Теплоснабжение
Выбери формат для чтения
Статья: Теплоснабжение
Загружаем конспект в формате doc
Это займет всего пару минут! А пока ты можешь прочитать работу в формате Word 👇
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ
УЛЬЯНОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Областное государственное бюджетное образовательное учреждение среднего профессионального образования
Димитровградский механико-технологический техникум молочной промышленности
СБОРНИК ЛЕКЦИЙ
ПО ДИСЦИПЛИНЕ
ТЕПЛОСНАБЖЕНИЕ
Димитровград 2013
СОДЕРЖАНИЕ
Введение 4
1. РУКОВОДСТВО ПО ИЗУЧЕНИЮ ДИСЦИПЛИНЫ 5
1.1. Цели и задачи дисциплины 6
1.2.Библиографический список 6
1.3. Глоссарий 7
2. УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ 10
2.1. Тепловые нагрузки 10
2.1.1. Сезонные тепловые нагрузки 10
2.1.2. Круглогодовые тепловые нагрузки 13
2.1.3. Годовые графики тепловых нагрузок 15
2.2. Системы теплоснабжения 16
2.2.1. Виды систем теплоснабжения 17
2.2.2. Теплоисточники систем теплоснабжения 19
2.2.3. Системы транспорта теплоты 24
2.2.4. Схемы присоединения теплопотребляющих установок к тепловым сетям централизованной системы теплоснабжения 26
2.2.5. Паровые системы теплоснабжения 33
2.2.6. Преимущества и недостатки водяных систем теплоснабжения 35
2.3. Системы горячего водоснабжения 36
2.3.1. Классификация систем горячего водоснабжения 36
2.3.2. Децентрализованные установки горячего водоснабжения 37
2.3.3. Централизованные системы горячего водоснабжения 38
2.3.4. Аккумулирование горячей воды 44
2.3.5. Расчет подающих и циркуляционных трубопроводов 46
2.3.6. Гидравлические режимы циркуляции и расчет циркуляционных
трубопроводов 49
2.4. Регулирование тепловой нагрузки в системах теплоснабжения 50
2.4.1. Виды регулирования тепловой нагрузки 50
2.4.2. Центральное регулирование однородной тепловой нагрузки 52
2.4.3. Центральное регулирование закрытых систем по отопительной нагрузке 58
2.4.4. Центральное регулирование закрытых систем по совмещенной нагрузке отопления и горячего водоснабжения 62
2.4.5. Регулирование открытых систем теплоснабжения 64
2.4.6. Графики суммарного расхода воды 69
2.5. Гидравлический расчет тепловых сетей 71
2.5.1. Основные задачи и расчетные зависимости 71
2.5.2. Методика расчета трубопроводов 72
2.5.3. Особенности расчета водяных тепловых сетей 74
2.5.4. Пьезометрический график 75
2.5.5. Влияние давлений в тепловой сети на присоединение абонентских систем 79
2.5.6. Подбор сетевых и подпиточных насосов 81
2.6. Гидравлические режимы тепловых сетей 82
2.6.1. Основы гидравлического режима 82
2.6.2. Гидравлическая устойчивость систем теплоснабжения 83
2.6.3. Регулирование давления в тепловых сетях 85
2.6.4. Влияние горячего водоснабжения на гидравлический режим системы теплоснабжения 89
2.6.5. Гидравлический режим сетей с насосными и дросселирующими
подстанциями 90
2.7. Оборудование тепловых сетей 93
2.7.1. Трасса и профиль теплопроводов 93
2.7.2. Конструкция теплопроводов 95
2.7.3. Опоры 108
2.7.4. Компенсация температурных деформаций 112
2.7.5. Тепловой расчет 116
2.8. Эксплуатация тепловых сетей 123
2.8.1. Характеристика объекта эксплуатации 123
2.8.2. Повышение надежности и качества теплоснабжения 124
2.8.3. Методы обнаружения и ликвидации повреждений в системах
теплоснабжения 127
2.8.4. Испытание тепловых сетей 128
2.8.5. Технический надзор и приемка систем теплоснабжения 129
2.8.6. Пуск систем теплоснабжения 131
2.8.7. Наладка систем теплоснабжения 135
2.8.8. Организация эксплуатации систем теплоснабжения 138
Введение
Для изучения раздела «Подготовка систем теплоснабжения и тепловых сетей к работе» в рамках профессионального модуля 01. «Эксплуатация теплотехнического оборудования и систем тепло- и топливоснабжения» необходимо уверенное владение знаниями теоретических, общеинженерных и специальных дисциплин, изученных студентом ранее. К этим дисциплинам относятся, прежде всего, «Техническая термодинамика», «Теоретические основы теплотехники и гидравлики», «Современные способы обработки воды», «Системы отопления и вентиляции».
Учебно-методический комплекс состоит из пяти основных частей: руководства по изучению дисциплины, учебного пособия, практикума по дисциплине, лабораторного практикума, пособия по курсовому проектированию.
В учебном пособии даны сведения по определению тепловых нагрузок, видам систем теплоснабжения, системам горячего водоснабжения, регулированию тепловых нагрузок, гидравлическим режимам, оборудованию и основам эксплуатации тепловых сетей. Ряд разделов, традиционно включаемых в курс «Теплоснабжение», в Ульяновском государственном техническом университете изучается в виде самостоятельных дисциплин: «Методы энергосбережения в ТГУ и системах теплоснабжения», «Технология централизованного производства тепловой и электрической энергии», «Автономные системы теплоснабжения», «Водоподготовка для ТГУ и систем теплоснабжения».
Разработка учебно-методического комплекса ориентирована на возможность студента с высокой степенью самостоятельности изучить дисциплину «Теплоснабжение» и решать инженерные задачи в сфере теплоснабжения.
1. РУКОВОДСТВО ПО ИЗУЧЕНИЮ ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО МОДУЛЯ
1.1. Цели и задачи
В результате изучения дисциплины студент должен
знать:
• характеристики и классификацию потребителей теплоты, объемы и режимы потребления теплоты, схемы водяных и паровых систем теплоснабжения, основные их элементы;
• системы централизованного горячего водоснабжения, их оборудование, гидравлический расчет трубопроводов и подбор насосов;
• оборудование тепловых пунктов и станций, характеристики насосных станций;
• методы регулирования отпуска теплоты, построение графиков температуры сетевой воды, расчет абонентских вводов, автоматизацию отпуска теплоты;
• схемы, конструкции и оборудование тепловых сетей, тепловой и гидравлический расчет сетей, выбор схем присоединения потребителей к тепловым сетям, построение пьезометрических графиков сетей;
• основы эксплуатации тепловых сетей, тепловых пунктов, их оборудование, обслуживание, ремонт и управление;
• основные характеристики источников теплоты, схемы паротурбинных ТЭЦ и районных котельных;
овладеть:
• методами проектирования и выбора оптимальных систем теплоснабжения и их элементов;
• выбором и обоснованием источников теплоты, оптимизацией параметров и режимов систем теплоснабжения;
• обоснованием и расчетом оптимальных режимов отпуска теплоты;
• использованием современных математических методов и вычислительной техники при расчетах, оптимизации, принятии решений;
• cовременными принципами эксплуатации систем теплоснабжения, оптимальным обслуживанием и ремонтом систем, диспетчерским управлением.
Программа курса «Теплоснабжение» построена на базе дисциплин гидравлики, технической термодинамики, тепломассообмена, теплофизики, курсов отопления, теплогенерирующих установок, прикладной математики, вычислительной техники.
Объем изучения дисциплины предусматривает лекционный курс, практические и лабораторные занятия, курсовое проектирование.
Сферы профессиональной деятельности: реальный сектор, предприятия, занимающиеся проектированием и эксплуатацией систем теплоснабжения и теплогенерирующих установок.
1.2 Библиографический список
Основные источники
1. Е.Я.Соколов., Теплофикация и тепловые сети; М., Энергоиздат, 2009., -472
2. Б.Н.Голубков., Теплотехническое оборудование и теплоснабжение промышленных предприятий – М., Энергия, 2008
3. Манюк В.И., Каплинский Я.И., Хиж Э.Б. И др. Наладка и эксплуатация водяных тепловых сетей: Cправочник. Изд.4 Ид:Лань.,2009, -432.
4. Боровков В.М. Ремонт теплотехнического оборудования и тепловых сетей (1-е изд.) учебник., Ид: Лань., 2011, -208 (гриф СПО)
5. Смирнова М.В. Теплоснабжение: учебное пособие для СПО: Ид: Лань., 2009, 320
6. Хрусталёв Б.М.,Куквшинов Ю.М.,Копко В.М. Теплоснабжение и вентиляция. Учебное пособие., С-П:Изд. Лань .2010. -784
7. Сотникова О.А.,Мелькумов В.Н Теплоснабжение. Учебное пособие., С-П:Изд. Лань .2009. -296
8. Правила технической эксплуатации тепловых энергоустановок. Издательство «Лань». С-Петербург. 2011 г.
9. Соколов Б.А. Котельные установки и их эксплуатация. . С- Петербург.2011 г.
10. Паровые и водогрейные котлы малой и средней мощности. Учебное пособие. С-Петербург. 2011 г.
11. Боровков В.М. Теплотехническое оборудование.(1-е изд)Учебник. С-Пз: Изд. Лань.,2011. -192.
12. Боровков В.М. Ремонт теплотехнического оборудования и тепловых сетей .(1-е изд) Учебник. С-Пз: Изд. Лань.,2011. -208.
13. Голубков Б.Н. и др. Теплотехническое оборудование и теплоснабжение
промышленных предприятий. - М.: Энергия, 2008
Дополнительные источники:
1. Е.Я.Соколов., Теплофикация и тепловые сети;М., Энергоиздат, 2005г
2. Теплотехническое оборудование и теплоснабжение промышленных
предприятий. //Под ред. Голубкова Б.Н. - М.: Энергоатомиздат, 1993.
3. . Козин В.Е., Левина Т.А. и др. Теплоснабжение. - М; Высшая школа.
1980.
4. Апарцев М.М. Наладка водяных систем централизованного теплоснаб
жения. Справочно-методическое пособие. - М.: Энергоатомиздат. 1983.
5. Павлов К.Ф., Романков П.Г., Носков А.А. Примеры и задачи по курсу
процессов и аппаратов химической технологии. -Л.: Химия, 1981.
6. Соловьев Ю.П. Проектирование теплоснабжающих установок для про-
мышленных предприятий. - М.:Энергия, 1978.
7. СНиП 41-02-2003гТепловые сети., -М.,Госкомитет РФ по строительству и жилищно-коммунальному комплексу., 2003г
8. СП 41-103-2000 Проектирование тепловой изоляции оборудования и трубопроводов-М.,Госкомитет РФ по строительству и жилищно-коммунальному комплексу., 2000
9. СНиП 2.04.01-85., -М., Государственный комитет по делам строительства
10. ГОСТ 21.605-82 Сети тепловые (Тепломеханическая часть)
11. СП 41-104-2000 Проектирование автономных источников теплоснабжения., - М., СантехНИИпроект., 2000г
12. Правила учёта тепловой энергии и теплоносителя Министерство топлива и энергетики РФ., - М.,1995г
13. Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды: М, ПИО ОБТ, 2000г.
14. Правила эксплуатации теплопотребляющих установок и тепловых сетей потребителей и Правила техники безопасности при эксплуатации теплопотребляющих установок и тепловых сетей потребителей: М, Энергоатомиздат, 1992г.
15. СНиП 3.05.01-85 Внутренние санитарно-технические системы., - М.,Госкомстат по строительству
Интернет-ресурсы
1. www.abok.ru сайт некоммерческого партнерства АВОК «Инженеры по отоплению, вентиляции, кондиционированию воздуха, теплоснабжению и строительной теплофизике.
2. www.c-o-k.ru сайт журнала «Сантехника, отопление, вентиляция».
1.3 Глоссарий
Вода питательная – смесь возвращаемого конденсата и добавочной воды, предназначенная для питания котлов.
Вода подпиточная – вода, предназначенная для подпитки теплосети.
Вода сетевая – вода, циркулирующая в теплосети
Водогрейный котел – устройство, в котором для нагрева воды используется теплота, выделяющаяся при сжигании топлива.
Давление парциальное – давление, которое имел бы газ, если бы он занимал весь объем газовой смеси.
Деаэрация воды – пропускание через воду пара для удаления из нее растворенных кислорода и диоксида углерода.
Декарбонизация воды – пропускание через воду воздуха для удаления из нее растворенного диоксида углерода.
Источник теплоты – комплекс оборудования и устройств, с помощью которых осуществляется преобразование природных и искусственных видов энергии в тепловую энергию с требуемыми для потребителей параметрами.
Конденсационные электростанции (КЭС) – станции, на которых вырабатывается только электрическая энергия.
Котельная установка – совокупность одного или нескольких котлоагрегатов, установленных в одном помещении и оборудованных общими вспомогательными устройствами топливоподготовки, шлакозолоудаления, водоподготовки и питания котлов, очистки и удаления газов.
Паровой котел – это устройство, имеющее систему поверхностей нагрева для получения пара из непрерывно поступающей в него питательной воды путем использования теплоты, выделяющейся при сгорании органического топлива.
Регулирование групповое – регулирование, выполняемое в центральных тепловых пунктах для группы однородных потребителей.
Регулирование индивидуальное – регулирование, осуществляемое непосредственно у теплопотребляюших приборов, например, у отопительных приборов систем отопления, и дополняющее другие виды регулирования.
Регулирование качественное – регулирование, осуществляемое изменением температуры при постоянном расходе теплоносителя.
Регулирование качественно-количественное – регулирование систем теплоснабжения, выполняемое путем совместного изменения температуры и расхода теплоносителя.
Регулирование количественное – регулирование отпуска теплоты, осуществляемое изменением расхода теплоносителя при постоянной его температуре в подающем трубопроводе.
Регулирование местное – регулирование, предусматриваемое на абонентском вводе для дополнительной корректировки параметров теплоносителя с учетом местных факторов.
Регулирование прерывистое – регулирование систем теплоснабжения, достигаемое периодическим отключением систем, т. е. пропусками подачи теплоносителя.
Регулирование центральное – регулирование, осуществляемое на ТЭЦ или в котельной по преобладающей нагрузке, характерной для большинства абонентов.
Системы вентиляции – системы, предназначенные для удаления из помещений загрязненного и подачу в них чистого воздуха.
Системы горячего водоснабжения (ГВС) закрытые – системы, в которых для ГВС используется водопроводная вода, нагретая до необходимой температуры в подогревателе водой из теплосети.
Системы горячего водоснабжения (ГВС) открытые – системы, в которых вода для ГВС берется непосредственно из теплосети.
Системы горячего водоснабжения тупиковые – системы, состоящие только из подающих трубопроводов.
Системы кондиционирования воздуха – системы создания и обеспечения в помещениях улучшенного микроклимата, т. е. заданных параметров воздуха: температуры, влажности и чистоты при допустимой скорости движения воздуха в помещении независимо от наружных метеорологических условий и переменных по времени вредных выделений в помещениях.
Системы отопления – системы, служащие для создания и поддержания в помещениях в холодный период года необходимых температур воздуха.
Системы отопления зависимые – системы, в которых теплоноситель в отопительные приборы поступает непосредственно из тепловых сетей.
Системы отопления местные – вид отопления, при котором все основные элементы конструктивно объединены в одном устройстве, установленном в обогреваемом помещении.
Системы отопления независимые – системы, в которых теплоноситель из тепловой сети поступает в подогреватель, в котором его теплота используется для нагрева воды, заполняющей местную систему отопления.
Системы отопления центральные – системы, предназначенные для отопления нескольких помещений из одного теплового пункта, где находится теплогенератор (котельная, ТЭЦ).
Системы теплоснабжения – совокупность установок и устройств, служащих для получения и использования тепловой энергии низкого потенциала.
Температурное поле – совокупность мгновенных значений температуры во всех точках изучаемого пространства.
Тепловая сеть – система трубопроводов, расположенных вне зданий или проходящих транзитом через здания, соединяющая взаимосвязанные и взаимодействующие технические устройства, посредством которых осуществляется производство, распределение и потребление теплоты.
Тепловой пункт – совокупность технических устройств, посредством которых осуществляется приведение параметров теплоносителя к необходимым для потребителя.
Тепловые нагрузки круглогодовые – нагрузки, непрерывные в течение года и мало зависящие от температуры наружного воздуха.
Теплообменник емкостный – трубчатый подогреватель, в котором пучок труб погружен в емкость, заполненную нагреваемой водой.
Теплофикация – централизованное теплоснабжение на базе комбинированного производства электрической и тепловой энергии называется.
Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) – источники теплоты, вырабатывающие комбинированным способом электрическую энергию и теплоту.
Циркуляция естественная – движение рабочей среды, обусловленное различием веса столбов воды в опускных трубах и пароводяной смеси в подъемных.
Циркуляция принудительная – движение среды в циркуляционном контуре, создаваемое насосом.
Энтальпия – совокупность внутренней энергии тела и энергии внешнего взаимодействия тела с окружающей средой.
Энтропия – термодинамическая функция состояния, изменение которой свидетельствует о теплообмене.
2. УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ
2.1. Тепловые нагрузки
Основными потребителями тепловой энергии в городском хозяйстве являются промышленность и жилищно-коммунальный сектор.
К наиболее теплопотребляющим относятся химическая и нефтехимическая, машиностроительная и металлообрабатывающая, топливная и пищевая отрасли промышленности. На промышленном предприятии тепловая энергия распределяется на технологические процессы, отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. Современные промышленные предприятия требуют на ведение технологических процессов большое количество тепловой энергии, в ряде случаев значительно превосходящее другие потребности.
В жилищно-коммунальном хозяйстве основными потребителями тепловой энергии являются системы отопления, вентиляции, кондиционирования и горячего водоснабжения (ГВС) зданий.
В системах централизованного теплоснабжения теплота расходуется на отопление зданий, нагревание приточного воздуха в установках вентиляции и кондиционирования, горячее водоснабжение, а также технологические процессы промышленных предприятий.
Тепловые нагрузки на отопление и вентиляцию зависят от температуры наружного воздуха и других климатических условий района теплоснабжения (солнечной радиации, скорости ветра, влажности воздуха). Если температура наружного воздуха равна или выше нормируемой температуры воздуха в отапливаемом помещении, то тепловая энергия для отопления и вентиляции не требуется.
Таким образом, в системах отопления и вентиляции теплота расходуется не непрерывно в течение года, а только при сравнительно низких температурах наружного воздуха. Поэтому таких потребителей тепловой энергии принято называть сезонными, а их тепловые нагрузки – сезонными тепловыми нагрузками.
Тепловая энергия в системах горячего водоснабжения и в технологических процессах промышленных предприятий расходуется непрерывно в течение года и мало зависит от температуры наружного воздуха. Поэтому тепловые нагрузки на горячее водоснабжение и технологические нужды считаются круглогодовыми тепловыми нагрузками. Только некоторые технологические процессы (сушка зерна, фруктов, консервирование сельскохозяйственных продуктов) связаны с сезонным потреблением тепловой энергии.
2.1.1. Сезонные тепловые нагрузки
Для сезонного теплового потребления характерны следующие особенности:
• в течение года тепловые нагрузки изменяются в зависимости от температуры наружного воздуха;
• годовые расходы теплоты, определяемые метеорологическими особенностями текущего года в районе теплоснабжения (холодная или теплая зима), имеют значительные колебания;
• изменения тепловой нагрузки на отопление в течение суток в основном за счет теплоустойчивости наружных ограждений зданий незначительны;
• расходы тепловой энергии для вентиляции по часам суток могут отличаться большим разнообразием в зависимости от сменности и режимов работы предприятий.
При проектировании систем теплоснабжения для существующих городов и поселков расчетные данные о сезонных тепловых нагрузках следует принимать из проектов отопления и вентиляции. Однако проектную документацию использовать удается далеко не всегда, так как проекты отопления и вентиляции зданий, построенных в разное время различными организациями, как правило, не сохраняются. Если проектные материалы отсутствуют, то расходы теплоты на отопление и вентиляцию допускается определять по укрупненным показателям.
Расчетную тепловую мощность, Вт, систем отопления жилых и общественных зданий определяют по формуле
, (1.1)
где – расчетная мощность систем отопления жилых зданий, Вт; – укрупненный показатель мощности системы отопления, приходящийся на 1 м2 жилой площади, Вт/м2; F – жилая площадь, м2; k – коэффициент, учитывающий расход теплоты на отопление общественных зданий (k = 0,25).
Если объемы зданий известны, то расчетные тепловые нагрузки, Вт, систем отопления определяют по укрупненным показателям по формуле
, (1.2)
где – коэффициент инфильтрации, учитывающий долю расхода теплоты на подогрев наружного воздуха, поступающего в помещение через неплотности ограждений; – удельная тепловая характеристика здания, Вт/(м3°С); V – объем здания по наружному обмеру, м3; – температура воздуха в помещении, °С; – расчетная температура наружного воздуха для проектирования системы отопления, °С.
Удельная тепловая характеристика здания равна средним потерям теплоты 1 м3 здания при разности температур внутреннего и наружного воздуха в 1 °С. За расчетную температуру наружного воздуха при проектировании систем отопления принимают среднюю температуру самой холодной пятидневки, определенную из восьми наиболее холодных зим за 50 лет наблюдений. При расчетной температуре наружного воздуха, равной -31 °С, температура воздуха внутри жилого помещения принимается равной 20 °С, а при более высокой расчетной температуре наружного воздуха, т. е. >31 °С, – внутренняя температура принимается равной 18 °С.
Расчетную тепловую нагрузку на вентиляцию общественных зданий определяют по формуле
, (1.3)
где k1 – коэффициент, учитывающий расход теплоты на вентиляцию, принимают k1 =0,4 для зданий, построенных до 1985 г., и k1 =0,6 – для зданий, построенных после 1985 г.
Расчетная тепловая нагрузка на вентиляцию отдельных зданий может быть найдена по укрупненным показателям
, (1.4)
где – удельный расход теплоты на вентиляцию здания, Вт/(м3°С); – расчетная температура наружного воздуха для проектирования вентиляции, °С.
За расчетную температуру наружного воздуха для проектирования общеобменной вентиляции принимают среднюю температуру наиболее холодного периода, составляющего 15% от продолжительности отопительного сезона.
В системах кондиционирования воздуха, а также в системах вентиляции, предназначенных для борьбы с вредными веществами или при компенсации приточным воздухом вытяжки от местных отсосов, расчетную температуру наружного воздуха для проектирования вентиляции принимают равной расчетной температуре наружного воздуха для проектирования отопления, т. е. .
Расходы теплоты на отопление и вентиляцию промышленных зданий определяют по тепловым балансам, учитывающим дополнительные потери теплоты на нагревание холодных материалов и транспортных средств, поступающих в производственные помещения, а также тепловыделения от технологического оборудования. Поэтому при проектировании систем теплоснабжения промышленных предприятий расчетные расходы теплоты следует принимать из проектных документов отопления и вентиляции. Ориентировочные данные о сезонных тепловых нагрузках промышленных зданий можно рассчитать по формулам (1.2) и (1.4).
Текущие сезонные тепловые нагрузки при любых температурах наружного воздуха tн, отличающихся от расчетных , определяют по формуле
. (1.5)
Средние тепловые нагрузки за отопительный период рассчитывают по формулам:
для отопления
; (1.6)
для вентиляции
, (1.7)
где tср.о – средняя температура наружного воздуха за отопительный период, °С.
Годовые расходы теплоты, (кВтч)/год, для жилых и общественных зданий определяют по формулам:
на отопление
; (1.8)
на вентиляцию
, (1.9)
где no – продолжительность отопительного периода, сут.; z – усредненное за отопительный период число часов работы вентиляции в течение суток (при отсутствии данных рекомендуется принимать z =16 ч).
