшим меньшим диаметром камеры смешивания, так как завышенный диаметр камеры снижает КПД элеватора. Диаметр выходного сечения сопла элеватора определяют по формуле , (33) где Hг – напор, дросселируемой в сопле элеватора, м. Элеватор работает по принципу инжектора.
Сетевая вода из подающей трубы, проходя по соплу приобретает при выходе из него значительную скорость, при этом давление снижается до величины более низкой чем в патрубке (приемной камеры) подмешиваемой обратной воды. Обратная вода подсасывается выходящей из сопла струей рабочей воды и смешивается в камере смешивания, где скорость смешиваемой воды выравнивается. В диффузоре, вследствие постепенного увеличения его сечения, скорость смешанного потока падает, давление растет до величины необходимой для преодоления сопротивления отопительной системы.
Для обеспечения нормальной работы элеватора сопло должно быть установлено строго по оси диффузора, так как нарушение соосности уменьшает коэффициент смешения. 3.2.4 О давлении в подающем трубопроводе При условии соблюдения расчётного объёма циркуляции и подпитки теплосети КТС ТЭЦ – 3 сможет поддерживать давление в подающем трубопроводе давление 14 кгс/см2. В работе будут задействованы 6 сетевых насосов с полной загрузкой.
Один СЭН в резерве. При увеличении расчётного объёма циркуляции и подпитки теплосети давление в подающем трубопроводе будет снижаться пропорционально увеличению объёмам сетевой и подпиточной воды. Выводы: При написании данной главы выполнено следующее: 1. Изложены методы анализа гидравлического и температурного режимов тепловых сетей; 2. Изучены существующие гидравлический и температурный режимы тепловых сетей, обслуживаемых КарТЭЦ – 3; 3. Выполнен расчет температурного графика тепловых сетей ТЭЦ – 3, с учетом ГВС, откуда установлено, что: фактически выполняемый Карагандинской ТЭЦ-3 температурный график обеспечивает комфортную температуру в помещениях только до температуры наружного воздуха -130С, при дальнейшем похолодании данный график не обеспечивает требуемым теплом потребителей подключенных к ТЭЦ-3. Для качественного теплоснобжения необходимо увеличивать располагаемую тепловую мощность станции для обеспечения температурного графика 150/700С без срезок; 4. Повышение технико – экономических показателей теплосети, по пропускной способности теплообменников и по располагаемому напору в трубопроводах очередей на выходе их с Карагандинской ТЭЦ — 3, может быть обеспечено мероприятиями по вводу в строй: восьми не действующих на данный момент (из 14) сетевых подогревателей ПСВ — 500 – 14 – 23; ремонту бойлеров ПСВ – 315 -3 – 23, ПСВ – 500 -3 – 23; возможна реконструкция бойлеров путем их замены на пластинчатые теплообменники модели ПС, в расчете на тепловые нагрузки теплосетей при расчетном оптимальном температурном графике; 5. При работе котлов № 1, 2, 3, 4, 5, 6 (котел № 7 находится в не рабочем состоянии) производится пара – 2170 т/ч или 1262 Гкал/ч; перемена в котлах т.е. замена к/а № 5 на 7 увеличения паровой нагрузки не приносит в связи с тем (2210т/ч, 1281 Гкал/ч), что к/а 6 и 7 должны работать на ТГ № 5, а паропровод не рассчитан на пропуск 740 т/ч пара до ТГ № 4 и поэтому котлы запирают друг друга и нагрузки снижаются до 355 ÷ 360т/ч 4 Технико – экономическая эффективность и охрана труда 4.1