Продолжительность отопительного сезона для жилых и общественных зданий определяют числом дней с устойчивой температурой наружного воздуха ниже +8 °С.
Зависимость сезонных тепловых нагрузок от температуры наружного воздуха носит линейный характер. Графики часового расхода теплоты на отопление и вентиляцию приведены на рис. 1.1.
Рис. 1.1. График расхода теплоты на отопление и вентиляцию
Минимальный расход теплоты определяют при tн=+8 °С. Участок прямой соответствует тому случаю, когда максимальный расход теплоты на вентиляцию определяется по расчетной температуре наружного воздуха для проектирования систем отопления.
2.1.2. Круглогодовые тепловые нагрузки
Тепловое потребление для целей горячего водоснабжения в течение года изменяется сравнительно мало, но отличается большой неравномерностью по часам суток. Летом расход теплоты в системах горячего водоснабжения жилых зданий по сравнению с зимой уменьшается на 30-35%. Это объясняется тем, что в летнее время температура воды в холодном водопроводе на 10-12 °С выше, чем в зимний период. Кроме того, значительная часть городского населения летом в субботние и воскресные дни выезжает в загородные зоны, т. е. в те дни, когда в жилом секторе зимой наблюдаются максимальные разборы горячей воды.
На рис. 1.2 приведен ориентировочный график расхода теплоты на горячее водоснабжение жилого района, из которого следует, что тепловые нагрузки на горячее водоснабжение имеют не только резкие колебания в пределах суток, но и в течение недели. В жилых домах, оборудованных ваннами, максимальные расходы теплоты зимой наблюдаются в предвыходные и предпраздничные дни.
В промышленности технологические аппараты нередко потребляют теплоту в больших количествах и весьма разнообразно по времени. Это, например, различные сушильные и пропарочные камеры, варочные котлы, гальванические ванны.
Рис. 1.2. Примерный суточный график расхода теплоты на горячее водоснабжение для жилого района
Удельные нормы технологического потребления теплоты относят к единице продукции; они непрерывно изменяются в связи с постоянным совершенствованием технологических процессов. Поэтому расходы теплоты на производственные нужды следует определять по материалам технологических проектов или ведомственным нормам проектирования.
Большое разнообразие тепловых нагрузок различных промышленных предприятий, жилых и общественных зданий, несовпадение по времени их максимумов приводит к необходимости построения графиков теплового потребления как для отдельных зданий, так и для района теплоснабжения в целом. Графики теплового потребления характеризуют изменение тепловых нагрузок по времени. На рис. 1.3 представлен график изменения тепловой нагрузки Q от времени n за некоторый период no. Площадь oabcd, ограниченная линией изменения тепловой нагрузки и осями координат, представляет собой расход теплоты за весь период времени no:
. (1.10)
Если данную площадь заменить равновеликой площадью прямоугольника с основанием no, то высота прямоугольника (ордината Qcp) будет соответствовать средней тепловой нагрузке в течение no:
. (1.11)
Замена площади oabcd равновеликим прямоугольником с высотой, равной Qмакс, позволит определить число часов nm использования максимума тепловой нагрузки
. (1.12)
Числом часов использования максимума нагрузки называется такое время, в течение которого суммарное количество тепловой энергии будет израсходовано при максимальной нагрузке.
Отношение Qмакс/Qср=kч – коэффициент часовой неравномерности расхода теплоты за период времени no. При этом kч= no/nm.
Параметры nm и kч характеризуют неравномерность потребления теплоты за некоторый период времени no, определяются для отдельных зданий и населенных пунктов на основании практического опыта и позволяют производить расчеты, не прибегая к построению графиков. Например, максимальную тепловую нагрузку на горячее водоснабжение жилых и общественных зданий определяют по формуле
, (1.13)
где kч – коэффициент часовой неравномерности расхода теплоты в течение суток, kч =22,4.
Среднюю за отопительный период тепловую нагрузку на горячее водоснабжение жилых и общественных зданий определяют по формулам
, (1.14)
или
, (1.15)
где с – удельная теплоемкость воды, кДж/кг°С; m – количество жителей в районе; g – норма расхода горячей воды для жилых зданий на 1 жителя, л/сут; b – норма расхода воды для общественных зданий района, b = 20 л/челсут; tг, tх – температуры горячей и холодной водопроводной воды, °С; – плотность воды, кг/м3; qг – укрупненный показатель среднечасовой тепловой нагрузки на горячее водоснабжение, приходящийся на 1 человека, Вт/чел.
Нормы расхода воды зависят от благоустроенности жилых домов, гостиниц и приводятся в соответствующих указаниях на проектирование ГВС. Для отдельных жилых домов, общежитий, гостиниц и больниц расчетные тепловые нагрузки на ГВС можно определять по формуле (1.14), принимая b = 0.
В летнее время тепловые нагрузки на горячее водоснабжение определяют по формуле
, (1.16)
где tх.л=15 °С – температура водопроводной воды в летний период времени, °С; tх.з=5 °С – температура водопроводной воды в зимний период времени, °С; 1 – коэффициент, учитывающий снижение расхода горячей воды летом по сравнению с зимой, принимается равным 0,8; для курортных, южных городов и для промпредприятий 1 = 1.
Годовой расход теплоты на горячее водоснабжение обычно определяют по формуле
. (1.17)
2.1.3. Годовые графики тепловых нагрузок
Исследование характера изменения тепловых нагрузок в течение года крайне важно для определения расходов топлива, рационального использования станционного оборудования, а также для технико-экономических расчетов при проектировании и эксплуатации системы теплоснабжения.
На рис. 1.4 приведены два годовых графика потребления теплоты одного и того же района. На графике расхода теплоты по месяцам года (рис. 1.4, а) изменение тепловых нагрузок представлено в той хронологической последовательности, в которой оно имеет место в действительности. На рис. 1.4, б тепловые нагрузки расположены в порядке убывания. В этом случае время n приобретает особый смысл. Здесь n такое время, в течение которого тепловые грузки района не меньше (больше или равны) данной тепловой нагрузки. Если на рис. 1.4, б в начале и в середине выделить одинаковые отрезки Q, то соответствующие им промежутки времени в общем случае будут различны – n1n2. Это значит, что продолжительность тепловых нагрузок Q1+Q, соответствующих интервалу n1, больше или меньше продолжительности тепловых Q2+Q. Поэтому рис. 1.4, б принято называть графиком расхода теплоты по продолжительности. Здесь Q1=Q2=Q.
Рис. 1.4. Годовые графики расхода теплоты: а – по месяцам; б – по продолжительности
При построении графика расхода теплоты по продолжительности сезонных тепловых нагрузок на оси абсцисс обкладывают время n, в течение которого температура наружного воздуха не бывает выше данной tн. Ординаты тепловых нагрузок, соответствующие tн, определяют по формуле (1.5). На рис. 1.5 иллюстрируется графический метод построения графика продолжительности тепловой нагрузки. В левой части строится вспомогательный график, отражающий линейную зависимость расхода теплоты от температуры наружного воздуха.
Рис. 1.5. Суммарный график расхода теплоты по продолжительности для района
Точки графика расхода теплоты по продолжительности (точка с) определяют следующим образом. По tн (точка а) находят величину тепловой нагрузки (отрезок ab), которую переносят на правую часть графика (линия переноса bс). На оси абсцисс n находят точку d, соответствующую данной температуре наружного воздуха tн. Из точки d к оси абсцисс проводят перпендикуляр до пересечения с линией bс. Точка с и является точкой на кривой графика продолжительности тепловой нагрузки, так как ab=dc. Расположение точек d на оси n зависит от климатических условий местности.
2.2. Системы теплоснабжения
2.2.1. Виды систем теплоснабжения
Под термином «теплоснабжение» понимается обеспечение потребителей тепловой энергией. Термин «система теплоснабжения» обозначает совокупность взаимосвязанных энергоустановок, осуществляющих теплоснабжение города, района, предприятия.
Основными элементами системы теплоснабжения являются теплоисточник (тепловая электрическая станция или котельная), тепловые сети, абонентские установки потребителей.
Теплоисточник является определяющим элементом системы теплоснабжения: его мощность и место расположения влияют на тип, линейные размеры, оборудование остальных элементов системы теплоснабжения.
В зависимости от размещения теплоисточника системы теплоснабжения бывают децентрализованные и централизованные.
Централизованное теплоснабжение разделяется на районное теплоснабжение от квартальных и районных котельных и на теплофикацию от теплоэлектроцентралей (ТЭЦ).
Особенностью децентрализованных систем является то, что теплоисточник располагается в непосредственной близости от приемников тепловой энергии (потребителей). В таких системах протяженность тепловых сетей, как правило, невелика, что позволяет осуществлять транспорт теплоносителя практически без теплопотерь.
Децентрализованные системы теплоснабжения подразделяются на индивидуальные и местные. В индивидуальных системах теплоснабжения теплоисточник предназначен для снабжения тепловой энергией отдельного помещения. В местных системах от теплоисточника осуществляется теплоснабжение отдельного здания. Примером индивидуальной системы может служить система поквартирного отопления и горячего водоснабжения, где в качестве теплоисточника выступает настенный газовый котел. Однако устройство таких систем требует дополнительных капитальных вложений при их строительстве. Так, размещение настенных газовых котлов в каждом помещении здания требует устройства дополнительных вытяжных и приточных каналов, противопожарного водопровода, установки повысительных насосов на вводе водопровода в здание для бесперебойной работы газовых котлов.
Местные системы, в отличие от индивидуальных, получили более широкое распространение в отечественном теплоснабжении. В настоящее время существует большая номенклатура отечественных и импортных бытовых котлов малой мощности, которые могут быть использованы в местных системах в качестве теплоисточников.
Для применения как местных, так и индивидуальных систем теплоснабжения необходимо подробное технико-экономическое обоснование путем сравнения с централизованными системами теплоснабжения.
В централизованный системах теплоснабжения теплоисточник и теплоприемники (абоненты) расположены, как правило, на значительном расстоянии. Наличие крупных систем транспорта теплоты, протяженность которых может превышать 10 км, является отличительной особенностью централизованных систем от местных или индивидуальных. Существенными недостатками крупных систем транспорта теплоты являются значительные теплопотери, обусловленные, как правило, несовершенством существующих конструкций тепловой изоляции теплопроводов, и инерционность систем теплоснабжения: при изменении температуры сетевой воды на теплоисточнике транспортное запаздывание у наиболее удаленных потребителей может составлять несколько часов.
По виду теплоносителя системы теплоснабжения разделяются на водяные и паровые.
Водяные системы применяют в основном для отопления, вентиляции и горячего водоснабжения, а в некоторых случаях и для технологических процессов. Паровые системы теплоснабжения в нашей стране распространены главным образом на промышленных предприятиях, где требуется высокотемпературная тепловая нагрузка.
По способу подачи воды на горячее водоснабжение (ГВС) водяные системы теплоснабжения бывают двух типов: закрытые (замкнутые) и открытые (разомкнутые). В закрытых системах воду, циркулирующую в тепловой сети, используют только как греющую среду для нагревания в подогревателях поверхностного типа водопроводной воды, поступающей затем в местную систему горячего водоснабжения; из теплосети вода не отбирается.
В открытых системах теплоснабжения горячая вода к водоразборным приборам местной системы ГВС поступает непосредственно из тепловой сети.
В зависимости от количества трубопроводов, используемых для теплоснабжения данной группы потребителей, водяные системы делятся на одно-, двух-, трех- и многотрубные.
Важным элементом централизованных систем теплоснабжения являются тепловые пункты – тепловые узлы, предназначенные для распределения теплоносителя по видам теплового потребления.
В тепловом пункте размещают оборудование, арматуру, приборы контроля, управления и автоматизации, посредством которых осуществляются: преобразование вида теплоносителя или изменение его параметров; контроль параметров теплоносителя; учет тепловой энергии, расходов теплоносителя и конденсата; регулирование расхода теплоносителя и распределение его по системам теплопотребления; защита местных систем от аварийного повышения параметров теплоносителя; заполнение и подпитка систем теплопотребления; сбор, охлаждение, возврат конденсата и контроль его качества; аккумулирование тепловой энергии; водоподготовка для систем горячего водоснабжения.
Тепловой пункт, обслуживающий два или более зданий, называется центральным тепловым пунктом.
2.2.2. Теплоисточники систем теплоснабжения
Источник теплоты (тепловой энергии) – энергоустановка, предназначенная для производства теплоты (тепловой энергии).
В основе отечественного централизованного теплоснабжения лежит теплофикация, по определению проф. Соколова Е.Я. – «централизованное теплоснабжение на базе комбинированной, т. е. совместной, выработки электрической и тепловой энергии». Теплофикация, с точки зрения термодинамики, является более совершенным, по сравнению с раздельной выработкой, способом производства электрической и тепловой энергии, позволяющим существенно уменьшить расход органического топлива на их выработку. Раздельное производство тепловой и электрической энергии производится на конденсационных электрических станциях (КЭС) и районных паровых или водогрейных котельных. При этом на КЭС не используется значительное количество тепловой энергии отработавшего пара, которая теряется с охлаждающей водой в конденсаторе турбинной установки. Принципиальная схема паротурбинной конденсационной электростанции без промежуточного перегрева пара приведена на рис. 2.1.
Паровые и водогрейные котельные предназначены для покрытия тепловой нагрузки систем теплоснабжения при раздельной выработке или могут выступать в качестве пиковых источников тепловой мощности при комбинированном производстве тепловой и электрической энергии.
Рис. 2.1. Тепловая схема КЭС:
1 – теплофикационная турбина; 2 – электрогенератор; 3 – энергетический котел; 4 – конденсатор;
5 – конденсатный насос; 6 – деаэратор повышенного давления; 7 – конденсатный насос регенеративных подогревателей; 8 – питательный насос; 9 – регенеративные подогреватели низкого давления; 10 – регенеративные подогреватели высокого давления
Основными элементами котельных установок являются: паровой (водогрейный) котлоагрегат, тягодутьевые и питательные устройства, оборудование водоподготовки, деаэратор.
Пар, вырабатываемый на паровой котельной, может быть использован одновременно для покрытия тепловых нагрузок промышленных потребителей и системы теплоснабжения (рис. 2.2).
В отечественной теплоэнергетике комбинированная выработка тепловой и электрической энергии производится на городских, районных и промышленных ТЭЦ различной мощности. Электрические станции, предназначенные для комбинированной выработки тепловой и электрической энергии, оборудованы паротурбинными установками единичной мощностью 6 250 МВт с регулируемыми отборами пара. Рабочее давление на ТЭЦ среднего давления составляет 4 МПа, высокого давления 9 и 13 МПа, на ТЭЦ сверхкритических параметров пара – 24 МПа. На ТЭЦ, как правило, устанавливаются турбины с конденсатором и отборами пара: П с производственным отбором, Т с отопительными отборами, ПТ с производственным и отопительным отбором или турбины с противодавлением (Р). В маркировку турбины входят тип, номинальная электрическая мощность в МВт, рабочее давление в кгс/см2 и номер модификации. Так, турбина
Т-105-130-2 представляет собой турбину с конденсатором и отопительными отборами, электрической мощностью 105 МВт, с рабочим давлением острого пара 130 кгс/см2, второй модификации. В маркировку турбин типа Р, П и ПТ, кроме того, входит величина противодавления или давления производственного отбора в кгс/см2.
Рис. 2.2. Схема паровой котельной:
1 паровой котел; 2 редукционно-охладительная установка; 3 деаэратор питательной воды;
4 питательный насос; 5 узел умягчения и очищения воды; 6 подогреватель химически очищенной воды; 7 подпиточный насос; 8 вакуумный деаэратор; 9 регулятор подпитки;
10 сетевой насос; 11, 12 обратная и подающая магистрали теплосети; 13 охладитель конденсата; 14 пароводяной подогреватель сетевой воды; 15 регулятор температуры; 16 трубопровод исходной воды
Схема водогрейной котельной представлена на рис. 2.3.
Рис. 2.3. Схема водогрейной котельной:
1 – водогрейный котел; 2 – сетевой трубопровод; 3 – сетевой насос; 4 – трубопровод исходной воды; 5 – трубопровод греющего агента; 6 – вакуумный деаэратор; 7 – трубопровод деаэрированной воды;
8 – подогреватель исходной воды; РТ – регулятор температуры; РД – регулятор давления
На рис. 2.4 представлена принципиальная схема ТЭЦ с теплофикационной турбиной типа Т.
На ТЭЦ, где установлены турбины с противодавлением (типа Р), весь отработавший пар подается потребителям, т. е. количество вырабатываемой электроэнергии непосредственно зависит от расхода отработавшего пара. Эффективность работы такой установки определяется величиной и продолжительностью в году присоединенной тепловой нагрузки.
Особенностью турбоустановок типа П, Т и ПТ является то, что они имеют один, два или три регулируемых отбора. При одном регулируемом отборе отработавший в турбине пар поступает, как правило, на производственные нужды и регулируемый отбор называется производственным (турбины типа П).
Рис. 2.4. Принципиальная схема ТЭЦ высокого давления с турбиной типа Т: обозначения
1 – 10 те же, что на рис. 2.1; 11 – трубопровод питательной воды; 12, 13 – соответственно нижний и верхний отопительные отборы; 14, 15 – соответственно теплофикационные подогреватели нижней и верхней ступеней; 16, 17 – сетевые насосы первого подъема и второго подъема; 18 – пиковый водогрейный котел; 19 – конденсатные насосы теплофикационных подогревателей; 20 – подпиточная линия; 21 – вакуумный деаэратор; 22 – узел умягчения; 23 – бак-аккумулятор; 24 – подпиточный насос; 25 – трубопровод греющего агента деаэратора; 26 – сетевой трубопровод; 27 – встроенный пучок в конденсаторе; 28 – регулятор подпитки
Турбина типа ПТ характеризуется тем, что один из регулируемых отборов турбины является производственным, другие (один или два) – отопительными. Пределы регулирования давления пара производственного отбора турбины типа ПТ 0,8 1,8 МПа, отопительных – 0,03 0,25 МПа.
Регулируемые отборы турбины типа Т (рис. 2.4) предназначены для покрытия тепловой нагрузки системы теплоснабжения и называются отопительными. Тепловая нагрузка централизованной системы теплоснабжения покрывается при этом за счет нагрева сетевой воды в теплофикационных подогревателях 14 и 15 паром низкого давления, отработавшим при выработке электроэнергии в турбине 1. Давление отработавшего пара в отопительных отборах можно регулировать в довольно широких пределах: 0,03 0,25 МПа. Максимальная температура нагрева сетевой воды после теплофикационных подогревателей 14 и 15 ограничена давлением насыщения в верхнем отопительном отборе и не превышает 120 130 С, поэтому в пиковый период при низких температурах наружного воздуха для покрытия нагрузки системы теплоснабжения производится дополнительный подогрев сетевой воды до расчетной температуры в пиковом водогрейном котле 18.
При понижении температуры наружного воздуха увеличивается тепловая нагрузка района. Одновременно должна повышаться температура воды в тепловой сети, а для этого необходимо повышать давление отработавшего пара, используемого для подогрева воды. При расчетной наружной температуре тепловая нагрузка района достигает максимума. Однако длительность стояния наиболее низких температур отопительного периода обычно невелика, поэтому максимальный отпуск теплоты имеет кратковременный характер.
Если тепловая мощность отборов турбин выбирается по максимуму тепловой нагрузки, присоединенной к ТЭЦ, то годовая длительность использования максимума тепловой мощности отборов мала, так как большую часть года они недогружаются. В то же время по условиям покрытия графика электрической нагрузки энергосистемы число часов использования максимума электрической мощности теплофикационных турбин должно составлять обычно около 5 – 6 тыс. ч/год. Это приводит к существенному увеличению доли конденсационной выработки в годовом производстве электрической энергии на ТЭЦ. Прямым следствием такого решения является перерасход топлива в энергосистеме, поскольку расход топлива на конденсационную выработку электрической энергии на ТЭЦ больше, чем на конденсационных тепловых электростанциях с теми же начальными параметрами. Завышение электрической мощности ТЭЦ вызывает также неоправданный перерасход капиталовложений из-за более высокой удельной стоимости ТЭЦ по сравнению с современными мощными конденсационными электростанциями.
Для уменьшения конденсационной выработки электрической энергии на ТЭЦ целесообразно максимум сезонной тепловой нагрузки покрывать отработавшим паром теплофикационных турбин не полностью, а частично. Часть теплоты целесообразно отпускать непосредственно из котлов. Максимальный отпуск теплоты в системе теплоснабжения можно представить как сумму двух слагаемых
, (2.1)
где Q'т – расчетная тепловая нагрузка системы; Q'отб – расчетная тепловая нагрузка отборов теплофикационных турбин; Q'п – пиковая тепловая нагрузка, покрываемая непосредственно от котлов.
Для выяснения режима работы теплофикационного оборудования, определения давления пара в регулируемых отборах теплофикационных турбин, подсчета годового расхода топлива на ТЭЦ при различных методах регулирования отпуска теплоты и разных коэффициентах теплофикации удобно пользоваться годовыми графиками продолжительности тепловой нагрузки и параметров теплоносителя.
На рис. 2.5 представлено распределение тепловой нагрузки ТЭЦ между отборами и пиковыми котлами при коэффициенте теплофикации тэц<1. Коэффициент теплофикации – доля расчетной тепловой нагрузки системы теплоснабжения, удовлетворяемая из отборов турбин ТЭЦ:
. (2.2)
На рис. 2.5 слева показана зависимость тепловой нагрузки от наружной температуры (кривая abcdekо). При наружной температуре tн тепловая нагрузка системы равна тепловой мощности теплофикационных турбин. При тепловой нагрузке Q < Q'отб все тепловое потребление удовлетворяется отработавшим паром от теплофикационных турбин. Как видно из рис. 2.5, такое положение имеет место при температурах наружного воздуха tн > tн. При температурах наружного воздуха tн < tн тепловая нагрузка системы превышает тепловую мощность теплофикационных турбин Qт > Q'oтб, и поэтому для покрытия тепловой нагрузки кроме теплоты из отборов турбин используется также теплота непосредственно из котлов. При расчетной наружной температуре тепловая нагрузка системы достигает максимального значения Q'т. При этом режиме отдача теплоты от пиковых котлов в тепловую сеть также достигает максимального значения Q'n.
Рис. 2.5. Распределение тепловой нагрузки ТЭЦ между теплофикационными отборами и пиковыми водогрейными котлами: Q’т, Q’отб, Q’п – расчетные тепловые нагрузки соответственно ТЭЦ, отборов, пиковых котлов; tн.к, tн, – температуры наружного воздуха соответственно начала отопительного периода, начала пикового режима работы, расчетная; nо, nл – продолжительность соответственно отопительного и летнего периода
В отечественном теплоснабжении широкое распространение в качестве пиковых источников мощности получили водогрейные котлы, к которым предъявляются значительно меньшие требования по экономичности, чем к основным источникам теплоты. Такой подход к экономичности пиковых источников теплоты объясняется тем, что большая часть годового отпуска теплоты от ТЭЦ (площадка lmnpsor на рис. 2.5) обеспечивается за счет высокоэкономичных отборов пара на сетевые подогреватели теплофикационных турбин. Считается, что пиковые источники мощности работают небольшое число часов в году, которое при температурах наружного воздуха – 15 С15. Присоединение подогревателей горячего водоснабжения не менее чем у 75% абонентов должно быть выполнено по двухступенчатой последовательной схеме (рис. 4.8).
Сетевая вода перед поступлением в систему отопления проходит через подогреватель верхней ступени, где температура ее снижается от 1 до 1,о. Расход воды на горячее водоснабжение изменяется регулятором температуры РТ. Обратная вода после системы отопления поступает в подогреватель нижней ступени, где остывает от 2,о до 2. Постоянный расход сетевой воды на вводе поддерживается регулятором PP. Последовательное включение подогревателя верхней ступени дает возможность использовать в качестве теплового аккумулятора строительные конструкции здания. В часы максимального водопотребления снижается температура воды, поступающей в систему отопления, что приводит к уменьшению отдачи теплоты. Этот небаланс компенсируется в часы минимального водопотребления, когда в систему отопления поступает вода с температурой более высокой, чем требуется по отопительному графику. Суточный баланс теплоты на отопление обеспечивается при расчете температурного графика по «балансовой» нагрузке горячего водоснабжения , несколько превышающей среднечасовой расход теплоты на горячее водоснабжение
, (4.32)
где б – балансовый коэффициент, учитывающий неравномерность суточного графика горячего водоснабжения, обычно б=1,2.
Задачей расчета является определение перепадов температур сетевой воды в подогревателе верхней ступени 1=1 –1,о и нижней ступени 2=2,о –2.
При постоянном расходе сетевой воды и при «балансовой» нагрузке горячего водоснабжения суммарный перепад температур сетевой воды в подогревателях верхней и нижней ступени – величина постоянная:
, (4.33)
где о – расчетная разность температур сетевой воды по отопительному графику.
Перепады температур сетевой воды в подогревателях верхней и нижней ступени определяют для каждого диапазона отдельно.
Диапазон I. Предварительно определяют температуру водопроводной воды на выходе из подогревателя нижней ступени I при температуре наружного воздуха и , задавшись величиной недогрева = 510 °С:
. (4.34)
Перепад температур сетевой воды в подогревателе нижней ступени находят из уравнения
, (4.35)
откуда
. (4.36)
При известном суммарном перепаде температур значение определяют из выражения
. (4.37)
Диапазон II. Перепад температур сетевой воды в подогревателе нижней ступени находят по формуле
. (4.38)
По найденным значениям 1 и 2 и известным температурам воды отопительно-бытового графика (1,о, 2,о) находят температуры в подающем и обратном трубопроводах при регулировании по совместной нагрузке отопления и горячего водоснабжения:
, (4.39)
. (4.40)
Графики температур, построенные с помощью равенств (4.39), (4.40), называют повышенными (рис. 4.9).
По мере понижения температуры наружного воздуха и роста температуры воды после отопления соответственно возрастает нагрузка подогревателя нижней ступени и увеличивается значение 2. Перепад температур сетевой воды в подогревателе верхней ступени пропорционально уменьшается.
Рис. 4.9. График температур при центральном регулировании по совмещенной нагрузке отопления и горячего водоснабжения в закрытой системе теплоснабжения («повышенный» температурный график):
1,о, 2,о – отопительно-бытовой график регулирования; 1, 2 – повышенный график
При независимом присоединении отопительных установок (рис. 4.10) для расчета повышенного графика необходимо предварительно определить по формулам (4.24) и (4.25) температуры сетевой воды перед подогревателем 1,т и после него 2,т. Расчет перепадов температур в ступенях I и II подогревателя горячего водоснабжения производится по формулам (4.32) – (4.40), при этом принимают вместо 1,о и 2,о соответственно 1,т и 2,т.
Расчет графиков центрального регулирования производят по режиму теплопотребления «типового» абонента, для которого отношение средней часовой нагрузки горячего водоснабжения к расчетной отопительной такое же, как в целом по району. Для абонентов, режим теплопотребления которых отличается от типового, предусматривается групповое или местное регулирование.
Рис. 4.10. Независимая схема присоединения отопительной системы при двухступенчатом последовательном присоединении подогревателей горячего водоснабжения: ПО – подогреватель отопления: ЦН – циркуляционный насос:
РО – регулятор отопления; ДТ – датчик температуры воздуха в помещении
При разнородной тепловой нагрузке абонентов целесообразно сочетание центрального качественного регулирования по совмещенной нагрузке с местным количественным регулированием. Это становится возможным при замене регуляторов расхода РР регуляторами отопления РО, осуществляющими местное регулирование отопительных систем по импульсу от температуры воздуха в отапливаемом помещении (рис. 4.10) или от устройства, моделирующего внутренний тепловой режим помещения.
2.4.5. Регулирование открытых систем теплоснабжения
В открытых системах теплоснабжения разбор воды на горячее водоснабжение осуществляется в зависимости от температуры воды в сети. При температуре воды в подающем трубопроводе, равной 60 °С, водоразбор ведется только из подающей линии. С повышением температуры сетевой воды (1>60 °C) водоразбор осуществляется одновременно из обоих трубопроводов в таком соотношении, чтобы температура воды, поступающей на горячее водоснабжение, была равна 60 °С. В холодный период отопительного сезона при 2,о 60 °С разбор воды происходит только из обратной магистрали. Для смешения воды в абонентских узлах ввода предусматривается установка терморегуляторов (рис. 4.11). Изменение места и величины водоразбора существенно влияет на гидравлический и тепловой режимы системы теплоснабжения.
Выбор метода центрального регулирования производится в зависимости от соотношения тепловых нагрузок горячего водоснабжения и отопления, а также схемы абонентского узла ввода. Центральное качественное регулирование по отопительной нагрузке применяется при отношении Qср.гвс/Qo < 0,15 и присоединении систем отопления и горячего водоснабжения к тепловой сети по принципу несвязанного регулирования (рис. 4.11). В этом случае расход воды на отопление поддерживается регулятором расхода РР и не зависит от нагрузки горячего водоснабжения.
Рис. 4.11. Схема абонентского ввода в открытых системах теплоснабжения и графики температур и расхода воды на горячее водоснабжение при центральном качественном регулировании по отопительной нагрузке: С – смеситель; ОК – обратный клапан
Температура сетевой воды в подающем и обратном трубопроводах изменяется по графику качественного регулирования отопительной нагрузки при минимально допустимой температуре воды в подающей магистрали = 60 °С (рис. 4.11).
Расчетный расход воды на горячее водоснабжение определяется по формуле
. (4.41)
Величина водоразбора из подающей линии и из обратной равна:
; (4.42)
, (4.43)
где – доля водоразбора из подающего трубопровода.
Из уравнения теплового баланса узла смешения горячего водоснабжения и равенств (4.41), (4.42) получим
. (4.44)
В течение отопительного сезона доля водоразбора из подающей магистрали изменяется в пределах 0< <1 (рис. 4.11). В холодный период отопительного сезона при температуре обратной воды 2,о >60 °С расход воды на горячее водоснабжение снижается пропорционально отношению (tг – tx)/( 2,о – tx).
В этом диапазоне расход сетевой воды на горячее водоснабжение равен:
. (4.45)
При суммарном среднечасовом расходе теплоты на горячее водоснабжение более 15% расчетного часового расхода теплоты на отопление (Qср.гвс/Qo >0,15) регулирование открытых систем производится по совмещенной нагрузке отопления и горячего водоснабжения качественным или качественно-количественным методом.
Центральное качественное регулирование по совмещенной нагрузке (скорректированный температурный график) применяют при соотношении тепловых нагрузок у большинства потребителей в пределах 0,15 Qср.гвс/Qo 0,3. Регуляторы расхода в абонентских узлах ввода устанавливают перед ответвлением на горячее водоснабжение (рис. 4.12); они поддерживают постоянный расход воды, равный расчетному на отопление.
Рис. 4.12. Схема абонентского ввода в открытых системах теплоснабжения при центральном качественном регулировании по совмещенной нагрузке отопления и горячего водоснабжения
Водоразбор из подающей линии уменьшает поступление сетевой воды в систему отопления. Небаланс теплоты на отопление компенсируется некоторым повышением температуры в подающем трубопроводе по сравнению с отопительным графиком. При этом методе регулирования строительные конструкции здания могут быть использованы в качестве аккумулятора теплоты, выравнивающего неравномерности суточного графика теплопотребления.
Для сохранения суточного баланса теплоты на отопление основной расчет проводится по балансовой нагрузке горячего водоснабжения с балансовым коэффициентом, равным б =1,1.
Расход воды на отопление при любой температуре наружного воздуха и балансовой нагрузке горячего водоснабжения определяют из уравнения теплового баланса системы отопления с учетом водоразбора на горячее водоснабжение:
, (4.46)
где G'o – расчетный расход воды на отопление, кг/с.
Подставив значение из выражения (4.44) и разделив равенство (4.46) на величину расчетного расхода на отопление G'o, найдем относительный расход воды:
. (4.47)
С учетом значения 2,о в формуле (4.30) после алгебраических преобразований получим
, (4.48)
где б.
Температуру воды в подающем и обратном трубопроводах определяют по формулам
; (4.49)
. (4.50)
На рис. 4.13 показан скорректированный график температур воды и изменение расхода воды на отопление. При температуре обратной воды 2,о >60 °С водоразбор осуществляется только из обратной магистрали. В этом диапазоне в систему отопления поступает расчетный расход воды , вследствие чего скорректированный график соответствует отопительному.
Качественно-количественное регулирование по совмещенной нагрузке отопления и горячего водоснабжения осуществляется двумя методами: искусственным изменением давления и при свободном располагаемом давлении на коллекторах ТЭЦ.
Регулирование изменением давления в открытых системах применяется относительно редко, так как область использования этого метода ограничена небольшой нагрузкой горячего водоснабжения Qгвс/Qo 0,l.
Качественно-количественное регулирование при свободном располагаемом давлении на коллекторах станции применяется при отношении тепловых нагрузок у типового абонента в пределах 0,3> Qср.гвс/Qo >0,l. Принципиальная схема узла ввода показана на рис. 4.14. Диафрагмы на подающем и обратном трубопроводах устанавливаются при начальной регулировке сети. Это осуществляется при выключенной нагрузке горячего водоснабжения. Подбором соответствующих диаметров диафрагм обеспечиваются одинаковые давления в подающей и обратной линиях во всех абонентских вводах. В этих условиях расход воды у однотипных абонентов изменяется по одному закону.
Рис. 4.13. Графики центрального качественного регулирования открытых систем теплоснабжения по совмещенной нагрузке отопления и горячего водоснабжения: а – скорректированный график температур; б – распределение относительного расхода воды между системами отопления и горячего водоснабжения; – относительный расход сетевой воды в подающем трубопроводе; – то же, в обратном трубопроводе; – относительный расход сетевой воды на горячее водоснабжение из подающего трубопровода; – относительный расход горячей воды из обратной линии
Рис. 4.14. Схема абонентского ввода при открытой системе теплоснабжения и центральном качественно-количественном регулировании по совмещенной нагрузке отопления и горячего водоснабжения: ПС – постоянное гидравлическое сопротивление
Расчет графиков производится по методике Соколова. Относительный эквивалент расхода сетевой воды на отопление в зависимости от расхода теплоты на отопление и горячее водоснабжение рассчитывают по формуле
, (4.51)
где , , – относительные гидравлические характеристики соответственно подающей линии, элеватора и обратной линии;
;
.
Температуры сетевой воды в подающем и обратном трубопроводах рассчитывают по формулам
; (4.52)
. (4.53)
Относительные эквиваленты расхода воды в подающей и обратной линиях определяют по формулам
; (4.54)
, (4.55)
где Wг – эквивалент расхода воды на горячее водоснабжение. Графики регулирования показаны на рис. 4.15.
Рис. 4.15. Графики центрального качественно-количественного регулирования открытых систем теплоснабжения по совмещенной нагрузке отопления и горячего водоснабжения при свободном располагаемом давлении на коллекторах станции:
1 – качественное регулирование;
2 – качественно-количественное регулирование
При водоразборе из обратной магистрали расход воды на отопление превышает расчетную величину (>1). Для сохранения баланса теплоты на отопление температура сетевой воды в подающем трубопроводе в этом диапазоне регулирования несколько ниже отопительного графика. Водоразбор из подающей магистрали сокращает поступление воды в отопительную установку (<1), в связи с чем температура в подающем трубопроводе должна быть выше, чем при регулировании по отопительному графику.
2.4.6. Графики суммарного расхода воды
Расход воды в тепловых сетях зависит от величины и характера тепловой нагрузки, схем абонентских узлов ввода и принятого метода регулирования.
В закрытых системах расходы воды в подающем и обратном трубопроводах одинаковы. При регулировании по отопительной нагрузке общий расход сетевой воды определяется суммой расходов для всех видов теплопотребления.
На рис. 4.16, а приведен график суммарного расхода воды при параллельной схеме включения подогревателей горячего водоснабжения. Максимальный расчетный расход имеет место при температуре наружного воздуха в точке излома температурного графика
, (4.56)
где – расчетные расходы сетевой воды соответственно на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение.
В течение отопительного сезона суммарный расход воды уменьшается из-за местного количественного регулирования систем вентиляции и горячего водоснабжения. Изменение расхода воды приводит к изменениям давления в узловых точках сети и к изменению гидравлического режима системы.
Применение двухступенчатых схем включения водоподогревателей позволяет снизить расчетный расход воды благодаря более полному использованию теплоты обратной воды. Дальнейшее снижение расхода воды достигается при регулировании по совмещенной нагрузке отопления и горячего водоснабжения. При этом методе регулирования не предусматривается подача дополнительного расхода сетевой воды на горячее водоснабжение. Расчетный расход воды определяется по формуле
. (4.57)
График суммарного расхода воды в открытой системе теплоснабжения показан на рис. 4.16, б.
Рис. 4.16. Графики суммарного расхода сетевой воды: а – в закрытых водяных системах; б – в открытых системах
а) б)
Общий расход в подающем трубопроводе равен сумме расходов воды для всех видов теплоснабжения
. (4.58)
Расход в обратной магистрали меньше расхода в подающей линии на величину водоразбора
. (4.59)
Максимальный расход, как и в закрытой системе, имеет место при температуре наружного воздуха, соответствующей точке излома температурного графика . С понижением температуры наружного воздуха расход воды уменьшается за счет роста водоразбора из обратной магистрали и местного количественного регулирования вентиляционной нагрузки.
Водоразбор из подающей магистрали увеличивает расход воды в трубопроводах, в то время как при водоразборе из обратной линии расход в сети уменьшается. Расчетный расход воды для выбора диаметров магистральных и распределительных трубопроводов при регулировании по отопительной нагрузке определяется по формуле
. (4.60)
При регулировании по совмещенной нагрузке отопления и горячего водоснабжения расчетный расход сетевой воды определяют без учета нагрузки горячего водоснабжения по формуле (4.57).
2.5. Гидравлический расчет тепловых сетей
2.5.1. Основные задачи и расчетные зависимости
При проектировании тепловых сетей основная задача гидравлического расчета состоит в определении диаметров труб по заданным расходам теплоносителя и располагаемым перепадам давлений во всей сети или в отдельных ее участках.
В процессе эксплуатации тепловых сетей возникает необходимость решения обратных задач по определению расходов теплоносителя на участках сети или давлений в отдельных точках при изменении гидравлических режимов. Результаты гидравлического расчета используются для построения пьезометрических графиков, выбора схем абонентских вводов, подбора насосного оборудования, определения стоимости тепловой сети и других целей.
При течении теплоносителя в протяженных тепловых сетях систем теплоснабжения потери напора складываются из потерь напора в местных сопротивлениях и потерь напора, происходящих по длине трубопроводов (линейных потерь напора). Запорная и регулирующая арматура, участки изгиба трубопроводов, компенсаторы, сужения и расширения трубопроводов и другие местные сопротивления являются причиной падения напора в трубопроводах.
Падение напора (давления) на линейном участке трубопровода
, (5.1)
, (5.2)
где hл – удельное падение напора, м/м; Rл – удельное падение давления, Па/м; lл – длина трубопровода, м.
По формуле Дарси
, (5.3)
, (5.4)
где – коэффициент гидравлического трения (безразмерная величина); – скорость движения жидкости, м/с; g – ускорение свободного падения, м/с2; d – внутренний диаметр трубы, м; V – объемный расход теплоносителя, м3/ч; – плотность теплоносителя, кг/м3; G – массовый расход теплоносителя, кг/с.
Коэффициент гидравлического трения зависит от режима движения жидкости и степени шероховатости стенки трубы. Режим движения жидкости характеризуется числом Рейнольдса Re и бывает ламинарными (Re2300) и турбулентным (Re2300).
Параметрами, характеризующими степень шероховатости стенки трубы, являются эквивалентная (абсолютная) шероховатость kе, которая представляет высоту выступа шероховатости, и относительная шероховатость kе/r (r – радиус трубопровода). Согласно СНиП для гидравлических расчетов следует принимать следующие значения эквивалентной шероховатости:
• для паропроводов – kе=0,0002 м;
• для водяных тепловых сетей – kе=0,0005 м;
• для сетей горячего водоснабжения – kе=0,001 м.
Применение более высоких значений эквивалентной шероховатости для гидравлических расчетов должно быть подтверждено специальными испытаниями трубопроводов тепловых сетей.
С увеличением числа Re коэффициент гидравлического сопротивления монотонно уменьшается. При превышении некоторого числа Reпр коэффициент гидравлического сопротивления остается постоянным. В этом случае коэффициент гидравлического трения зависит только от относительной эквивалентной шероховатости kе/r и определяется по формуле проф. Б. Л. Шифринсона
. (5.5)
При ReReпр в трубопроводах зависимость падения давления от расхода воды подчиняется квадратичному закону. Режимы движения жидкости в тепловых сетях, как правило, являются турбулентными и характеризуются числами ReReпр. Потери напора (давления) в сети описываются следующим уравнением:
(5.6)
или
, (5.7)
где Sр = Sg – характеристика сопротивления сети, выраженная через единицы давления (падение давления при V=1), Пас2/м6; S – характеристика сопротивления сети, выраженная через единицы напора (потеря напора при V=1); V расход воды, м3/с.
Характеристика сопротивления сети описывается уравнением
(5.8)
или
, (5.9)
где АR=0,0894 kе0,25, м0,25; l – длина участка трубопровода, м; d – диаметр трубопровода, м; – эквивалентная длина местных сопротивлений, т.е. такая длина прямолинейного трубопровода, линейные потери давления в котором численно равны потерям давления в местных сопротивления, м; сумма коэффициентов местных сопротивлений.
Из уравнений (5.6)(5.9) следует, что сопротивление сети зависит от ее геометрических характеристик (длина и диаметр), абсолютной шероховатости внутренней поверхности труб, эквивалентной длины местных сопротивлений. Гидравлическая характеристика сопротивления сети не зависит от расхода воды, что позволяет определять величину сопротивления сети по режиму, для которого известен расход воды и соответствующее этому расходу падение давления.
2.5.2. Методика расчета трубопроводов
Расчетным участком разветвленной сети принято называть трубопровод, в котором расход теплоносителя не изменяется. Расчетный участок располагается, как правило, между соседними ответвлениями.
Иногда расчетный участок приходится делить на два или несколько, если в его пределах требуется изменить диаметры труб.
В первую очередь гидравлический расчет ведут по участкам в направлении главной магистрали, соединяющей источник теплоты с наиболее удаленным абонентом. В паровых тепловых сетях, когда требуемое давление пара у абонентов различно, неизбежно приходится сначала рассчитывать те трубопроводы, которые соединяют источник теплоты с абонентом, требующим максимальное давление пара.
Пусть число участков вдоль главной магистрали равно n, расчетные расходы теплоносителя Gl, G2, G3, ... Gn, а располагаемый перепад давлений во всей сети Рс (рис. 5.1).
Рис. 5.1. Расчетная схема тепловой сети
Тогда для каждого участка сети можно записать:
• ;
• ;
• .
Таким образом, для определения диаметров труб можно записать (n+1) уравнений, при числе неизвестных 2n (неизвестны Р1, Р2, ..., Рn; dl, d2, ..., dn). Для однозначного решения данной системы уравнений следует задаться оптимальным законом распределения давлений по главной магистрали.
Обычно принимают, что давление вдоль главной магистрали падает равномерно, т. е. R1=R2=…=Rn=Rл.ср; 1=2=…=n=ср.
Тогда
,
откуда
. (5.10)
По величине средней удельной потере давления Rл.ср и известным расходам теплоносителя можно определить такие диаметры труб, при которых располагаемое циркуляционное давление Рc будет достаточно полно использовано.
В предварительных расчетах, когда не известны диаметры труб, доля потерь давления в местных сопротивлениях может быть ориентировочно определена по формуле Б. Л. Шифринсона
, (5.11)
где z – коэффициент, для водяных сетей z=0,01, для паровых сетей z=0,050,1; G – расход теплоносителя в начальном участке разветвленного теплопровода, т/ч.
Перед гидравлическим расчетом необходимо: начертить в масштабе расчетную схему трубопроводов; разделить ее на участки; определить длины участков и расчетные расходы теплоносителя.
Расчет выполняют в два этапа: предварительный и окончательный.
В предварительном расчете определяют:
• по формуле (5.11) – ориентировочное значение ср;
• по формуле (5.10) – значение средней удельной потери давления Rл.cp;
• по известным расходам теплоносителя на участках Gl, G2, …, Gn и Rл.cp с помощью таблиц или номограмм – диаметры труб с округлением до стандартных размеров.
В окончательном расчете уточняются гидравлические сопротивления на всех участках сети при выбранных диаметрах труб следующим образом:
• при округлении диаметров труб до стандартных размеров по тем же таблицам или номограммам определяют фактические значения удельных потерь давления по длине Rl, R2, Rn и, если необходимо, скорости теплоносителя wl, w2, ..., wn;
• определяют эквивалентные длины местных сопротивлений на расчетных участках lэl, lэ2, .... lэn;
• вычисляют полные потери давления на участках сети
R1(l1+lэ1), R2(l2+lэ2), …, Rn(ln+lэn);
• определяют суммарные гидравлические сопротивления для всех участков расчетной магистрали, которые сравнивают с располагаемым в ней перепадом давления:
.
Расчет считается удовлетворительным, если гидравлические сопротивления не превышают располагаемый перепад давлений и отличаются от него не более чем на 10%. В этом случае расчетный расход теплоносителя будет обеспечен с ошибкой не более 3,5%. Диаметры труб ответвлений рассчитывают в такой же последовательности.
Конечные результаты гидравлического расчета следует перевести в м вод. ст., если по его данным предполагается построение пьезометрического графика.
2.5.3. Особенности расчета водяных тепловых сетей
В таблицах для гидравлического расчета наружных тепловых сетей плотность воды принимается равной 958,4 кг/м3, что соответствует температуре 100 °С. При этих условиях коэффициент кинематической вязкости воды равен 0,29610-6 м2/с. После подстановки в уравнение (5.9) значения по формуле (5.5) и имея 5 в виду указанные выше величины , , kэ=0,5, получим
. (5.12)
Зависимость между расходом воды и скоростью при данных условиях примет вид
. (5.13)
По уравнениям (5.12) и (5.13) построена номограмма для гидравлического расчета трубопроводов водяных тепловых сетей (рис. 5.2).
Расчетные расходы воды зависят от схем абонентских вводов графиков регулирования отпуска теплоты, назначения трубопроводов и в общем виде определяются по формуле
, (5.14)
где Go, G"в, Gг, Gт – расчетные расходы воды соответственно на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение и технологические нужды, т/ч.
Для магистральных и распределительных трубопроводов расчетный расход воды на горячее водоснабжение в двухтрубных закрытых системах теплоснабжения принимается равным среднечасовому расходу воды за сутки, а в открытых системах — тоже среднечасовому расходу, но с коэффициентом 0,6.
В ответвлениях к отдельным зданиям, а также в распределительных сетях для группы жилых зданий с общим количеством жителей до 6000 чел. за расчетный расход на горячее водоснабжение принимают максимальный часовой расход воды.
Располагаемый перепад давлений в тепловой сети необходимо обосновывать технико-экономическими расчетами. При отсутствии данных для экономического обоснования удельные потери давления вдоль главной магистрали рекомендуется принимать до 80 Па/м. Для отдельных участков – по располагаемому давлению, но не более 300 Па/м.
Диаметры распределительных трубопроводов принимают не менее 50 мм, а ответвлений – не менее 25 мм.
Рис. 5.2. Номограмма для расчета трубопроводов водяных тепловых сетей
(kэ = 0,5 мм, =958 кг/м3)
Неиспользованное в ответвлениях давление рекомендуется погасить в соплах элеваторов или, в крайнем случае, дросселировать шайбами. При этом шайбы следует устанавливать не на общем вводе, а на трубопроводах каждого потребителя теплоты данного здания (отопление, вентиляция, горячее водоснабжение).
2.5.4. Пьезометрический график
Распределение давлений в тепловых сетях удобно изображать в виде пьезометрического графика, который дает наглядное представление о давлении или напоре в любой точке тепловой сети и поэтому обеспечивает большие возможности учета многочисленных факторов (рельеф местности, высота зданий, особенности абонентских систем) при выборе оптимального гидравлического режима.
Пьезометрические графики разрабатываются для зимних и летних расчетных условий. Проектирование открытых систем теплоснабжения связано с необходимостью построения пьезометрических графиков для отопительного сезона с учетом максимальных водоразборов из подающих и отдельно из обратных трубопроводов. Давление, выраженное в линейных единицах измерения, называется напором давления или пьезометрическим напором. В системах теплоснабжения пьезометрические графики характеризуют напоры, соответствующие избыточному давлению, и они могут быть измерены обычными манометрами с последующим переводом результатов измерения в метры.
Рис. 5.3. Пьезометрический график двухтрубной тепловой сети с зависимыми схемами присоединения систем отопления: 1 –сетевой насос; 2 – перемычка сетевого насоса;
3 – станционный водонагреватель; 4 – расширительный бак
Рассмотрим пьезометрический график упрощенной системы теплоснабжения (рис. 5.3). Циркуляция воды в замкнутой сети осуществляется насосом 1. Расширительный бак 4, уровень воды в котором поддерживается постоянным, присоединен к обводной линии циркуляционного насоса 2. В реальных условиях вместо расширительного бака обычно устанавливают подпиточный насос. Если сетевой насос не работает, то напоры во всех точках системы теплоснабжения определяются уровнем воды в расширительном баке. При таком статическом состоянии системы теплоснабжения пьезометрический график представляет собой горизонтальную линию s – s, проведенную на уровне поверхности воды в расширительном баке. Напор в любой точке сети определяется величиной вертикального отрезка между данной точкой и линией s – s.
При динамическом режиме, когда сетевой насос включается в работу, пьезометрический график изобразится линией K1A1B1C1C2B2K2 для тепловой сети и линией K1NK2 – для перемычки. Если за плоскость отчета напоров принять уровень О – О, то отрезок Нс будет характеризовать статический напор в тепловой сети.
При работе сетевого насоса отрезок Нп характеризует напор в нагнетательном патрубке насоса, а отрезок Нвс – напор у всасывающего патрубка насоса. Разность Нсн= Нп – Нвс соответствует напору, создаваемому сетевым насосом, который и расходуется на преодоление гидравлических сопротивлений при движении теплоносителя. Отрезки Нт, Нп Но составляют потери напора соответственно в подогревательной установке 3, подающей и обратной магистралях сети; Н1, Н2 – располагаемые напоры для абонентских систем I и II.
В системах отопления, присоединяемых к тепловой сети по зависимой схеме с элеваторным смешением, располагаемые напоры (Н1, Н2) расходуются в основном в водоструйных элеваторах. Потери напора в самих отопительных системах не превышают 1 – 2 м. Пренебрегая этой величиной, можно считать, что при работе сетевых насосов системы отопления и, в частности, наименее прочные их элементы – радиаторы, испытывают давление со стороны обратной магистрали. Отрезки Нр,1 и Нр,2 характеризуют напоры в радиаторах нижних этажей при динамическом режиме системы теплоснабжения; Нc,1, Нс,2 – то же, при остановке сетевых насосов.
Следует обратить внимание, что остановка сетевого насоса по-разному влияет на изменения давлений в различных абонентских системах. Если у абонента I остановка насоса уменьшает напор в радиаторе (Нc,1<Нp,1), то в радиаторе абонента II напор увеличивается (Нc,2<Нp,2).
При построении пьезометрического графика нужно выполнять следующие условия:
1. Давление в непосредственно присоединяемых к сети абонентских системах не должно превышать допускаемого как при статическом, так и при динамическом режиме. Для радиаторов систем отопления максимальное избыточное давление должно быть не более 0,6 МПа, что соответствует примерно напору в 60 м.
2. Максимальный напор в подающих трубопроводах ограничивается прочностью труб и всех водоподогревательных установок.
3. Напор в подающих трубопроводах, по которым перемещается вода с температурой более 100 °С, должен быть достаточным для исключения парообразования. В связи с неравномерным нагреванием воды в отдельных трубках водогрейных котлов температуру воды в них для определения давления, обеспечивающего невскипание, следует принимать на 30 °С выше расчетной температуры сетевой воды.
4. Для предупреждения кавитации напор во всасывающем патрубке сетевого насоса должен быть не меньше 5 м.
5. В точках присоединения абонентов следует обеспечить достаточный напор для создания циркуляции воды в местных системах. При элеваторном смешении на абонентском вводе располагаемый напор должен быть, не меньше 10 – 15 м. Наличие подогревателей горячего водоснабжения при двухступенчатой схеме требует увеличения напора до 20 – 25 м.
6. Уровни пьезометрических линий как при статическом, так и при динамическом режиме следует устанавливать с учетом возможности присоединения большинства абонентских систем по наиболее дешевым зависимым схемам. Статическое давление также не должно превышать допускаемого давления для всех элементов системы теплоснабжения. При определении статического давления возможность вскипания воды в подающих трубопроводах, как правило, можно не учитывать.
Пример построения пьезометрического графика для системы теплоснабжения (рис. 5.3) с учетом соблюдения вышеизложенных требований приведен на рис. 5.4. Сначала строится профиль местности по трассе теплопроводов. На профиле в принятом масштабе наносят высоты зданий. При построении пьезометрических графиков условно принимают, что оси трубопроводов совпадают с поверхностью земли. Такая условность вполне оправдана для подземных прокладок, когда заглубление трубопроводов не превышает 1 – 2 м. В этом случае фактические напоры в трубопроводах будут больше на величину их заглубления. Для воздушных прокладок, наоборот, напоры в трубопроводах будут меньше, и это обстоятельство следует учитывать при определении минимальных давлений, обеспечивающих невозможность вскипания воды в подающих или невозможность возникновения вакуума в обратных трубопроводах.
Статический напор (линия s – s) устанавливают из условия заполнения сетевой водой по возможности всех абонентских систем с запасом в 3 – 5 м по отношению к самому высокому абоненту. Проведем на 60 м ниже линии s – s горизонталь z – z. Тогда в зоне, расположенной между этими линиями, при статическом режиме напор не превышает 60 м и не опасен для чугунных радиаторов систем отопления.
Предельное положение пьезометрической линии для обратной магистрали при динамическом режиме (рис. 5.4, линия К2В2С2) намечается из следующих соображений: а) максимальный пьезометрический напор не должен превышать 60 м в радиаторах нижних этажей систем отопления, присоединяемых по элеваторной схеме; б) для защиты систем отопления от опорожнения пьезометрическая линия должна быть не менее чем на 3 – 5 м выше зданий.
Действительный уклон пьезометрической линии определяется по данным гидравлического расчета. Потери напора в местной системе концевого абонента I соответствуют отрезку С1С2. Отложив от точки С1 потери напора в подающей магистрали, проведем для этой магистрали пьезометрическую линию С1В1А1. Точка К1 располагается выше точки А1 на величину потери напора в станционной подогревательной установке.
Пьезометрическая линия подающей магистрали должна удовлетворять следующим условиям: а) максимальный напор не должен превышать допустимого для труб и подогревательных установок; б) минимальный напор не должен допускать вскипания воды.
Невозможность вскипания воды на пьезометрическом графике может быть отражена двумя способами.
По первому способу от каждой точки поверхности земли откладывают напор Нк, принимаемый по ниже приведенным данным:
Расчетная температура сетевой воды, оС 120 130 140 150 160 170 180
Максимальный напор, м 10 20 30 40 55 72 93
и проводят линию RLM, называемую линией невскипания.
Если пьезометрическая линия А1В1С1 расположится выше линии RLM и нигде ее не пересекает, то вода в трубах кипеть не будет.
По второму способу ниже линии А1В1С1 на величину Нк проводят линию NP. Во всех точках, расположенных ниже линии NP, кипение невозможно, так как напор в этих точках больше Нк. Только в местах пересечения линии NP с подающим трубопроводом и во всех точках, расположенных выше линии NP, при расчетных температурных условиях наступит парообразование. Второй способ наглядно иллюстрирует те уровни, до которых во избежание парообразования можно поднимать воду с расчетной температурой выше 100°С. В частности, у абонентов I и II сетевую воду из условия невскипания можно поднять только до отметок соответственно y1, у2.
Если перечисленные выше условия не могут быть выполнены для всех абонентов, то отдельные местные системы необходимо присоединять по независимой схеме.
При неровном рельефе местности, когда значительное количество потребителей теплоты выходит за границу нормального гидравлического режима, система теплоснабжения разбивается на независимые по давлению зоны.
2.5.5. Влияние давлений в тепловой сети на присоединение абонентских систем
На рис. 5.5 представлен пьезометрический график для двухтрубной тепловой сети. Отметим, что давление в подающем трубопроводе достаточно и гарантирует в нем невскипание воды, так как линия NP не пересекается с поверхностью земли. Однако эта линия пересекает абоненты 3 и 6 на отметках у3 и у6. Значит, водонагреватели и калориферы, работающие на сетевой воде, не могут располагаться выше указанных отметок.
С другой стороны, напор в подающей магистрали по отношению ко всем абонентам не превышает 100 м и поэтому не опасен для местных водоподогревателей горячего водоснабжения. Калориферы, допускающие давление до 0,8 МПа, можно устанавливать в нижних этажах всех зданий, кроме зданий 1 и 4, для которых напоры в подающем теплопроводе больше 80 м. У абонента 4, например, Н=100 м, поэтому во избежание «раздавливания» калориферов приточные вентиляционные камеры могут быть установлены не ниже отметки +20 м.
Такова общая характеристика гидравлического режима рассматриваемой тепловой сети.
Проанализируем условия работы систем отопления каждого из абонентов и выберем схему присоединения к тепловой сети.
Абонент 1 находится в статической зоне непосредственного присоединения (между линиями s – s и z–z). При работе сетевых насосов напор в обратной магистрали не более 60 м, т. е. не опасен для радиаторов отопления. Опорожнение системы отопления невозможно ни при статическом, ни при динамическом режиме. Располагаемый на вводе циркуляционный напор Н1 достаточен для работы элеватора Нэ и преодоления гидравлических сопротивлений системы отопления. Поэтому здесь возможна наиболее дешевая и распространенная зависимая схема присоединения с элеваторным смешением. На рис. 5.6, а приведена принципиальная схема ввода и пьезометрический график, из которого видно, что максимальный напор в местной системе отопления (после элеватора) незначительно превышает напор в обратной магистрали наружной сети.
Рис. 5.6. Принципиальные схемы присоединения систем отопления к тепловым сетям
Абонент 2. При статическом режиме давление в тепловой сети достаточно для защиты системы отопления от опорожнения и не превышает 0,6 МПа, т. е. не опасно для радиаторов. Однако при динамическом режиме система отопления будет опорожняться через обратный трубопровод, так как его пьезометрическая линия проходит ниже верха здания. Поэтому здесь возможна зависимая схема с элеваторным смешением, но с установкой на обратном трубопроводе регулятора давления «до себя», который автоматически создает в точке В подпор, исключающий опорожнение системы отопления (рис. 5.6, б). В результате располагаемый для системы отопления напор уменьшится на величину подпора Нп и будет равен Н2, а давление в радиаторах повысится.
Абонент 3 находится в тех же условиях, что и абонент 2. Однако при остановке сетевых насосов система отопления будет опорожняться как через подающий, так и через обратный трубопроводы. Здесь следует установить обратный клапан на подающем трубопроводе и регулятор давления на обратном (рис. 5.6, в). Регулятор настраивается на давление, исключающее опорожнение системы отопления. Когда давление в обратной магистрали наружной сети становится меньше давления настройки, регулятор отключает систему отопления от наружной сети. Система отопления защищается от опорожнения через подающий трубопровод с помощью обратного клапана. Независимая схема здесь также допустима и обеспечит более надежную работу. Однако она будет дороже и по капитальным затратам (дополнительно требуются водонагреватели, циркуляционные насосы, расширительный бак) и по эксплуатационным расходам (требуется электроэнергия для работы насосов).
Абонент 4 может быть присоединен только по независимой схеме (рис. 5.6, г), так как при статическом и динамическом режимах в тепловой сети отопительные приборы нижнего этажа данного здания находятся под напором более 60 м.
Абонент 5, хотя и расположен в статической зоне непосредственного присоединения, но должен быть присоединен по независимой схеме (рис. 5.6, г), так как при динамическом режиме напор в обратной магистрали превышает допустимые 60 м.
Абонент 6 находится в тех же условиях, что и абонент 1. Однако располагаемый на вводе напор Н6<10 м недостаточен для работы водоструйного элеватора. Для подмешивания воды из обратной магистрали требуется установка насоса (рис. 5.6, д).
Приведенные примеры не исчерпывают все возможные варианты присоединения систем отопления к тепловым сетям, но они наглядно свидетельствуют о важности построения пьезометрических графиков для выбора схем абонентских вводов.
2.5.6. Подбор сетевых и подпиточных насосов
В водяных тепловых сетях насосы используются для создания заданных давлений и подачи необходимого количества воды к потребителям теплоты. В паровых сетях насосами перекачивается конденсат от потребителей к тепловому центру.
Сетевые насосы создают циркуляцию воды в системе теплоснабжения, а подпиточные компенсируют утечки воды и поддерживают необходимый уровень пьезометрических линий как при статическом, так и при динамическом режимах. Количество сетевых насосов принимается не менее двух, из которых один резервный. Если для работы сети при расчетных условиях требуется установка четырех насосов, то резервные насосы не предусматриваются. В закрытых системах теплоснабжения устанавливается не менее двух подпиточных насосов, а в открытых – не менее трех, из которых один является резервным.
Для подбора насоса необходимо знать его производительность и величину напора. Для сетевых насосов производительность определяют по расчетному расходу воды в головном участке тепловой сети и для закрытых систем – по формуле (5.14). При подборе сетевых насосов для открытых систем теплоснабжения расход воды на горячее водоснабжение принимают как среднечасовой, но с коэффициентом 1,2. В летний период производительность сетевых насосов принимают по максимальному часовому расходу воды на горячее водоснабжение.
Производительность подпиточных насосов для закрытых систем теплоснабжения принимают из расчета компенсации утечек в количестве 0,5% от объема воды, находящейся в трубопроводах, и в непосредственно присоединенных абонентских системах. При подборе подпиточных насосов для закрытых систем рекомендуется также предусматривать аварийную подпитку необработанной водой в количестве 2% от объема воды, находящейся в трубах наружной сети и в системах отопления и вентиляции.
В открытых системах производительность подпиточных насосов принимают по максимальному расходу горячей воды с учетом компенсации утечек. Аварийная подпитка здесь не предусматривается.
Объем воды, находящийся в системе теплоснабжения, ориентировочно можно определить по формуле
, (5.15)
где Q – тепловая мощность системы теплоснабжения, МВт; Vс, Vм – удельные объемы сетевой воды, находящейся в наружных сетях с подогревательными установками и в местных системах, м3/МВт.
Для тепловых сетей с подогревательными установками жилых районов Vc=4043 м3/МВт, промышленных предприятий Vc =2230 м3/МВт; для систем отопления гражданских зданий Vм =26 м3/МВт, промышленных Vм=13 м3/МВт; для систем горячего водоснабжения Vм=5,2 м3/МВт.
Напор сетевого насоса определяют по формуле
, (5.16)
где Нт – потери напора в тепловом центре, м; Нп, Но – потери напора в подающем и в обратном магистральных трубопроводах, м; На – необходимый напор на вводе концевого абонента, м.
Напор сетевого насоса для летнего периода определяют по пьезометрическому графику для неотопительного периода или по формуле
, (5.17)
где Gл – расход воды в летнее время, т/ч; G – то же, в зимний период, т/ч.
При наличии в системе теплоснабжения насосных подстанций из напора сетевых насосов ТЭЦ вычитается напор этих подстанций. Установка дросселирующих подстанций на обратном трубопроводе увеличивает требуемый напор сетевых насосов на величину подпора, создаваемого дросселирующими подстанциями.
Расчетная величина напора подпиточного насоса может быть определена по формуле
, (5.18)
где Нс – статический напор в сети по отношению к оси подпиточного насоса, м; Н – потери напора в трубопроводах подпиточной линии от питательного бака до точки присоединения к тепловой сети, м; z – разность отметок между осью насоса и нижним уровнем воды в питательном баке, м.
По известным параметрам работы насосов (G и Hп.н) с помощью рабочих характеристик подбирают насосы по общепринятой методике.
2.6. Гидравлические режимы тепловых сетей
2.6.1. Основы гидравлического режима
Гидравлическим режимом определяется взаимосвязь между расходом теплоносителя и давлением в различных точках системы в данный момент времени.
Расчетный гидравлический режим характеризуется распределением теплоносителя в соответствии с расчетной тепловой нагрузкой абонентов. Давление в узловых точках сети и на абонентских вводах равно расчетному. Наглядное представление об этом режиме дает пьезометрический график, построенный по данным гидравлического расчета.
Однако в процессе эксплуатации расход воды в системе изменяется. Переменный расход вызывается неравномерностью водопотребления на горячее водоснабжение, наличием местного количественного регулирования разнородной нагрузки, а также различными переключениями в сети. Изменение расхода воды и связанное с ним изменение давления приводят к нарушению как гидравлического, так и теплового режима абонентов. Расчет гидравлического режима дает возможность определить перераспределение расходов и давлений в сети и установить пределы допустимого изменения нагрузки, обеспечивающие безаварийную эксплуатацию системы.
Гидравлические режимы разрабатываются для отопительного и летнего периодов времени. В открытых системах теплоснабжения дополнительно рассчитывается гидравлический режим при максимальном водоразборе из обратного и подающего трубопроводов.
Расчет гидравлического режима базируется на основных уравнениях гидродинамики. В тепловых сетях, как правило, имеет место квадратичная зависимость падения давления Р, Па, от расхода:
, (6.1)
где S – характеристика сопротивления, представляющая собой падение давления при единице расхода теплоносителя, Па/(м/3ч)2; V – расход теплоносителя, м3/ч.
Характеристика сопротивления зависит от геометрических размеров сети, шероховатости стенок трубопроводов и плотности теплоносителя. При известных расходах и соответствующих им потерям давления характеристика сопротивления находится из уравнения (6.1).
При разработке гидравлического режима часто используют линейную единицу давления, называемую напором.
Графическое изображение потерь напора от расхода является характеристикой сети. Характеристика тепловой сети представляет собой квадратичную параболу, проходящую через начало координат (рис. 6.1). Пересечение характеристики сети с характеристикой насоса (точка А) определяет режим работы насоса на данную сеть.
В процессе эксплуатации характеристика сопротивления сети изменяется в связи с присоединением новых абонентов, отключением части нагрузки, при изменении шероховатости стенок трубопроводов.
Общие потери давления Р в сети, состоящей из последовательно соединенных участков с неизменным расходом V, складываются из потерь давления на каждом участке.
Следовательно, суммарная характеристика сопротивления последовательно соединенных участков сети равна сумме характеристик сопротивления этих участков.
При параллельном соединении общий расход в сети равен сумме расходов на ответвлениях.
Суммарная проводимость параллельно соединенных участков равна сумме проводимостей этих участков.
Характеристика сопротивления разветвленной сети определяется по известным проводимостям или характеристикам сопротивления отдельных ее участков.
2.6.2. Гидравлическая устойчивость систем теплоснабжения
Под гидравлической устойчивостью понимают способность системы сохранять постоянный расход теплоносителя на абонентских вводах при изменении условий работы других потребителей. Гидравлическая устойчивость количественно оценивается коэффициентом гидравлической устойчивости
, (6.2)
где G, Gмакс – соответственно расчетный и максимально возможный расход сетевой воды на абонентском вводе.
Коэффициент гидравлической устойчивости У=1 может быть в принципе достигнут установкой на вводах регуляторов расхода, автоматически обеспечивающих постоянство расхода воды в абонентских системах. В реальных условиях эксплуатации У1. В неавтоматизированной системе любые переключения в сети изменяют расходы воды у абонентов. Так, например, при отключении части нагрузки расход воды в тепловой сети уменьшается, что приводит к снижению потерь давления в сети и к росту располагаемых давлений на вводах. Расход воды у оставшихся абонентов возрастает. Отклонение фактического расхода от расчетной величины вызывает гидравлическую разрегулировку абонентских систем. Максимальная разрегулировка абонентской системы произойдет в том случае, когда останется включенным только один потребитель. Падение давления в сети при этом будет настолько незначительным, что, пренебрегая им, можно принять располагаемый перепад давлений на вводе равным расчетному давлению сетевого насоса. Тогда, заменив в равенстве (6.2) отношение расходов воды отношением потерь давления, получим
, (6.2)
где Раб – располагаемое давление воды; Рс – потери давления в сети при расчетном режиме; Рн = Раб+Рс – давление сетевого насоса.
Из выражения (6.2) следует, что гидравлическая устойчивость системы повышается с уменьшением потерь давления в магистральных сетях и с увеличением гидравлического сопротивления абонентских установок. С этой целью целесообразно уменьшение диаметров вводов, установка на вводах дроссельных шайб. Задвижки на магистральных трубопроводах должны быть полностью открыты.
Некоторые случаи разрегулировки сети приведены на рис. 6.2.
При частичном прикрытии запорной арматуры на вводе в здание или полном отключении абонента характеристика сопротивления сети увеличивается, что приводит к снижению общего расхода воды в системе. Потери давления на участке от источника теплоснабжения до отключенного абонента 3 уменьшаются, в результате чего возрастают давления на вводах (рис. 6.2, а). Расход воды у всех оставшихся абонентов возрастает. Такая разрегулировка, когда знак изменения расходов у всех абонентов одинаков, называется соответственной. При количественной оценке разрегулировки отношение расходов воды зависит только от характеристики сопротивления сети на участках от абонента 4 до конечной точки сети. Поэтому при изменении характеристики сопротивления на каком-либо участке сети у всех абонентов, расположенных между этим участком и концевой точкой сети, степень изменения расхода одинакова. Такая разрегулировка называется пропорциональной. Она имеет место у абонентов 4, 5, 6. У абонентов, расположенных между источником теплоснабжения и местом изменения сопротивления, происходит непропорциональная разрегулировка, причем чем ближе абонент расположен к источнику теплоснабжения, тем меньше изменение перепада давлений и, следовательно, расхода. Ближайшие к ТЭЦ абоненты обладают, как правило, большей гидравлической устойчивостью.
Увеличение давления сетевого насоса (рис. 6.2, б) при неизменной характеристике сопротивления сети приводит к пропорциональному росту располагаемых давлений на вводах. В системе происходит соответственная пропорциональная разрегулировка.
Рис. 6.2. Изменения пьезометрических графиков тепловой сети при регулировании:
а – местном на абонентском вводе; б – центральном; в – местном на обратном трубопроводе; прямая линия – расчетный режим; пунктирная линия – измененный режим
Если частично прикрыть задвижку на магистральном трубопроводе, то общий расход воды в системе сократится. Однако изменение расходов воды у абонентов будет неодинаковым. Так, частичное прикрытие задвижки на обратной магистрали (рис. 6.2, в) сокращает расход сетевой воды и потери давления в сети. Располагаемые давления на вводах абонентов, расположенных между источником теплоснабжения и задвижкой, увеличиваются. Поэтому расходы воды у абонентов 1 и 2 возрастают. Повышение давления в обратной магистрали перед задвижкой приводит к уменьшению располагаемых давлений у абонентов, находящихся перед задвижкой. Расходы воды в абонентских системах 3 – 6 уменьшаются. В системе происходит несоответственная разрегулировка, при которой знак изменения расходов у абонентов неодинаков.
2.6.3. Регулирование давления в тепловых сетях
Для обеспечения надежной работы тепловой сети и абонентских установок необходимо ограничить изменение давления в системе допустимыми пределами. При этом особое значение имеет режим подпитки и изменение давления в обратной магистрали. Повышение давления в обратном трубопроводе может вызвать недопустимый рост давлений в отопительных системах, присоединенных по зависимым схемам. Падение давления приводит к опорожнению верхних точек местных систем и к нарушению циркуляции в них.
Для ограничения колебаний давления в системе в одной, а при сложном рельефе местности в нескольких точках сети изменяют давление в зависимости от режима работы системы. Такие точки называются точками регулируемого давления. В тех случаях, когда по условиям работы системы давление в этих точках поддерживается постоянным как при статическом, так и при динамическом режимах, они называются нейтральными.
Постоянное давление в нейтральной точке поддерживается автоматически подпиточным устройством.
В небольших по протяженности сетях, когда статическое давление может быть равно давлению у всасывающего патрубка сетевого насоса, нейтральная точка О устанавливается у всасывающего патрубка сетевого насоса (рис. 6.3). Давление подпиточного насоса, выбранное из условия заполнения системы водой, сохраняется неизменным и при динамическом режиме, что обеспечивает наиболее простую схему подпиточного устройства.
В разветвленных тепловых сетях (рис. 6.4) закрепление нейтральной точки на одной из магистралей не обеспечивает необходимой устойчивости гидравлического режима. Допустим, что нейтральная точка О закреплена на обратной магистрали района II (график 1). При сокращении расхода воды в сетях этого района потери давления в трубопроводах уменьшаются, что при постоянном давлении в точке О приводит к росту давления у всасывающего патрубка сетевого насоса и к соответствующему повышению давления в магистралях района I (график 2).
Рис. 6.3. Пьезометрический график и схема подпитки сетки с нейтральной точкой у всасывающего патрубка сетевого насоса:
РП – регулятор подпитки; ДК – дренажный клапан
Рис. 6.4. Пьезометрические графики разветвленной сети с нейтральной точкой на одной из магистралей
При прекращении циркуляции в сети района II, давление во всасывающем патрубке сетевого насоса повысится до статического. Это приведет к дальнейшему росту давления во всех точках системы района I (график 3) и может быть причиной аварий в абонентских системах.
Поэтому нейтральную точку не следует размещать ни на одной из работающих магистралей. Закрепление нейтральной точки должно быть сделано на специально выполненной перемычке у сетевого насоса. Во время работы насоса в перемычке происходит циркуляция воды. Падение давления в перемычке равно падению давления в сети (рис. 6.5, а). Давление в нейтральной точке используется в качестве импульса, регулирующего величину подпитки.
При падении давления в системе и понижении давления в точке О увеличивается открытие регулятора подпитки РП и возрастает подача воды подпиточным насосом. С ростом давления в сети, например, при повышении температуры сетевой воды, давление в нейтральной точке возрастает, и клапан РП прикрывается, уменьшая подачу воды. Если после закрытия клапана РП давление продолжает расти, то дренажный клапан ДК сливает часть воды, давление восстанавливается.
Рис. 6.5. Пьезометрический график и схема подпитки сети с нейтральной точкой на перемычке сетевого насоса: АОВ – пьезометрический график перемычки;
I, II, III – пьезометрические графики соответственно районов I, II, III
Регулирование давления в сети можно осуществить с помощью регулировочных вентилей 1 и 2 на перемычке насоса (рис. 6.5, а). Так, частичное прикрытие вентиля 1 увеличивает давление у всасывающего патрубка сетевого насоса, что приводит к росту давления в сети. При полностью закрытом вентиле 1 циркуляция в перемычке прекращается, и давление у всасывающего патрубка Нвс становится равным давлению в точке О. Давление в системе возрастает. Пьезометрический график перемещается вверх параллельно самому себе и занимает предельно высокое положение. Если закрыт регулировочный вентиль 2 (рис. 6.5), то давление на нагнетательном патрубке сетевого насоса становится равным давлению в нейтральной точке. Пьезометрический график переместится вниз до предельно низкого положения.
При сложном рельефе местности с большой разностью геодезических отметок или в случае присоединения группы зданий повышенной этажности не всегда представляется возможным принять одну величину гидростатического давления для всех абонентов. В этих условиях необходимо разделить систему на зоны с независимым гидравлическим режимом (рис. 6.6).
Основная нейтральная точка О закрепляется на перемычке сетевого насоса СН. Статическое давление SI – SI придерживается автоматически регулятором подпитки РП1 и подпиточным насосом ПН1. Дополнительная нейтральная точка ОII размещается на обратной линии в зоне II. Постоянное давление в ней поддерживается с помощью регулятора давления «до себя» РДДС. В случае прекращения циркуляции в сети и падения давления в верхней зоне РДДС закрывается, одновременно закрывается и обратный клапан ОК, установленный на подающей линии. Благодаря этому верхняя зона гидравлически изолируется от нижней. Подпитка верхней зоны осуществляется с помощью подпиточного насоса ПНII и регулятора подпитки РПII по импульсу давлений в точке ОII.
Рис. 6.6. Пьезометрический график и схема тепловой сети с двумя нейтральными точками
Рассмотренная выше технология регулирования давления по так называемой нейтральной точке является общепринятой в учебной литературе, однако редко используется на практике. Как правило, в большинстве систем теплоснабжения основной точкой регулирования давления является точка в обратной магистрали теплоисточника во всасывающем трубопроводе сетевых насосов. Использование этой точки позволяет обеспечить надежную работу сетевых насосов, однако не гарантирует надежного гидравлического режима всей системы. Так, в открытых системах теплоснабжения при максимальном водоразборе возможно опорожнение верхних этажей зданий через обратную магистраль. На кафедре ТГВ УлГТУ разработана современная технология регулирования давления в тепловых сетях по давлению у критического, наиболее неблагополучного абонента (рис. 6.7).
Рис. 6.7. Схема и пьезометрический график системы теплоснабжения:
1 – местные системы отопления; 2 – подающая магистраль; 3 – обратная магистраль;
4 – теплоподготовительная установка; 5 – сетевой насос; 6 – подпиточный насос; 7 – бак-аккумулятор; 8 – датчик давления;
9 – регулирующий орган регулятора подпитки
В момент максимального водоразбора падает давление сетевой воды в обратной магистрали (линия 2’ на пьезометрическом графике). Снижение давления улавливает датчик давления, установленный на обратной магистрали теплосети в точке подключения «неблагополучной» местной системы отопления. Сигнал от датчика направляется на регулятор подпитки. Подпиточный насос увеличивает подачу воды из бака-аккумулятора в тепловую сеть до тех пор, пока давление не повысится до величины, обеспечивающей минимальный избыточный напор в обратной магистрали тепловой сети (линия 2” на пьезометрическом графике).
2.6.4. Влияние горячего водоснабжения на гидравлический режим системы теплоснабжения
Гидравлический режим систем теплоснабжения в значительной степени зависит от нагрузки горячего водоснабжения. Суточная неравномерность водопотребления, а также сезонное изменение расхода сетевой воды на горячее водоснабжение существенно изменяют гидравлический режим системы.
При отсутствии регуляторов расхода переменная нагрузка горячего водоснабжения вызывает изменение расходов воды как в тепловой сети, так и в отопительных системах, особенно на концевых участках сети.
Центральное регулирование гидравлическим режимом в таких случаях возможно лишь при обеспечении одинаковой степени изменения расхода воды на отопление у всех потребителей. Для пропорциональной разрегулировки отопительных систем должны быть выполнены следующие условия:
• отношение расчетных расходов воды на горячее водоснабжение и отопление должно быть одинаково у всех абонентов при одинаковом суточном графике водопотребления;
• при начальной регулировке системы, производимой при расчетном расходе воды на вводах, у всех абонентов устанавливаются одинаковые полные давления в подающей линии перед элеватором Нпэ и в обратном трубопроводе после отопительной системы Ноэ.
Для гашения избыточных напоров в узлах ввода должны быть установлены дроссельные шайбы на подающем и обратном трубопроводах. Ввиду этого перепады напоров на всех вводах одинаковы. Гидравлический режим такой системы (рис. 6.8) эквивалентен режиму тепловой сети с одним эквивалентным абонентом, у которого расчетные расходы на вводе равны суммарным расходам в реальной сети.
Рис. 6.8. Пьезометрический график тепловой сети при пропорциональной разрегулировке абонентов: Нн – напор насоса; Нп – потери напора в подающем трубопроводе; Нэ – потери напора в абонентском узле ввода; Ноб – потери напора в обратном трубопроводе; Нпэ – полный напор в подающей линии; Ноэ – полный напор в обратной линии
В открытых системах теплоснабжения гидравлический режим зависит как от величины, так и от места водоразбора.
При установке на абонентских вводах регуляторов расхода РР по принципу связанного регулирования расход воды в подающем трубопроводе поддерживается постоянным при любой величине водоразбора. Расход воды и давление в обратном трубопроводе будут зависеть лишь от нагрузки горячего водоснабжения. С ростом водоразбора уменьшается расход воды в обратном трубопроводе, вследствие чего снижаются и потери давления в нем (рис. 6.9).
Рис. 6.9. Пьезометрический график открытой системы теплоснабжения при связанном регулировании на вводе: 1 – водоразбор отсутствует;
2 – среднечасовой водоразбор; 3 – максимальный водоразбор
Рис. 6.10. Пьезометрический график и схема открытой системы теплоснабжения при отсутствии на вводах регуляторов расхода: 1 – расчетный водоразбор из подающей магистрали (=1);
2 – максимально часовой водоразбор из обратной магистрали (=0)
При отсутствии регуляторов расхода водоразбор, отличающийся от расчетного, вызывает изменение расходов воды в магистральных трубопроводах и в отопительных системах. Водоразбор из обратной линии увеличивает располагаемые давления в сети за счет уменьшения потерь давления в обратном трубопроводе (рис. 6.10). Рост располагаемых давлений на вводах, в свою очередь, несколько повышает расход сетевой воды в отопительных системах и в подающем трубопроводе.
2.6.5. Гидравлический режим сетей с насосными и дросселирующими подстанциями
Работа крупных тепловых сетей при сложных рельефах местности практически невозможна без подстанций. С их помощью облегчается решение таких инженерных задач, как повышение пропускной способности действующих сетей, увязка гидравлических режимов, увеличение радиуса действия сетей, расширение возможностей центрального регулирования. Насосные подстанции подразделяются на подкачивающие и смесительные. Подкачивающие подстанции устраиваются на подающих и обратных трубопроводах для повышения или снижения напоров.
Подстанции на обратном трубопроводе обычно предусматриваются при значительном понижении рельефа местности в направлении от источника теплоты до потребителей или при большой протяженности сетей (рис. 6.11). Гидравлические режимы сетей с насосными подстанциями изменяются различно, в зависимости от наличия или отсутствия на абонентских вводах регуляторов расхода. Во всех случаях давление в обратном трубопроводе при выключенной насосной подстанции для концевых потребителей может превысить пределы прочности отопительных приборов. Включение в работу насосной подстанции при неавтоматизированных абонентских вводах приводит к увеличению общего расхода воды в сетях и росту потерь напора, в связи с чем уклоны пьезометрических линий увеличиваются. Поэтому располагаемые напоры на участках между ТЭЦ и подстанцией уменьшаются, а на участках между подстанцией и концевым потребителем – увеличиваются. В результате наблюдается несоответственная разрегулировка абонентских систем. На абонентских вводах с регуляторами расхода (РР) включение насосной подстанции не изменяет расхода воды в сети. В результате уклоны пьезометрических линий остаются неизменными, но на участках между подстанцией и концом сети напор в обратном трубопроводе уменьшается на величину напора, развиваемого насосами подстанции. Включение насосной подстанции на обратной магистрали дает возможность увеличить недостаточный располагаемый напор у концевых абонентов. Насосная подстанция разделяет тепловую сеть на две зоны с самостоятельными гидравлическими режимами, а при сложном рельефе местности и различными статическими уровнями SI – SI и SII – SII. Аварийная остановка насосов подстанции вызывает изменение гидравлического режима 2 на режим 1.
А В
Рис. 6.11. Пьезометрические графики и принципиальные схемы двухтрубной водяной тепловой сети с насосной подстанцией на обратной линии (А) и на подающем трубопроводе (В): а, г – с автоматизированными и неавтоматизированными вводами соответственно;
б, д – при отсутствии и наличии на вводах регуляторов расхода соответственно;
1 – пьезометрический график при отключении подстанции; 2 – то же с выключенной подстанцией; НП – насос подстанции; МК – мембранный рассечный клапан; РП – регулятор подпитки;
РПиР – регулятор подпитки и рассечки
Для предупреждения недопустимого роста давления у концевых потребителей устанавливаются мембранные клапаны рассечки МК, которые с повышением давления в нейтральной точке ОII полностью закрываются. Давление в отсеченной зоне II падает до статического. Под воздействием более высокого давления в обратном трубопроводе зоны I за подкачивающим насосом обратный клапан у подкачивающего насоса закрывается, в результате чего зона II низкого давления гидравлически изолируется от зоны I. Подпитка сети зоны II и поддержание статического давления SII – SII в ней производится автоматическим перепуском воды из обратной линии зоны I, находящейся под большим давлением, в зону с меньшим давлением с помощью регулятора подпитки РПII.
Насосные подстанции на подающем трубопроводе применяют при значительном подъеме рельефа местности в направлении от источника теплоты к потребителям, а также при большой протяженности сетей (рис. 6.11). Разность геодезических отметок тепловой станции и потребителей может составлять несколько десятков и даже сотен метров. При едином для всей сети статическом напоре может произойти опорожнение у одних и раздавливание отопительных приборов у других потребителей. Поэтому тепловая сеть разбивается на независимые в статическом отношении зоны. Статический режим зоны II создается работой подпиточного насоса ПНII с потребным напором Нн.п.
Циркуляцию воды можно обеспечить сетевым насосом с напором Нс.н. Но такое решение не всегда экономически и технически целесообразно, так как большой напор насоса удорожает теплофикационное оборудование станции, увеличивает расход электроэнергии на перекачку теплоносителя и повышает опасность разрыва подающих трубопроводов и оборудования абонентских вводов на ближайших к источнику теплоты участках.
С включением насосных подстанций на подающем трубопроводе уклоны пьезометрических линий на графике давления изменяются лишь при отсутствии на абонентских вводах регуляторов расхода. Причины, вызывающие изменение уклонов пьезометрических линий, аналогичны описанным для обратного трубопровода. Меняя напор подкачивающего насоса Нн.п, можно создать нужные пределы располагаемых напоров в сетях зоны II.
Защита потребителей зоны II от опорожнения производится с помощью регулятора подпора и рассечки РПиР и регулятора давления РД. При понижении давления в точке а, вызванном остановкой подкачивающих насосов, регуляторы рассечки и давления закрываются, отключая сети зоны II. Постоянный статический напор SII – SII поддерживается подпиточным насосом ПНII.
Подкачивающие подстанции могут быть установлены одновременно на обеих магистралях. Производительность подкачивающих насосов принимают по расходу воды на участке сети в месте установки насосов. Напор насосов Нн.п определяют по пьезометрическим графикам.
Смесительные подстанции предназначены для понижения температуры сетевой воды с целью перехода с высокотемпературных графиков регулирования на более низкие путем подмешивания обратной воды.
Смесительные подстанции устанавливают на транзитных магистралях (рис. 6.12) или на ответвлениях распределительных трубопроводов. При этом насосы размещают на перемычке между подающим и обратным трубопроводами, и они служат для подачи обратной воды к клапанам смешения, установленным на подающем трубопроводе.
В месте установки смесительной подстанции сеть разделяют на две зоны: высоких (зона I) и пониженных (зона II) температур и давлений теплоносителя. На границе зон вследствие дросселирования воды в регуляторе РД и клапане КСиР возникает небольшой перепад напоров Нп.с. Для нормальной работы сети необходимо, чтобы напор смесительных насосов превышал напор в подающем трубопроводе на 5 –10 м.
При выключении смесительных насосов клапан КСиР закрывается, гидравлически разобщая зоны I и II. При этом с прекращением циркуляции воды в зоне II в подающем и обратном трубопроводах устанавливается давление, определяемое давлением в обратном трубопроводе в конце зоны I (режим, показанный на пьезометрическом графике пунктиром).
Рис. 6.12. Принципиальная схема двухтрубной водяной тепловой сети со смесительной насосной подстанцией и пьезометрический график: СН – смесительный насос; КСиР – клапан смешения и рассечки
Смесительные подстанции применяют часто для автономного теплоснабжения рабочих районов (зона II), подключаемых к тепловым сетям (зона I) промышленных предприятий, в которых принят температурный график регулирования, недопустимый для отопления жилых домов. Смесительные подстанции наиболее эффективны в крупных двухтрубных, а также в однотрубных системах дальнего теплоснабжения, когда в магистральных сетях температура сетевой воды превышает 150°С или когда большие группы потребителей не могут использовать сетевую воду с температурой 150°С.
Дросселирующие подстанции используют для понижения давления теплоносителя к группам потребителей, расположенных на местности с большой разностью геодезических отметок. Уменьшение давления производят на отдельных участках магистральных сетей или на ответвлениях к потребителям. Такие подстанции применяют с целью типового присоединения отопительных приборов по наиболее простой зависимой схеме. Допустимые режимы динамического давления в нижней зоне I обеспечиваются на дроссельной подстанции регулятором давления «до себя», установленным на обратном трубопроводе. Регулятор давления настраивают на дросселирование напора Нр.д, при котором давление в обратной линии зоны I не превышает 60 м. При аварийной остановке сетевого насоса статический напор SII – SII в зоне II вследствие утечек начнет падать до статического напора SI – SI. Защиту систем отопления зоны II от опорожнения производят отключением этих сетей с помощью обратного клапана на подающем трубопроводе и РДДС и включением подпиточного насоса ПНII, установленных на подстанции.
2.7. Оборудование тепловых сетей
2.7.1. Трасса и профиль теплопроводов
Тепловая сеть – это система прочно и плотно соединенных между собой участков теплопроводов, по которым теплота с помощью теплоносителя (пара или горячей воды) транспортируется от источников к тепловым потребителям.
Направление теплопроводов (трасса) выбирается по тепловой карте района с учетом материалов геодезической съемки, плана существующих и намечаемых надземных и подземных сооружений, данных о характеристике грунтов, высоте стояния грунтовых вод. Следует стремиться к прокладке магистральной трассы в районе наиболее плотной тепловой нагрузки, к наименьшей длине теплопроводов и минимальному объему работ по сооружению сети.
Для предупреждения коррозии не рекомендуется прокладывать подземные тепловые сети в одном проезде параллельно с трамвайными путями и отсасывающими кабелями постоянного тока, а также на территориях бывших свалок, участков, подвергающихся затоплению загрязненными жидкостями, в заболоченных местах.
Вопрос о выборе типа теплопровода (надземный или подземный) решается с учетом местных условий и технико-экономических обоснований.
При высоком уровне грунтовых и внешних вод, большой густоте существующих подземных сооружений на трассе проектируемого теплопровода, сильно пересеченной оврагами местности и пересечении многоколейных железнодорожных путей в большинстве случаев отдается предпочтение надземным теплопроводам. Они обычно также применяются на территориях промышленных предприятий при совместной прокладке энергетических и технологических трубопроводов на общих эстакадах или высоких опорах.
В жилых районах из архитектурных соображений обычно применяется подземная прокладка тепловых сетей.
Однако опыт показывает, что надземные теплопроводы долговечнее и более ремонтнопригодны по сравнению с подземными. Поэтому желательно изыскивать возможность хотя бы частичного применения в городах надземных теплопроводов на низких отдельно стоящих опорах, в первую очередь на окраинах городов, в промышленных зонах, в районах, не подлежащих застройке.
В особо тяжелых грунтовых условиях (вечномерзлые грунты, просаживающиеся и заболоченные участки) должны, как правило, применяться надземные теплопроводы.
При выборе трассы теплопровода следует руководствоваться в первую очередь условиями надежности теплоснабжения, безопасности работы обслуживающего персонала и населения, возможностью быстрой ликвидации неполадок и аварий. По условиям безопасности работы тепловых сетей и надежности теплоснабжения не допускается прокладка в общих каналах теплопроводов совместно с кислородопроводами, газопроводами, трубопроводами сжатого воздуха давлением выше 1,6 МПа, трубопроводами легковоспламеняющихся и ядовитых жидкостей и газов, трубопроводами фекальной и ливневой канализации.
При проектировании подземных теплопроводов по условиям снижения начальных затрат следует выбирать минимальное количество камер, сооружая их только в пунктах установки арматуры и приборов, нуждающихся в обслуживании. Количество требующихся камер сокращается при применении сильфонных или линзовых компенсаторов, а также осевых компенсаторов с большим ходом (сдвоенных компенсаторов), естественной компенсации температурных деформаций.
Согласно СНиП 2.04.07-86 заглубление тепловых сетей от поверхности земли или дорожного покрытия должно быть до верха перекрытия каналов и туннелей 0,5 м, до верха перекрытия камер 0,3 м, до верха оболочки бесканальной прокладки 0,7 м.
На непроезжей части допускаются выступающие на поверхность земли перекрытия камер и вентиляционных шахт на высоту 0,4 м.
Для облегчения опорожнения (дренажа) теплопроводов их прокладывают с уклоном к горизонту. Минимальный уклон водяных сетей принимается равным 0,002. Направление уклона безразлично. В паровых сетях минимальный уклон принимается равным 0,002 при направлении уклона по ходу пара и 0,01 против хода пара.
Для защиты паропровода от попадания конденсата из конденсатопровода в период остановки паропровода или падения давления пара после конденсатоотводчиков должны устанавливаться обратные клапаны или затворы.
Выбранное направление трассы тепловых сетей с учетом норм приближения к сооружениям и смежным коммуникациям наносится на план геодезической съемки с привязкой оси трассы к существующим зданиям или другим сооружениям.
По трассе тепловых сетей строится продольный профиль, на который наносят планировочные (красные) и существующие (черные) отметки земли, уровень стояния грунтовых вод, существующие и проектируемые подземные коммуникации и другие сооружения, пересекаемые теплопроводом, с указанием вертикальных отметок этих сооружений. На рис. 7.1 приведены трасса и профиль участка подземного теплопровода в непроходном канале
Рис. 7.1. План трассы (а) и профиль теплопровода (б) в непроходном канале:
К – камера; НК – ниша компенсатора; НО – неподвижная опора; 1 – черные отметки земли;
2 – планировочные отметки земли; 3 – водосток; 4 – канализация; 5 – водопровод; 6 – электрокабель
2.7.2. Конструкция теплопроводов
В общем случае теплопровод состоит из трех основных элементов:
• рабочего трубопровода, по которому транспортируется теплоноситель и который в современных условиях обычно выполняется из стальных труб, соединенных между собой с помощью сварки;
• изоляционной конструкции, предназначенной для защиты наружной поверхности стального трубопровода от коррозии и теплопровода в целом от тепловых потерь;
• несущей конструкции, воспринимающей весовую нагрузку теплопровода и другие усилия, возникающие при его работе, а также разгружающей стальной трубопровод и его изоляционную конструкцию от нагрузки окружающей среды (веса грунта, движущегося наземного транспорта, ветра).
Конструктивное выполнение указанных элементов зависит от типа теплопровода и используемых материалов. В некоторых типах теплопроводов, например в бесканальном теплопроводе с монолитной изоляцией, функции изоляционной и несущей конструкции совмещены в одном общем элементе.
В зависимости от используемых материалов изоляционная конструкция теплопровода может выполняться как в виде одного элемента, так и в виде нескольких последовательно соединенных элементов, например, нескольких наложенных друг на друга слоев изоляции, каждый из которых выполняет отдельную задачу (антикоррозионную защиту, тепловую защиту, защиту изоляции от влаги).
Современные теплопроводы должны удовлетворять следующим основным требованиям:
• надежная прочность и герметичность трубопроводов и установленной на них арматуры при ожидаемых в эксплуатационных условиях давлениях и температурах теплоносителя;
• высокое и устойчивое в эксплуатационных условиях тепло- и электросопротивление, а также низкие воздухопроницаемость и водопоглощение изоляционной конструкции;
• индустриальность и сборность; возможность изготовления в заводских условиях всех основных элементов теплопровода, укрупненных до пределов, определяемых типом и мощностью подъемно-транспортных средств; сборка теплопроводов на трассе из готовых элементов;
• возможность механизации всех трудоемких процессов строительства и монтажа;
• ремонтопригодность, т. е. возможность быстрого обнаружения причин возникновения отказов или повреждений и устранение их и их последствий путем проведения ремонта в заданное время;
• экономичность при строительстве и эксплуатации.
Все подземные теплопроводы, и в первую очередь теплопроводы бесканальные и в непроходных каналах, работают, как правило, в условиях высокой влажности и повышенной температуры окружающей среды, т. е. в условиях, весьма благоприятных для коррозии металлических сооружений. Поэтому важнейшим элементом является изоляционная конструкция, назначение которой не только защита теплопровода от тепловых потерь, но, что еще более важно, защита трубопровода от наружной коррозии. От успешного решения этой задачи непосредственно зависит долговечность теплопровода.
Высокое тепловое сопротивление изоляционной конструкции, что практически означает низкий коэффициент теплопроводности изоляционного слоя, необходимо для снижения тепловых потерь теплопровода.
Требование низкого влагопоглощения также связано с задачей снижения тепловых потерь, так как при увлажнении изоляционного слоя повышается его теплопроводность и возрастают тепловые потери. Однако этим не исчерпывается роль низкого влагопоглощения изоляционной конструкции. От влагопоглощения изоляционной конструкции, так же как и от ее воздухопроницаемости и электросопротивления, существенно зависит долговечность подземных теплопроводов.
Наружная поверхность стальных подземных трубопроводов подвержена воздействию часто взаимосвязанных процессов электрохимической и электрической коррозии. Основным агентом, вызывающим коррозию подземных теплопроводов, является кислород, растворенный во влаге, поступающей из окружающего грунта через изоляцию к поверхности трубы. Процесс коррозии интенсифицируется при наличии во влаге, поступающей из грунта, или в изоляционном слое, через который проходит влага, агрессивных веществ: диоксида углерода (СО2), сульфатов (SO4) или хлоридов (С1).
Другим источником поступления кислорода к наружной поверхности стального трубопровода является воздух. Обогащая влагу кислородом, воздух интенсифицирует коррозию. Поэтому для защиты наружной поверхности стальных трубопроводов от электрохимической коррозии необходимо обеспечить не только низкое водопоглощение, но и низкую воздухопроницаемость изоляционной конструкции.
В том случае, когда изоляционный слой выполнен из пористого материала, например, минеральной ваты, пенобетона, битумоперлита, необходимо защитить его от внешней влаги и воздуха наружным покрытием из материала с низким водопоглощением и низкой воздухопроницаемостью, например из полиэтилена или изола.
Основной метод защиты подземных теплопроводов от электрохимической коррозии заключается в выполнении изоляционного слоя из материала с высоким влаго- и электросопротивлением.
Другое возможное решение этой задачи заключается в электрической изоляции металла от электролита путем наложения на наружную поверхность стальных трубопроводов антикоррозионного покрытия, имеющего большое электрическое сопротивление, например путем эмалирования наружной поверхности или нанесения двухслойного покрытия температуроустойчивым изолом или трехслойного покрытия органосиликатной краской АС-8а.
В качестве антикоррозионных покрытий иногда применяется при температуре теплоносителя до 200°С стеклоэмалевое покрытие, выполняемое из рекомендованных Всероссийским научно-исследовательским институтом строительства трубопроводов (ВНИИСТ) силикатных эмалей 105Т и 64/64, накладываемых на предварительно очищенную поверхность стальных труб, разогретых электроиндукционным или печным методом.
Возможным решением может быть также металлизационное алюминиевое покрытие, которое наносится с помощью электродуговых или газопламенных аппаратов, в которых расплавляется проволока из технически чистого алюминия, и струей сжатого воздуха напыляется на наружную поверхность стального трубопровода, заранее очищенную от продуктов коррозии и загрязнений.
Алюминиевое покрытие не защищает трубопровод от блуждающих токов. Поэтому в зоне опасного влияния блуждающих токов должна осуществляться дополнительная защита этих трубопроводов от электрокоррозии.
Источниками электрической коррозии стальных подземных теплопроводов обычно служат установки постоянного тока, например электрифицированные железные дороги и трамваи, с рельсовых путей которых электрический ток стекает в землю. Принципиальная схема такого процесса показана на рис. 7.2. Электрический ток, поступающий с подвижного состава на рельсы и текущий далее к источнику тока, которым являются обычно шины электроустановок или питающей электроподстанции, разделяется на а) ток i, текущий по рельсам, и б) так называемый блуждающий ток iб, проходящий через грунт, в том числе и через подземные сооружения, проложенные в грунте.
В анодных зонах, где ток стекает с металлических трубопроводов в грунт, происходит разрушение трубопроводов. Соотношение между током, текущим по рельсам, и блуждающим током определяется соотношением электрических сопротивлений рельсов и системы почва – подземные сооружения.
Для ограничения натекания блуждающих токов на подземные теплопроводы могут быть использованы разные методы или их комбинации, в том числе:
• создание высокого электрического сопротивления между металлическим трубопроводом и окружающей средой на всем его протяжении (выполнение теплоизоляционной конструкции из материала с высоким электрическим сопротивлением или наложение на наружную поверхность трубопровода покровного слоя, имеющего высокое электросопротивление);
• увеличение переходного электрического сопротивления на границе рельсы – грунт (укладка рельсовых путей на основание из битумизированного гравия, имеющего повышенное электросопротивление);
• повышение электрического сопротивления грунта вокруг теплопровода;
• повышение продольного электрического сопротивления теплопровода путем его электрического секционирования (установка электроизолирующих прокладок между фланцами и электроизолирующих футляров на болтах в местах соединения отдельных секций трубопроводов);
• увеличение продольной электропроводности рельсового пути посредством установки электропроводящих перемычек между отдельными звеньями рельсов в местах их стыковки.
Возможны также чисто электрические методы защиты, например, создание вокруг теплопровода контртока, равного по значению, но направленного против блуждающих токов.
Наиболее распространенными конструкциями теплопроводов являются подземные.
Подземные теплопроводы. Все конструкции подземных теплопроводов можно разделить на две группы: канальные и бесканальные.
В канальных теплопроводах изоляционная конструкция разгружена от внешних нагрузок грунта стенками канала.
В бесканальных теплопроводах изоляционная конструкция испытывает нагрузку грунта.
Каналы сооружаются проходными и непроходными.
В настоящее время большинство каналов для теплопроводов сооружается из сборных железобетонных элементов, заранее изготовленных на заводах или специальных полигонах. Сборка этих элементов на трассе выполняется при помощи транспортно-подъемных механизмов. Устройство в грунте траншей для сооружения подземных теплопроводов, как правило, осуществляется экскаваторами. Все это позволяет значительно ускорить строительство тепловых сетей и снизить их стоимость.
Из всех подземных теплопроводов наиболее надежными, зато и наиболее дорогими по начальным затратам являются теплопроводы в проходных каналах.
Основное преимущество проходных каналов – постоянный доступ к трубопроводам. Проходные каналы позволяют заменять и добавлять трубопроводы, проводить ревизию, ремонт и ликвидацию аварий на трубопроводах без разрушения дорожных покрытий и разрытия мостовых. Проходные каналы применяются обычно на выводах от теплоэлектроцентралей и на основных магистралях промплощадок крупных предприятий. В последнем случае в общем проходном канале прокладываются все трубопроводы производственного назначения (паропроводы, водоводы, трубопроводы сжатого воздуха).
В крупных городах целесообразно сооружать проходные каналы (коллекторы) под основными проездами до устройства на этих проездах усовершенствованных дорожных одежд. В таких коллекторах прокладывается большинство подземных городских коммуникаций: теплопроводы, водопроводы, силовые и осветительные кабели, кабели связи (рис. 7.3).
Габаритные размеры проходных каналов выбирают из условия обеспечения достаточного прохода для обслуживающего персонала и свободного доступа ко всем элементам оборудования, требующим постоянного обслуживания (задвижки, сальниковые компенсаторы, дренажные устройства).
Проходные каналы должны быть оборудованы естественной вентиляцией для поддержания температуры воздуха не выше 30 °С, электрическим освещением низкого напряжения (до 30 В), устройством для быстрого отвода воды из канала.
Требования к изоляционной конструкции теплопровода в проходных и полупроходных каналах выполняются сравнительно простыми средствами – посредством защиты с помощью покровного слоя из гидрофобного рулонного материала, например, полиэтилена или бризола; теплоизоляционной оболочки на трубопроводе от капельной влаги, могущей образоваться на перекрытии и стенках канала и, кроме того, установкой на подвижных и неподвижных опорах прокладок из материалов, обладающих диэлектрическими свойствами, например паронита для электрической изоляции металлического трубопровода от несущей конструкции канала и окружающего грунта.
В тех случаях, когда количество параллельно прокладываемых трубопроводов невелико (два – четыре), но постоянный доступ к ним необходим, например, при пересечении автомагистралей с усовершенствованными покрытиями, теплопроводы сооружаются в полупроходных каналах (рис. 7.4).
Рис. 7.4. Сборный полупроходной канал из железобетонных блоков:
1 – ребристый блок перекрытия; 2 – стеновой блок; 3 – блок днища; 4 – бетонная подготовка;
5 – щебенчатая подготовка; 6 – опорные плиты
Габаритные размеры полупроходных каналов выбирают из условия прохода по ним человека в полусогнутом состоянии. Высота в свету полупроходных каналов выбирается не менее 1400 мм. По удобству обслуживания полупроходные каналы значительно уступают проходным. В полупроходных каналах можно проводить осмотр трубопроводов и мелкий ремонт тепловой изоляции при выведенной из работы тепловой сети. Выполнять серьезный ремонт, связанный со слесарными и сварочными работами, в полупроходных каналах практически невозможно.
Большинство теплопроводов прокладывается в непроходных каналах или бесканально.
Теплопроводы в непроходных каналах. Каналы собираются из унифицированных железобетонных элементов разных размеров (рис. 7.5). Для надежной и долговечной работы теплопровода необходима защита канала от поступления в него грунтовых или поверхностных вод. Как правило, нижнее основание канала должно быть выше максимального уровня грунтовых вод.
Для защиты от поверхностных вод наружная поверхность канала (стены и перекрытия) покрывается оклеечной гидроизоляцией из битумных материалов.
При прокладке теплопроводов ниже максимального уровня грунтовых вод сооружаются попутные дренажи, снижающие местный уровень грунтовых вод по трассе теплопровода ниже его основания.
Основное преимущество теплопровода с воздушным зазором по сравнению с бесканальным заключается в создании благоприятных условий для высыхания тепловой изоляции, а сухая тепловая изоляция уменьшает не только тепловые потери, но и опасность химической и электрохимической наружной коррозии подземного теплопровода.
В каналах с воздушным зазором изоляционный слой может выполняться в виде подвесной или монолитной конструкции. На рис. 7.5 показан пример выполнения подвесной изоляционной конструкции. Она состоит из трех основных элементов:
а) антикоррозийного защитного слоя 2 в виде наложенных в заводских условиях на стальной трубопровод 1 нескольких слоев эмали или изола, имеющих достаточную механическую прочность и обладающих высоким электросопротивлением и необходимой температуростойкостью;
б) теплоизоляционного слоя 3, выполненного из материала с низким коэффициентом теплопроводности, например минеральной ваты или пеностекла, в виде мягких матов или твердых блоков, укладываемых поверх защитного антикоррозионного слоя;
в) защитного механического покрытия 4 в виде металлической сетки, выполняющей роль несущей конструкции для теплоизоляционного слоя.
Рис. 7.5. Теплопровод в непроходном канале с воздушным зазором:
1 – трубопровод; 2 – антикоррозионное покрытие; 3 – теплоизоляционный слой;
4 – защитное механическое покрытие
Для увеличения долговечности теплопровода несущая конструкция подвесной изоляции (вязальная проволока или металлическая сетка) покрывается сверху оболочкой из некорродирующих материалов или асбоцементной штукатуркой.
Бесканальные теплопроводы. Бесканальные теплопроводы находят оправданное применение в том случае, когда они по надежности и долговечности не уступают теплопроводам в непроходных каналах и даже превосходят их, являясь более экономичными по сравнению с последними по начальной стоимости и трудозатратам на сооружение и эксплуатацию.
Все конструкции бесканальных теплопроводов можно разделить на три группы: в монолитных оболочках, засыпные, литые.
Требования к изоляционным конструкциям бесканальных теплопроводов такие же, как и к изоляционной конструкции теплопроводов в каналах, а именно высокое и устойчивое в эксплуатационных условиях тепло-, влаго-, воздухо- и электросопротивление.
Бесканальные теплопроводы в монолитных оболочках. В бесканальных теплопроводах на стальной трубопровод наложена в заводских условиях оболочка, совмещающая тепло- и гидроизоляционные конструкции. Звенья таких элементов теплопровода длиной до 12 м доставляются с завода на место строительства, где выполняется их укладка в подготовленную траншею, стыковая сварка отдельных звеньев между собой и накладка изоляционных слоев на стыковое соединение. Принципиально теплопроводы с монолитной изоляцией могут применяться не только бесканально, но и в каналах.
Современным требованиям к надежности и долговечности достаточно полно удовлетворяют теплопроводы с монолитной теплоизоляцией из ячеистого полимерного материала типа пенополиуретана с замкнутыми порами и интегральной структурой, выполненной методом формования на стальной трубе в полиэтиленовой оболочке (типа «труба в трубе»).
Применение полимерного материала позволяет создавать изоляционную конструкцию с заранее заданными свойствами.
Особенность интегральной структуры теплогидроизоляционной конструкции заключается в том, что отдельные слои материала распределены по плотности в соответствии с их функциональным назначением. Периферийные слои изоляционного материала, прилегающие к наружной поверхности стальной трубы и к внутренней поверхности полиэтиленовой оболочки, имеют более высокую плотность и прочность, а средний слой, выполняющий основные теплоизоляционные функции, имеет меньшую плотность, но зато и более низкую теплопроводность.
Благодаря хорошей адгезии периферийных слоев изоляции к поверхности контакта, т.е. к наружной поверхности стальной трубы и внутренней поверхности полиэтиленовой оболочки, существенно повышается долговременная прочность изоляционной конструкции, так как при тепловой деформации стальной трубопровод перемещается в грунте совместно с изоляционной конструкцией и не возникает торцевых зазоров между трубой и изоляцией, через которые влага может проникнуть к поверхности стальной трубы.
Средняя теплопроводность пенополиуретановой теплоизоляции составляет в зависимости от плотности материала 0,03 – 0,05 Вт/(м • К), что примерно втрое ниже теплопроводности большинства широко применяемых теплоизоляционных материалов для тепловых сетей (минеральная вата, армопенобетон, битумоперлит).
Благодаря высокому тепло- и электросопротивлению и низким воздухопроницаемости и влагопоглощению наружной полиэтиленовой оболочки, создающей дополнительную гидроизоляционную защиту, теплогидроизоляционная конструкция защищает теплопровод не только от тепловых потерь, но, что не менее важно, и от наружной коррозии. Поэтому при применении этой конструкции изоляции отпадает необходимость в специальной антикоррозийной защите поверхности стального трубопровода.
На базе пенополимерных материалов создан ряд модификаций изоляционных конструкций теплопроводов.
К ним, в частности, относятся: а) полимербетонная изоляция, выполняемая методом формования из полимерных материалов с неорганическими наполнителями, в которой гидроизоляционной оболочкой служит плотный полимербетон; б) изоляция, накладываемая на стальную трубу методом напыления, предназначенная в основном для трубопроводов диаметром более 500 мм.
На рис. 7.6 показан разрез двухтрубного бесканального теплопровода в монолитных оболочках.
Рис. 7.6. Общий вид двухтрубного бесканального теплопровода в монолитных оболочках:
1 – подающий теплопровод; 2 – обратный теплопровод; 3 – гравийный фильтр; 4 – песчаный фильтр; 5 – дренажная труба; 6 – бетонное основание (при слабых грунтах)
Определенное применение получила конструкция бесканального теплопровода в армопенобетонной изоляции.
На рис. 7.7 приведена конструкция монолитной армопенобетонной изоляционной оболочки. Особенности армопенобетона как изоляционного материала: высокая щелочность (рН > 8,5), что определяет его нейтральность по отношению к стали; способность образовывать подсушенный слой около горячей трубы даже при относительно высокой средней влажности изоляции; высокое электросопротивление.
Рис. 7.7. Конструкция монолитной армопенобетонной изоляционной оболочки:
1 – труба; 2 – автоклавный пенобетон; 5 – арматура; 4 – гидрозащитное трехслойное покрытие из битумно-резиновой мастики; 5 – стальная тканая сетка; 6 – слой асбоцементной штукатурки;
7 – деталь спирали
В монолитной армопенобетонной изоляции создается хорошая адгезия (сцепление) изоляционной оболочки к поверхности стального трубопровода. Так как коэффициенты линейного удлинения стали и пенобетона близки по значению, то адгезия не нарушается при изменении температуры теплоносителя в теплопроводе. Благодаря этому исключается появление зазора между трубой и оболочкой в процессе работы теплопровода и связанная с этим возможность коррозии наружной поверхности трубы из-за проникновения в зазор влаги и воздуха. Поскольку при тепловой деформации стальной трубопровод перемещается совместно с пенобетонной оболочкой, находящейся в массиве грунта, то возникающие при этом осевые усилия в трубопроводе существенно выше, чем при прокладке теплопроводов в каналах.
Другая модификация индустриальных конструкций бесканальных теплопроводов в монолитных оболочках, имеющих адгезию к поверхности трубы, – теплопроводы с оболочками из фенольного поропласта марки ФЛ. Слой изоляции накладывается на трубопроводы из предварительно подготовленной композиции способом литья в форму. После отвердения слоя изоляции на ее поверхность укладывается влаго- и воздухозащитное покрытие из полиэтилена, армированного стеклотканью. В сухом состоянии, а также при низкой влажности фенольный поропласт является высокоэффективным теплоизоляционным материалом при = 100 кг/м3 и относительной объемной влажности 30 % = 0,05 Вт/(м•К)]. Основной недостаток поропласта марки ФЛ как изоляционного материала – его гидрофильность, т. е. способность поглощать влагу.
Наряду с конструкциями бесканальных теплопроводов с монолитными оболочками, имеющими адгезию к поверхности стальных трубопроводов, иногда сооружаются теплопроводы с монолитными оболочками без адгезии к поверхности трубопроводов. При тепловой деформации таких теплопроводов стальной трубопровод перемещается внутри изоляционной оболочки. Это обстоятельство при длительной работе теплопровода может привести к образованию зазора между трубой и изоляционной оболочкой, а при поступлении через зазор влаги и воздуха – к развитию коррозионных процессов на наружной поверхности трубы. Поэтому в конструкциях бесканальных теплопроводов в монолитных оболочках без адгезии к стальному трубопроводу необходимо наружную поверхность стальных труб защищать от коррозии, например, путем эмалирования, алюминирования и применения других материалов с высокими антикоррозионными и диэлектрическими свойствами.
Рис. 7.8. Монолитная битумоперлитная изоляция:
1 – трубопровод; 2 – битумоперлит по антикоррозионному покрытию; 3 – бризол в два слоя
Одним из типов индустриальных бесканальных теплопроводов в монолитных оболочках без адгезии к наружной поверхности трубы (при диаметрах трубопроводов 400 мм и менее) является теплопровод в битумоперлитной изоляции (рис. 7.8).
Битумоперлит, битумокерамзит и другие аналогичные изоляционные материалы на битумном вяжущем обладают существенными технологическими преимуществами, позволяющими сравнительно просто индустриализировать изготовление монолитных оболочек на трубопроводах. Но наряду с этим указанная технология изготовления оболочек нуждается в улучшении для обеспечения равномерной плотности и гомогенности битумоперлитной массы как по периметру трубы, так и по ее длине.
Кроме того, битумоперлитная изоляция, как и многие другие материалы на битумном вяжущем, при длительном прогреве при температуре 150 °С теряет водостойкость из-за потери легких фракций, что приводит к снижению антикоррозионной стойкости этих теплопроводов. Для повышения антикоррозионной стойкости битумоперлита в процессе изготовления горячей формовочной массы вводят полимерные добавки в портландцемент, что повышает температуростойкость, влагостойкость, прочность и долговечность конструкции.
В настоящее время из рассмотренных конструкций теплопроводов с монолитной изоляцией представляется наиболее перспективной конструкция с недорогой и высокопрочной пенополимербетонной изоляцией.
Бесканальные теплопроводы в засыпных порошках. Эти теплопроводы находили применение главным образом при трубопроводах малого диаметра – до 300 мм.
Для сооружения таких теплопроводов не требуется наличия в районе строительства тепловых сетей завода, на который должны предварительно поступать стальные трубы для наложения монолитной изоляционной оболочки. Изоляционный засыпной порошок в соответствующей упаковке, например в полиэтиленовых мешках, легко транспортируется на большие расстояния железнодорожным или автотранспортом.
Одной из конструкций такого типа, разработанной Всесоюзным теплотехническим институтом, является бесканальный теплопровод в засыпных самоспекающихся асфальтитах. Основной компонент для изготовления самоспекающегося порошка – природный битум-асфальтит или искусственный битум-продукт заводов нефтепереработки. На рис. 7.9 показан разрез конструкции теплопровода в засыпном самоспекающемся асфальтоизоле. Применяют также бесканальные теплопроводы с засыпной изоляцией из гидрофобизированного порошкообразного мела.
Рис. 7.9. Разрез бесканального теплопровода в самоспекающемся асфальтоизоле:
1 – плотный слой; 2 – пористый слой; 3 – порошкообразный слой
Литые конструкции бесканальных теплопроводов. Из литых конструкций бесканальных теплопроводов некоторое применение получили теплопроводы в пенобетонном массиве (рис. 7.10). В качестве материала для сооружения таких теплопроводов может быть использован перлитобетон. Смонтированные в траншее стальные трубопроводы заливаются жидкой композицией, приготовленной непосредственно на трассе или доставленной в контейнере с производственной базы. После схватывания пенобетонный или перлитобетонный массив засыпается грунтом. Как известно, в двухтрубных тепловых сетях температурные режимы, а следовательно, и температурные деформации подающего и обратного трубопроводов неодинаковы. В этих условиях адгезия пенобетона или перлитобетона к наружной поверхности стальных трубопроводов недопустима. Для защиты наружной поверхности стальных трубопроводов от адгезии с изоляционным массивом они покрываются снаружи слоем антикоррозионного мастичного материала, например асфальтовой мастикой, до заливки жидким пеноцементным раствором.
Рис. 7.10. Разрез бесканального теплопровода в литом пенобетонном массиве:
а – сборно-литая конструкция; б – литая конструкция
Конструкция имеет низкое влаго- и воздухосопротивление. Для повышения ее антикоррозионной стойкости необходимо надежно защитить от коррозии наружную поверхность стальных трубопроводов, например, путем предварительного эмалирования или наложения на нее другого защитного слоя.
Ограничение максимального диаметра бесканальных теплопроводов. Территория, прилегающая к трассе бесканального теплопровода, более уязвима для размыва и образования опасных каверн при нарушении плотности стального трубопровода по сравнению с трубопроводом в канале. Поэтому в зависимости от надежности применяемых конструкций ограничивают максимальный диаметр бесканальных теплопроводов.
При изготовлении изоляционных конструкций из битумных материалов с различными наполнителями (битумоперлит, битумокерамзит, битумовермикулит), а также при применении засыпных и литых конструкций максимальный диаметр бесканальных теплопроводов в соответствии со СНиП ограничивают 400 мм.
Максимальный диаметр бесканальных теплопроводов в монолитных изоляционных оболочках из армопенобетона, а также в монолитных оболочках из фенольного поропласта с наружной гидрозащитой из полиэтилена ограничен обычно 800 мм.
На основе опыта эксплуатации отечественных конструкций бесканальных теплопроводов в монолитных изоляционных оболочках из ячеистых полимерных материалов с замкнутыми порами типа полиуретана в дальнейшем будет проверена возможность снятия ограничения по максимальному диаметру для этих теплопроводов.
Павильоны и камеры подземных теплопроводов. Задвижки, сальниковые компенсаторы, воздушники, дренажная и другая арматура подземных теплопроводов, требующая обслуживания, располагается обычно в камерах. На магистральных теплопроводах диаметром 500 мм и выше в камерах размещаются задвижки с электро- или гидроприводом, имеющие большие наружные габариты. Для создания благоприятных условий обслуживания теплопроводов с крупногабаритной арматурой камеры располагаются вне проезжей части и над ними строят надземные сооружения в виде павильонов.
На рис. 7.11 показан надземный павильон, в котором установлена задвижка с электроприводом на трехтрубном теплопроводе диаметром 700 мм.
Рис. 7.11. Надземный павильон в узле установки задвижек с электроприводом на трехтрубном теплопроводе: а – план; б – разрез; в.п. – водовод подающий; в.о. – водовод обратный
При отсутствии на теплопроводах задвижек с электро- или гидроприводом, а также на теплопроводах меньшего диаметра устраиваются подземные камеры без надземного павильона. Устройство и габаритные размеры камер должны обеспечивать удобство и безопасность обслуживания. Высота камеры в свету выбирается не менее 1,8 – 2 м. Каждая камера должна иметь не менее двух выходных люков, которые должны быть открыты при нахождении в камере обслуживающего персонала. В днище камеры должны быть устроены приямки для сбора и спуска или откачки дренажных вод. Должна быть предусмотрена надежная гидроизоляционная защита камер от грунтовых вод.
Пересечение теплопроводами рек, железнодорожных путей и дорожных магистралей. Наиболее простой метод пересечения речных преград – прокладка теплопроводов по строительной конструкции железнодорожных или автодорожных мостов. Однако мосты через реки в районе прокладки теплопроводов нередко отсутствуют, а сооружение специальных мостов для теплопроводов при большой длине пролета стоит дорого. Возможными вариантами решения этой задачи является сооружение подвесных переходов или сооружение подводного дюкера.
На рис. 7.12 и 7.13 показан дюкер для прокладки теплопроводов по дну Москвы-реки, сооруженный в Москве. Полностью сваренный дюкер длиной свыше 200 и диаметром 2,5 м был опущен в заранее подготовленное ложе на дне реки. Для того чтобы дюкер не всплыл, на него сверху были надеты чугунные грузы – кольца. Для предохранения от коррозии наружная поверхность дюкера покрыта слоем гидроизоляции. В дюкере имеется проход для обслуживания высотой 2 и шириной 1 м.
Рис. 7.12. Трасса дюкера: 1 – дюкер; 2 – железобетонный колодец; 3 – бетонный массив;
4 – присыпка песком
Рис. 7.13. Поперечное сечение дюкера: 1 – пригрузочное кольцо; 2 – кольцо жесткости
Современные усовершенствованные покрытия автодорожных магистралей стоят дорого, поэтому пересечение их вновь сооружаемыми теплопроводами производится обычно закрытым способом, методом щитовой проходки. Такое сооружение производится при помощи щита, представляющего собой цилиндрическую сварную оболочку, выполненную из стального листа (рис. 7.14 и 7.15). Поступательное движение щита 7 в грунте осуществляется при помощи гидравлических домкратов 4, упирающихся в выложенный участок туннеля 2. Для опускания щита в грунт строится специальная шахта 1, через которую во время проходки грунт удаляется на поверхность земли. По мере проходки щита в грунте выкладывается цилиндрический туннель 2 из сборных бетонных или железобетонных элементов.
Рис. 7.14. Схема щитовой прокладки: 1 – производственная шахта; 2 – часть уложенного туннеля; 3 – место забоя; 4 – гидравлический домкрат;
5 – кран-укосина; 6 – вагонетка для вывоза грунта; 7 – щит
Рис. 7.15. Канал из блоков при щитовой прокладке
Пересечение теплопроводами железнодорожных или автодорожных насыпей также производится без остановки движения методом прокола (рис. 7.16). При помощи мощных гидравлических домкратов в тело насыпи вдавливается стальная труба-гильза, которая насквозь проходит через насыпь. После очистки от грунта эта труба используется в качестве гильзы-оболочки, внутри которой прокладывается изолированный теплопровод. При пересечении насыпей электрифицированных железных дорог теплопровод необходимо электрически изолировать от стальной гильзы для защиты его от электрокоррозии.
Рис. 7.16. Пересечение теплопроводом дорожной насыпи: 1 – железобетонные плиты;
2 – асфальт; 3 – бетонная подготовка; 4 – трубопровод; 5 – изоляция трубопровода; 6 – труба-гильза; 7 – основание канала
Защита подземных теплопроводов от затопления и увлажнения. Одним из основных условий долговечности подземных теплопроводов считается защита их от затопления грунтовыми или верховыми водами. Затопление приводит к порче изоляции и наружной коррозии трубопроводов. Единственное надежное решение при прокладке теплопроводов ниже уровня грунтовых вод заключается в понижении этого уровня с помощью продольного дренажа. Конструкция самого теплопровода остается в этом случае такой же, как и для сухих грунтов.
Основное требование к дренажу грунтовых вод в зоне прокладки теплопровода состоит в том, чтобы кривая депрессии, т. е. уровень грунтовых вод при работе дренажа, была ниже днища канала (при прокладке в канале) или нижней отметки изоляционной конструкции теплопровода при бесканальной прокладке. Для защиты теплопровода от поверхностных вод в первую очередь необходима планировка поверхности земли над теплопроводом. Отметка поверхности земли над теплопроводом должна несколько превышать отметку окружающего грунта. Весьма желательно устройство над теплопроводом уличной одежды в виде асфальтового покрытия.
Состояние изоляции подземных теплопроводов зависит от режима их работы. Когда теплопровод непрерывно работает, тепловая изоляция, как правило, находится в сухом состоянии. При выведении теплопровода из работы по мере понижения температуры происходит перемещение влаги с поверхности изоляции к поверхности трубы.
Опыт показывает, что теплопроводы, работающие круглогодично, находятся в лучшем состоянии, чем работающие сезонно или периодически.
Надземные теплопроводы. Надземные теплопроводы обычно укладываются на отдельно стоящих опорах (низких или высоких), на вантовых конструкциях, подвешенных к пилонам мачт, на эстакадах. В СССР были разработаны типовые конструкции надземных теплопроводов на отдельно стоящих высоких и низких железобетонных опорах (серии ИС-01-06 и ИС-01-07). При прокладке теплопроводов на низких опорах расстояние между нижней образующей изоляционной оболочки трубопровода и поверхностью земли принимается не менее 0,35 м при ширине группы труб до 1,5 м и не менее 0,5 м при ширине группы труб более 1,5 м. Высокие отдельно стоящие опоры могут выполняться жесткими, гибкими и качающимися (рис. 7.17).
Рис. 7.17. Виды отдельно стоящих промежуточных опор: а – жесткая опора; б – гибкая опора;
в – двухшарнирная (качающаяся) опора; 1 – трубопровод; 2 – промежуточные опоры;
3 – температурная деформация; 4 – положение промежуточных опор при температурной деформации; 5 – анкерная опора
На рис. 7.18 показан надземный теплопровод подвесной конструкции на жестких мачтах.
Рис. 7.18. Надземный теплопровод подвесной конструкции на мачтах
Рис. 7.19. Прокладка теплопроводов по эстакаде
Материалы для мачт выбираются в зависимости от типа и назначения теплопровода. Наиболее подходящим материалом для мачт стационарных конструкций является железобетон. В местах установки арматуры трубопроводов необходимо предусмотреть приспособление для удобного подъема обслуживающего персонала и безопасного обслуживания арматуры. В этих местах обычно устраиваются площадки с ограждениями и постоянными лестницами
На рис. 7.19 показана конструкция теплопроводов на эстакаде. Трубопроводы больших диаметров обычно опираются непосредственно на стойки эстакады. Трубопроводы малых диаметров опираются на опоры, уложенные в пролетном строении эстакады.
2.7.3. 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 и неподвижные.
Свободные опоры воспринимают вес трубопровода и обеспечивают его свободное перемещение при температурных деформациях.
Неподвижные опоры фиксируют положение трубопровода в определенных точках и воспринимают усилия, возникающие в местах фиксации под действием температурных деформаций и внутреннего давления.
При бесканальной прокладке обычно отказываются от установки свободных опор под трубопроводами во избежание неравномерных просадок и дополнительных изгибающих напряжений. В этих теплопроводах трубы укладываются на нетронутый грунт или тщательно утрамбованный слой песка.
По принципу работы свободные опоры делятся на скользящие, роликовые, катковые и подвесные. Некоторые конструкции свободных опор приведены на рис. 7.20 – 7.22.
Рис. 7.20. Скользящая опора: 1 – тепловая изоляция; 2 – опорный полуцилиндр; 3 – стальная скоба;
4 – бетонный камень; 5 – цементно-песчаный раствор
Рис. 7.21. Роликовая опора
Рис. 7.22. Катковая опора
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 при больших диаметрах многих десятков и даже сотен кН. Это, в свою очередь, требует усиления строительных конструкций, воспринимающих реакции опор.
Для разгрузки несущих конструкций (мачт, стоек, кронштейнов) рекомендуется при диаметрах трубопроводов больше 400 – 500 мм применять катковые опоры при всех типах надземных прокладок, а также в проходных каналах.
В некоторых случаях, когда по условиям размещения трубопроводов относительно несущих конструкций скользящие и катящие опоры не могут быть установлены, применяют подвесные опоры (рис. 7.23).
Недостатком простых подвесных опор (рис. 7.23, а) является деформация (перекосы и изгибы) труб вследствие различной амплитуды подвесок, находящихся на различном расстоянии от неподвижной опоры, из-за разных углов их поворота.
Рис. 7.23. Подвесные опоры: а – простая опора; б – пружинная; в – с контргрузом
По мере удаления от неподвижной опоры возрастают температурная деформация трубопровода и угол поворота подвесок.
Для уменьшения перекосов трубопровода желательно длину подвески выбирать возможно большей. При недопустимости перекосов трубы и невозможности применения скользящих опор следует применять пружинные подвесные опоры или опоры с противовесом (рис. 7.23, б, в).
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.
Первое слагаемое представляет собой результирующее осевое усилие внутреннего давления, второе – результирующую реакцию свободных опор, третье – результирующую осевую реакцию компенсаторов.
На рис. 7.24 представлены схемы трубопроводов. Рассмотрим усилия, действующие на неподвижную опору.
В схеме I с обеих сторон неподвижной опоры А расположены сальниковые компенсаторы. Так как торцевые сечения участков трубопровода с обеих сторон неподвижной опоры А открыты, на рассматриваемый участок трубопровода не передается осевое усилие внутреннего давления.
В схеме II с обеих сторон опоры А расположены участки с естественной компенсацией. Так как торцевые сечения рассматриваемого участка закрыты отводами с обеих сторон опоры А, то на них передается осевое усилие внутреннего давления, но эти усилия с обеих сторон неподвижной опоры равны и противоположны по знаку.
В схеме III, так же как и в схеме I, с обеих сторон неподвижной опоры расположены сальниковые компенсаторы. Однако в отличие от схемы I на трубопроводе установлена задвижка. При закрытии задвижки с обеих сторон ее могут установиться разные давления. Наибольшее значение результирующее осевое усилие возникает тогда, когда с одной стороны задвижки установится полное рабочее давление, а с другой внутреннее давление будет равно нулю.
Рис. 7.24. Схемы трубопроводов
В схеме IV с одной стороны неподвижной опоры А установлен сальниковый компенсатор, а с другой – гнутый (упругий). Осевое усилие внутреннего давления в этом трубопроводе направлено от неподвижной опоры в сторону упругого компенсатора.
Из всех усилий, действующих на неподвижную опору, наиболее значительным является неуравновешенная сила внутреннего давления. По сравнению с этой силой остальные реакции, действующие на неподвижную опору, сравнительно невелики. Для облегчения конструкции неподвижной опоры необходимо стремиться к уравновешиванию осевой силы внутреннего давления внутри трубопровода.
В целях унификации расчетов и стандартизации конструкций неподвижных опор принято делить их условно на две группы; неразгруженные и разгруженные. К первой группе относятся опоры, воспринимающие осевую реакцию внутреннего давления. Ко второй группе относятся опоры, на которые осевая реакция внутреннего давления не передается.
При установке на трубопроводах линзовых компенсаторов осевая реакция внутреннего давления резко возрастает в связи с тем, что площадь сечения линзы значительно превосходит площадь поперечного сечения трубопровода.
Кроме усилий на неподвижные опоры часто передаются также изгибающие и крутящие моменты, действующие на трубопровод, которые определяются в каждом конкретном случае для заданной схемы и режима работы трубопровода. Неподвижные опоры выполняются обычно из железобетона или металлоконструкций.
На рис. 7.25 показана установка неподвижной опоры в камере. Усилие, воспринимаемое опорой, передается на вертикальные стойки, концы которых защемлены в основании и перекрытии камеры.
Рис. 9.30. Неподвижная опора в камере
Рис. 7.26. Железобетонная щитовая неподвижная опора
При расположении неподвижных опор между камерами, в непроходных каналах или при бесканальной прокладке удобны железобетонные щитовые опоры (рис. 7.26). Такая опора представляет собой железобетонную плиту. Конструкция не требует солидных фундаментов, так как нагрузка от нее передается центрально.
2.7.4. Компенсация температурных деформаций
Компенсация температурных деформаций стальных трубопроводов имеет исключительно важное значение в технике транспорта теплоты.
Если в трубопроводе отсутствует компенсация температурных деформаций, то при сильном нагревании в стенке трубопровода могут возникнуть большие разрушающие напряжения. Значение этих напряжений может быть рассчитано по закону Гука
, (7.1)
где Е – модуль продольной упругости (для стали Е = 2 • 105 МПа); i – относительная деформация.
При повышении температуры трубы длиной l на t удлинение должно составить
, (7.2)
где – коэффициент линейного удлинения, 1/К (для углеродистой стали = 12-10-6 1/К).
Если участок трубы защемлен и при нагревании не удлиняется, то его относительное сжатие
. (7.3)
Из совместного решения (7.1) и (7.3) можно найти напряжение сжатия, возникающее в стальной трубе при нагреве прямолинейного защемленного (без компенсаторов) участка трубопровода
. (7.4)
Для стали = 2,35 t МПа.
Как видно из (7.4), напряжение сжатия, возникающее в защемленном прямолинейном участке трубопровода, не зависит от диаметра, толщины стенки и длины трубопровода, а зависит только от материала (модуля упругости и коэффициента линейного удлинения) и перепада температур.
Усилие сжатия, возникающее при нагревании прямолинейного трубопровода без компенсации, определяется по формуле
, (7.5)
где f – площадь поперечного сечения стенок трубопровода, м2.
По своему характеру все компенсаторы могут быть разбиты на две группы: осевые и радиальные.
Осевые компенсаторы применяются для компенсации температурных удлинений прямолинейных участков трубопровода.
Радиальная компенсация может быть использована при любой конфигурации трубопровода. Радиальная компенсация широко применяется на теплопроводах, прокладываемых на территориях промышленных предприятий, а при небольших диаметрах теплопроводов (до 200 мм) – также и в городских тепловых сетях. На теплопроводах большого диаметра, прокладываемых под городскими проездами, устанавливаются главным образом осевые компенсаторы.
Осевая компенсация. На практике находят применение осевые компенсаторы двух типов: сальниковые и упругие.
На рис. 7.27 показан односторонний сальниковый компенсатор. Между стаканом 1 и корпусом 2 компенсатора располагается сальниковое уплотнение 3. Сальниковая набивка, обеспечивающая плотность, зажимается между упорным кольцом 4 и грундбуксой 5. Обычно набивка выполняется из асбестовых колец квадратного сечения, пропитанных графитом. Компенсатор вваривается в трубопровод, поэтому установка его на линии не приводит к увеличению количества фланцевых соединений.
Рис. 7.27. Односторонний сальниковый компенсатор:
1 – стакан; 2 – корпус; 3 – набивка; 4 – упорное кольцо; 5 – грундбукса
На рис. 7.28 приведен разрез двухстороннего сальникового компенсатора. Недостатком сальниковых компенсаторов всех типов является сальник, требующий систематического и тщательного ухода в эксплуатации. Набивка в сальниковом компенсаторе изнашивается, теряет со временем упругость и начинает пропускать теплоноситель. Подтяжка сальника в этих случаях не дает положительных результатов, поэтому через определенные периоды времени сальники приходится перебивать.
Рис. 7.28. Двухсторонний сальниковый компенсатор
От этого недостатка свободны все типы упругих компенсаторов.
На рис. 7.29 показана секция трехволнового сильфонного компенсатора. Для уменьшения гидравлического сопротивления внутри сильфонной секции вварена гладкая труба. Сильфонные секции выполняются обычно из легированных сталей или сплавов.
В нашей стране сильфонные компенсаторы изготовляются из стали 08Х18Н10Т.
Рис. 7.29. Трехволновой сильфонный компенсатор
Компенсирующая способность сильфонных компенсаторов определяется обычно по результатам испытаний или принимается по данным заводов-изготовителей. Для компенсации больших термических деформаций соединяют последовательно несколько сильфонных секций.
Осевая реакция сильфонных компенсаторов представляет собой сумму двух слагаемых
, (7.6)
где sк – осевая реакция от температурной компенсации, вызываемая деформацией волны при термическом расширении трубопровода, Н; sд – осевая реакция, вызываемая внутренним давлением, Н.
Для повышения устойчивости против деформации сильфонов под действием внутреннего давления компенсаторы выполняются разгруженными от внутреннего давления путем соответствующей компоновки сильфонных секций в корпусе компенсатора, выполняемого из трубы большего диаметра. Такая конструкция компенсатора показана на рис. 7.30.
Рис. 7.30. Разгруженный сильфонный компенсатор:
lр – длина в растянутом состоянии; lсж – длина в сжатом состоянии
Перспективным методом компенсации температурных деформаций может служить применение самокомпенсирующихся труб. При производстве спирально-сварных труб из полосы листового металла на нем роликом выдавливается продольная канавка глубиной примерно 35 мм. После сварки такого листа канавка превращается в спиральный гофр, способный компенсировать температурную деформацию трубопровода. Опытная проверка таких труб показала положительные результаты.
Радиальная компенсация. При радиальной компенсации термическая деформация трубопровода воспринимается изгибами специальных эластичных вставок или естественными поворотами (изгибами) трассы отдельных участков самого трубопровода.
Последний метод компенсации термических деформаций, широко используемый в практике, называется естественной компенсацией. Преимущества этого вида компенсации над другими видами: простота устройства, надежность, отсутствие необходимости в надзоре и уходе, разгруженность неподвижных опор от усилий внутреннего давления. Недостаток естественной компенсации – поперечное перемещение деформируемых участков трубопровода, требующее увеличения ширины непроходных каналов и затрудняющее применение засыпных изоляций и бесканальных конструкций.
Расчет естественной компенсации заключается в нахождении усилий и напряжений, возникающих в трубопроводе под действием упругой деформации, выборе длин взаимодействующих плеч трубопровода и определении поперечного смещения его участков 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 отводов (колен) и прямых участков. Гнутые отводы повышают гибкость трубопровода и увеличивают его компенсирующую способность. Влияние гнутых колен на компенсирующую способность особенно заметно в трубопроводах большого диаметра.
Изгиб кривых участков труб сопровождается сплющиванием поперечного сечения, которое превращается из круглого в эллиптическое.
На рис. 7.31 показана изогнутая труба с радиусом кривизны R. Выделим двумя сечениями аb и cd элемент трубы. При изгибе в стенке трубы с выпуклой стороны возникают растягивающие, а с вогнутой – сжимающие усилия. Как растягивающие, так и сжимающие усилия дают равнодействующие Т, нормальные к нейтральной оси.
Рис. 7.31. Сплющивание трубы при изгибе
Компенсирующая способность компенсаторов может быть увеличена вдвое при предварительной растяжке их во время монтажа на величину, равную половине теплового удлинения трубопровода. На основе вышеизложенной методики получены уравнения для расчета максимального изгибающего напряжения и компенсирующей способности симметричных компенсаторов различного типа.
2.7.5. Тепловой расчет
В задачу теплового расчета входит решение следующих вопросов:
• определение тепловых потерь теплопровода;
• расчет температурного поля вокруг теплопровода, т. е. определение температур изоляции, воздуха в канале, стен канала, грунта.
• расчет падения температуры теплоносителя вдоль теплопровода;
• выбор толщины тепловой изоляции теплопровода.
Количество теплоты, проходящей в единицу времени через цепь последовательно соединенных термических сопротивлений, вычисляется по формуле
, (7.7)
где q – удельные тепловые потери теплопровода; – температура теплоносителя, °С; to – температура окружающей среды, °С; R – суммарное термическое сопротивление цепи теплоноситель – окружающая среда (термическое сопротивление изоляции теплопровода).
При тепловом расчете тепловых сетей приходится обычно определять тепловые потоки через слои и поверхности цилиндрической формы.
Удельные тепловые потери q и термические сопротивления R относят обычно к единице длины теплопровода и измеряют их соответственно в Вт/м и (м • К)/Вт.
В изолированном трубопроводе, окруженном наружным воздухом, теплота должна пройти через четыре последовательно соединенных сопротивления: внутреннюю поверхность рабочей трубы, стенку трубы, слой изоляции и наружную поверхность изоляции. Так как суммарное сопротивление равно арифметической сумме последовательно соединенных сопротивлений, то
R = Rв + Rтр + Rи + Rн, (7.8)
где Rв, Rтр, Rи и Rн – термические сопротивления внутренней поверхности рабочей трубы, стенки трубы, слоя изоляции и наружной поверхности изоляции.
В изолированных теплопроводах основное значение имеет термическое сопротивление слоя тепловой изоляции.
В тепловом расчете встречаются два вида термических сопротивлений:
• сопротивление поверхности;
• сопротивление слоя.
Термическое сопротивление поверхности. Термическое сопротивление цилиндрической поверхности составляет
, (7.8)
где d – площадь поверхности 1 м длины теплопровода, м; – коэффициент теплоотдачи от поверхности.
Для определения термического сопротивления поверхности теплопровода необходимо знать две величины: диаметр теплопровода и коэффициент теплоотдачи поверхности. Диаметр теплопровода при тепловом расчете является заданным. Коэффициент теплоотдачи от наружной поверхности теплопровода к окружающему воздуху представляет собой сумму двух слагаемых – коэффициента теплоотдачи излучением л и коэффициента теплоотдачи конвекцией к:
. (7.9)
Коэффициент теплоотдачи излучением л может быть подсчитан по формуле Стефана-Больцмана:
, (7.10)
где С – коэффициент излучения; t – температура излучающей поверхности, °С.
Коэффициент излучения абсолютно черного тела, т.е. поверхности, которая поглощает все падающие на нее лучи и ничего не отражает, С = 5,7 Вт/(м • К ) = 4,9 ккал/(ч • м2 • К4).
Коэффициент излучения «серых» тел, к которым относятся поверхности неизолированных трубопроводов, изоляционных конструкций, имеет значение 4,4 – 5,0 Вт/(м2 • К4). Коэффициент теплоотдачи от горизонтальной трубы к воздуху при естественной конвекции, Вт/(м • К), можно определить по формуле Нуссельта
, (7.11)
где d – наружный диаметр теплопровода, м; t, tо – температуры поверхности и окружающей среды, °С.
При вынужденной конвекции воздуха или ветра коэффициент теплоотдачи
, (7.12)
где w – скорость воздуха, м/с.
Формула (7.12) действительна при w > 1 м/с и d > 0,3 м.
Для вычисления коэффициента теплоотдачи по (7.10) и (7.11) необходимо знать температуру поверхности. Так как при определении тепловых потерь температура поверхности теплопровода обычно заранее неизвестна, задача решается методом последовательных приближений. Предварительно задаются коэффициентом теплоотдачи наружной поверхности теплопровода , находят удельные потери q и температуру поверхности t, проверяют правильность принятого значения .
При определении тепловых потерь изолированных теплопроводов проверочного расчета можно не проводить, так как термическое сопротивление поверхности изоляции невелико по сравнению с термическим сопротивлением ее слоя. Так, 100%-ная ошибка при выборе коэффициента теплоотдачи поверхности приводит обычно к ошибке в определении теплопотерь 3 – 5%.
Для предварительного определения коэффициента теплоотдачи поверхности изолированного теплопровода, Вт/(м • К), когда температура поверхности неизвестна, может быть рекомендована формула
, (7.13)
где w – скорость движения воздуха, м/с.
Коэффициенты теплоотдачи от теплоносителя к внутренней поверхности трубопровода весьма высоки, что определяет столь малые значения термического сопротивления внутренней поверхности трубопровода, которыми при практических расчетах можно пренебречь.
Термическое сопротивление слоя. Выражение для термического сопротивления однородного цилиндрического слоя легко выводится из уравнения Фурье, которое имеет вид
, (7.14)
где – теплопроводность слоя; d1, d2 – внутренний и наружный диаметры слоя.
Для теплового расчета существенное значение имеют только слои с большим термическим сопротивлением. Такими слоями являются тепловая изоляция, стенка канала, массив грунта. По этим соображениям при тепловом расчете изолированных теплопроводов обычно не учитывается термическое сопротивление металлической стенки рабочей трубы.
Термическое сопротивление изоляционных конструкций надземных теплопроводов. В надземных теплопроводах между теплоносителем и наружным воздухом включены последовательно следующие термические сопротивления: внутренняя поверхность рабочей трубы, ее стенка, один или несколько слоев тепловой изоляции, наружная поверхность теплопровода.
Первыми двумя тепловыми сопротивлениями в практических расчетах обычно пренебрегают.
Иногда тепловую изоляцию выполняют многослойной, исходя из различных допустимых температур для применяемых изоляционных материалов или из экономических соображений с целью частичной замены дорогих материалов изоляции более дешевыми.
Термическое сопротивление многослойной изоляции равно арифметической сумме термических сопротивлений последовательно наложенных слоев.
Термическое сопротивление цилиндрической изоляции увеличивается с увеличением отношения ее наружного диаметра к внутреннему. Поэтому в многослойной изоляции первые слои целесообразно укладывать из материала, имеющего более низкую теплопроводность, что приводит к наиболее эффективному использованию изоляционных материалов.
Температурное поле надземного теплопровода. Расчет температурного поля теплопровода проводится на основании уравнения теплового баланса. При этом исходят из условия, что при установившемся тепловом состоянии количество теплоты, протекающей от теплоносителя к концентрической цилиндрической поверхности, проходящей через любую точку поля, равно количеству теплоты, уходящей от этой концентрической поверхности к наружной среде.
Температура поверхности теплоизоляции из уравнения теплового баланса будет равна
. (7.15)
Термическое сопротивление грунта. В подземных теплопроводах в качестве одного из последовательно включенных термических сопротивлений участвует сопротивление грунта.
При подсчете тепловых потерь за температуру окружающей среды tо принимают, как правило, естественную температуру грунта на глубине заложения оси теплопровода.
Только при малых глубинах заложения оси теплопровода (h/d < 2) за температуру окружающей среды принимают естественную температуру поверхности грунта.
Термическое сопротивление грунта может быть определено по формуле Форхгеймера (рис. 7.32)
, (7.16)
где – теплопроводность грунта; h – глубина заложения оси теплопровода; d – диаметр теплопровода.
При укладке подземных теплопроводов в каналах, имеющих форму, отличную от цилиндрической, в (7.16) вместо диаметра подставляют эквивалентный диаметр
, (7.17)
где F – площадь сечения канала, м; П – периметр канала, м.
Теплопроводность грунта зависит главным образом от его влажности и температуры.
При температурах грунта 10 – 40 °С теплопроводность грунта средней влажности лежит в пределах 1,2 – 2,5 Вт/(м • К).
Методика теплового расчета
По характеру теплового расчета следует различать одно- и многотрубные подземные теплопроводы. В однотрубных теплопроводах все термические сопротивления включены последовательно. В многотрубных теплопроводах все термические сопротивления включены параллельно друг другу и последовательно к цепи канал – грунт.
Однотрубный теплопровод. При бесканальной прокладке термическое сопротивление теплопровода представляет собой сумму двух слагаемых – сопротивления слоя изоляции и сопротивления грунта (см. рис. 7.32):
R=Rи + Rгр. (7.18)
При наличии воздушной прослойки между изолированным трубопроводом и стенкой канала термическое сопротивление теплопровода определяется как сумма последовательно соединенных сопротивлений (рис. 7.33):
R= Rи + Rн + Rпк+Rк + Rгр, (7.19)
где Rи, Rн, Rпк, Rк, Rгр – сопротивление соответственно слоя изоляции, наружной поверхности изоляции, внутренней поверхности канала, стенок канала, грунта.
Температура воздуха в канале tк однотрубного теплопровода из уравнения теплового баланса с учетом того, что количество теплоты, подведенной от теплоносителя к каналу, равно количеству теплоты, отведенной из канала в грунт, составит:
. (7.20)
Многотрубный теплопровод. Если несколько трубопроводов проложены в общем канале, то тепловой поток (тепловые потери) от каждого из них поступают в канал, а затем общий тепловой поток отводится через стенки канала и грунт в наружную среду.
Задача теплового расчета многотрубного теплопровода в канале сводится в первую очередь к нахождению температуры воздуха в канале. Зная температуру воздуха в канале, можно определить теплопотерю каждого трубопровода по общим правилам теплового расчета трубопроводов, окруженных воздухом.
Температура воздуха в канале определяется по уравнению теплового баланса. При установившемся тепловом состоянии количество теплоты, подводимой от трубопроводов к воздушной прослойке канала, равно количеству теплоты, отводимой от воздушной прослойки через стенки канала и массив грунта в окружающую среду.
Температура воздуха в канале многотрубного теплопровода равна
, (7.21)
где R1, R2, …, Rn – термические сопротивления каждого из n теплопроводов; 1, 2, …, n – температура теплоносителя в каждом из n трубопроводов; Rк-о=Rп.к+Rк+Rгр – суммарное термическое сопротивление внутренней поверхности канала, стенок канала, грунта.
Расчет теплопотерь многотрубного бесканального теплопровода может быть проведен по методу, разработанному Е. П. Шубиным, при котором взаимное влияние соседних труб учитывается условным дополнительным сопротивлением Ro. При двухтрубном теплопроводе условное дополнительное сопротивление (рис. 7.34)
, (7.22)
где h – глубина заложения оси теплопровода от поверхности земли; b – расстояние по горизонтали между осями труб.
Теплопотери двухтрубного бесканального теплопровода рассчитываются по следующим формулам:
теплопотери первой трубы
, (7.23)
теплопотери второй трубы
, (7.23)
где 1 и 2 – температура теплоносителя в первой и второй трубах; tо – естественная температура грунта на глубине оси теплопровода; R1 – суммарное термическое сопротивление изоляции первой трубы и грунта: R1 = Rи1 + Rгр; R2 – суммарное термическое сопротивление изоляции второй трубы и грунта: R2 = Rи2 + Rгp.
Температурное поле в грунте вокруг однотрубного бесканального теплопровода рассчитывается по формуле
, (7.24)
где t – температура любой точки грунта, удаленной на расстояние х от вертикальной плоскости, проходящей через ось теплопровода, и на расстояние у от поверхности грунта, °С (см. рис. 7.32); – температура теплоносителя, °С; R – суммарное термическое сопротивление тепловой изоляции и грунта.
Температурное поле в грунте вокруг двухтрубного бесканального теплопровода вычисляется по формуле
, (7.25)
где t – температура любой точки грунта, удаленной на расстояние х от вертикальной плоскости, проходящей через ось трубы с более высокой температурой теплоносителя (в двухтрубных водяных сетях – через ось подающей трубы), и на расстояние у от поверхности грунта, °С (см. рис. 7.34).
Тепловые потери и коэффициент эффективности тепловой изоляции
Тепловые потери сети слагаются из двух частей:
• теплопотерь участков трубопровода, не имеющих арматуры и фасонных частей, – линейные теплопотери;
• теплопотерь фасонных частей, арматуры, опорных конструкций, фланцев – местные теплопотери.
Линейные тепловые потери теплопровода
, (7.26)
где q – удельные тепловые потери, Вт/м; l – длина теплопровода, м.
Тепловые потери отводов, гнутых компенсаторов и других деталей, периметр поперечного сечения которых близок к периметру трубопровода, подсчитываются по формулам для прямых труб круглого сечения. Тепловые потери фланцев, фасонных частей и арматуры определяются обычно в эквивалентных длинах трубы того же диаметра:
, (7.27)
где Qм – местные теплопотери, Дж/с; lэ – эквивалентная длина трубы, м.
Тепловые потери от неизолированного вентиля или задвижки принимаются равными тепловым потерям изолированного трубопровода длиной 12 – 24 м того же диаметра при среднем качестве изоляции. Эквивалентную длину изолированного на 3/4 поверхности вентиля или задвижки в зависимости от диаметра трубопровода и температуры теплоносителя можно принимать равной 4 – 8 м изолированного трубопровода. Меньшие значения относятся к трубопроводу диаметром 100 мм и температуре теплоносителя 100 °С, большие – к трубопроводу диаметром 500 мм и температуре 400 °С.
Эквивалентную длину неизолированного фланца можно принимать равной 4 – 5 м изолированного трубопровода. Тепловые потери через неизолированные опорные конструкции теплопровода (подвески, катки, скользящие опоры) оцениваются в размере 10 – 15% линейных тепловых потерь. Суммарные тепловые потери теплопровода определяются по формуле
, (7.27)
где Q – суммарные тепловые потери; . Для предварительных расчетов теплопотерь теплопроводов можно принимать = 0,20,3.
Для оценки эффективности изоляционной конструкции часто пользуются показателем, называемым коэффициентом эффективности изоляции
, (7.28)
где Qг, Qи – тепловые потери неизолированной и изолированной труб.
Обычно коэффициент эффективности изоляционных конструкций теплопроводов принимают равным и = 0,850,95.
В процессе движения по теплопроводу энтальпия теплоносителя уменьшается. Вследствие этого происходит снижение температуры теплоносителя вдоль теплопровода, а при транспортировке насыщенного пара выпадает конденсат. В коротких теплопроводах, когда ожидаемое падение температуры не превышает 3 – 4 % значения температуры в начале участка, расчет может проводиться в предположении постоянства удельных тепловых потерь.
Уравнение теплового баланса в этом случае имеет вид
, (7.29)
где G – расход теплоносителя на участке; ср – теплоемкость теплоносителя; 1 и 2 – температура теплоносителя в начале и конце участка, °С; l – длина участка, м; q – удельные линейные тепловые потери; – коэффициент местных потерь теплоты.
Отсюда следует
. (7.30)
Выбор толщины теплоизоляционного слоя
Выбор толщины изоляции определяется техническими и технико-экономическими соображениями.
Основные технические соображения, которыми руководствуются при выборе толщины изоляции, заключаются в следующем:
• обеспечение заданной температуры теплоносителя в отдельных точках тепловой сети. Это условие особенно важно для паропроводов в тех случаях, когда должна быть гарантирована подача перегретого пара отдельным абонентам;
• выдерживание нормированных экономически обоснованных теплопотерь;
• непревышение заданной температуры поверхности изоляции; при прокладке теплопровода в рабочих помещениях или в проходных каналах по условиям безопасности предельная температура поверхности должна составлять 40 °С. В некоторых случаях предельная температура поверхности выбирается из условия защиты от разрушения наружной оболочки изоляции.
Термическое сопротивление изоляционной конструкции трубопровода
. (7.31)
При увеличении наружного диаметра изоляционной оболочки Dн термическое сопротивление слоя Rcл возрастает, а термическое сопротивление поверхности изоляции Rп снижается. При некотором значении наружного диаметра изоляции, называемом критическим Dн*, термическое сопротивление изоляционной оболочки минимально.
Это значение критического диаметра Dн*, определяемое из условия dR/dDн = 0, находится по формуле
. (7.32)
Зависимость R = f(Dн) при Dт = const, = const и = const показана на рис. 7.35.
При Dн < Dн* увеличение толщины тепловой изоляции от Dн до Dн* дает отрицательный эффект, так как при этом тепловые потери возрастают.
В диапазоне характерных для тепловых сетей значений = 0,040,2 Вт/(м • К) и =615 Вт/(м2 • К)
Dн* = 0,070,003 м.
Диаметры трубопроводов, применяемых в тепловых сетях, Dн> Dн*, в этих условиях увеличение толщины тепловой изоляции всегда приводит к снижению тепловых потерь.
2.8. Эксплуатация тепловых сетей
2.8.1. Характеристика объекта эксплуатации
Тепловые сети от современных ТЭЦ и мощных котельных представляют собой сложные протяженные и разветвленные гидравлические системы, содержащие протяженные трубопроводы разного диаметра, большое число насосов, емкостей и других устройств, необходимых для передачи тепловой энергии с помощью теплоносителя – сетевой воды или пара от источников теплоты потребителям.
Современное развитие систем централизованного теплоснабжения в России характеризуется следующими тенденциями:
• ростом количества источников теплоты, работающих в единой системе теплоснабжения городов;
• усложнением структуры теплового потребления в связи с увеличением помимо традиционных нагрузок отопления и горячего водоснабжения тепловых нагрузок вентиляции и кондиционирования воздуха, а также разнообразных технологических нагрузок;
• увеличением числа потребителей, для которых практически недопустимы перерывы в подаче теплоты: промышленных предприятий, не допускающих прерывания технологических процессов; лечебных учреждений; высококлассных гостиниц;
• снижением конкурентоспособности централизованного теплоснабжения в сравнении с другими способами обеспечения тепловой энергией (децентрализованным, газовым, с использованием вторичных энергоресурсов).
Существуют две основные причины нарушений при централизованном теплоснабжении: повреждение теплопроводов; внезапная потеря значительной мощности источников теплоты.
Пониженная надежность действующих тепловых сетей в системах транспортировки и распределения теплоты объясняется условиями их сооружения и эксплуатации:
• сложностью выполнения строительно-монтажных работ в неблагоприятных грунтовых и климатических условиях;
• невозможностью постоянного визуального контроля состояния тепловой сети в процессе эксплуатации;
• неблагоприятными внешними условиями, способствующими наружной коррозии подземных теплопроводов в диапазоне коррозионно-опасных при высокой влажности температур (70 – 90 °С);
• участием в проектировании и сооружении тепловых сетей неспециализированных, а следовательно, недостаточно квалифицированных проектных и строительно-монтажных организаций, что нередко носило массовый характер, особенно при строительстве распределительных сетей;
• сооружением тепловых сетей из стальных труб общего назначения, часто не удовлетворявших требованиям эксплуатации тепловых сетей по качеству металла и стального листа, из которых изготавливались трубы;
• отсутствием промышленного производства теплопроводов полной заводской готовности, конструкция которых обеспечивает защиту стальных труб от коррозии при неблагоприятных внешних условиях, а тепловая изоляция – низкие потери теплоты;
• интенсификацией коррозионных процессов внутренних поверхностей труб вследствие несоблюдения качества сетевой воды из-за нарушений водно-химических режимов систем теплоснабжения, связанных с режимами водоподготовительных установок ТЭЦ (котельных);
• неудовлетворительной эксплуатацией теплоиспользующих установок и систем, принадлежащих потребителям теплоты (подсос воздуха, перетоки водопроводной необработанной воды в сетевую воду через неплотности в абонентских теплообменниках);
• слабой оснащенностью систем транспортировки и распределения теплоты (тепловых сетей) средствами дистанционного контроля и управления и связанными с этим более сложными условиями эксплуатации, в том числе при ликвидации возможных нарушений в работе сетей.
2.8.2. Повышение надежности и качества теплоснабжения
Оборудование систем централизованного теплоснабжения и их схемы должны выбираться из условий обеспечения бесперебойного теплоснабжения потребителей. Ущербы при нарушениях нормального теплоснабжения могут значительно превысить экономию капитальных затрат в случае отказа от резервирования теплоснабжения или мероприятий, обеспечивающих оперативное балансирование производства и потребления теплоты. Это связано с использованием аккумуляторов теплоты различного типа, а также аккумулирующей способности отапливаемых зданий.
При исчислении затрат, связанных с авариями в СЦТ, необходимо учитывать не только стоимость ремонта поврежденного оборудования, но и затраты на возмещение ущерба потребителей, вызванного перерывом в подаче теплоты, а также отклонением параметров теплоносителя от договорных значений, т. е. нарушением качества теплоснабжения.
Если затраты на компенсацию ущерба велики, то затраты на повышение надежности (резервирование) могут быть оправданы. Дополнительные затраты на резервирование могут повлечь за собой рост тарифов на тепловую энергию, а существенное повышение тарифов на теплоснабжение может вынудить потребителей отказаться от услуг энергоснабжающей организации по теплоснабжению: потребители могут при наличии возможности присоединиться к другому источнику либо построить собственные источники теплоты (в том числе собственную мини-ТЭЦ), если это решение для них будет экономически более целесообразным. Поэтому вопросы нормирования и расчета надежности СЦТ требуют экономически оправданного решения.
В общем случае СЦТ состоит из следующих частей:
• источника или источников для выработки теплоты (ИТ);
• магистральных тепловых сетей с насосными (реже дроссельными) подстанциями для транспортировки тепловой энергии от источников теплоты до крупных жилых массивов, административно-общественных центров, промпредприятий;
• распределительных тепловых сетей с ЦТП или РТП либо без них для распределения теплоты и подачи ее потребителям;
• теплоиспользующих установок с индивидуальными тепловыми пунктами (ИТП), в которых осуществляется конечное использование тепловой энергии для удовлетворения нужд потребителей.
Под надежностью СЦТ в целом и каждой из частей этой СЦТ (источника теплоты, магистральных и распределительных сетей, теплоиспользующих установок) следует понимать способность СЦТ и каждой ее части обеспечивать в течение заданного времени и в заданных количествах подачу теплоты (теплоносителя с заданными параметрами) в заданных режимах при условии выполнения эксплуатационного обслуживания, включая ремонты всех элементов каждой из частей СЦТ согласно утвержденному регламенту.
Надежность является сложным свойством, состоящим из более простых свойств, таких как безотказность, долговечность, ремонтопригодность, сохраняемость.
Учитывая, что наиболее уязвимая часть СЦТ водяные тепловые сети, рассмотрим основные свойства, определяющие надежность прежде всего этой части СЦТ.
Под надежностью тепловых сетей понимается их способность обеспечивать потребителей требуемым количеством теплоносителя при заданном его качестве, оставаясь в течение заданного срока (25 – 30 лет) в полностью работоспособном состоянии при сохранении заданных на стадии проектирования технико-экономических показателей (значений абсолютных и удельных потерь теплоты, удельной пропускной способности, расхода электроэнергии на перекачку).
Под безотказностью тепловых сетей понимается их способность сохранять рабочее состояние в течение заданного нормативного срока службы. Количественным показателем выполнения этого свойства может служить параметр потока отказов , определяемый как число отказов за год, отнесенное к единице (1 км) протяженности теплопроводов.
Значение этого показателя зависит от конструкции теплопровода, качества металла и толщины стенки трубы, качества антикоррозионных покрытий и теплогидроизоляционных материалов, качества и срока эксплуатации теплопроводов, условий их укладки. С увеличением срока эксплуатации значение параметра потока отказов, как правило, возрастает. Однако динамика изменения параметра потока отказов во времени, т. е. старение тепловых сетей, не учитывается.
В качестве показателя безотказности может быть также использована вероятность безотказной работы, как величина, однозначно связанная с параметром потока отказов.
Под долговечностью участков тепловых сетей понимается свойство сохранять работоспособность до наступления предельного состояния, когда дальнейшее их использование недопустимо или экономически нецелесообразно.
По мере старения действующего теплопровода и выработки заложенного в нем рабочего ресурса растут ежегодный поток отказов и ежегодные затраты на их устранение.
Экономически целесообразный срок действия теплопровода с учетом фактора надежности может быть найден из условия, что годовые расчетные затраты при сооружении нового теплопровода равны или меньше ежегодных затрат на ликвидацию отказов действующего теплопровода.
Под ремонтопригодностью понимается способность к поддержанию и восстановлению работоспособного состояния участков тепловых сетей путем обеспечения их ремонта с последующим вводом в эксплуатацию после ремонта.
В качестве основного параметра, характеризующего ремонтопригодность теплопровода, можно принять время zр, необходимое для ликвидации повреждения.
Этот параметр зависит от конструкции теплопровода и типа укладки (надземный или подземный), от диаметра трубопровода, расстояния между секционирующими задвижками, определяющими объем сетевой воды, который необходимо дренировать до начала ремонта, а затем восполнить после его проведения. Параметр zр зависит также от оснащения теплоснабжающего предприятия машинами, механизмами и транспортом, которые требуются для выполнения аварийно-восстановительных работ.
Под сохраняемостью тепловых сетей понимается их способность сохранять безотказность, долговечность и ремонтопригодность в течение срока консервации.
До настоящего времени свойство сохраняемости сети никак не оценивается из-за отсутствия соответствующих показателей.
Основная причина пониженной надежности подземных теплопроводов в непроходных каналах, а также бесканальных старых конструкций – наружная коррозия подающих трубопроводов водяных тепловых сетей, на которые приходится до 80 % всех повреждений.
Значительную часть отопительного периода, а также в течение всего неотопительного периода температура сетевой воды в подающем трубопроводе водяной тепловой сети поддерживается обычно 70 – 80 °С. При такой температуре в условиях повышенной влажности окружающей среды, имеющей место в подземных теплопроводах в непроходных каналах, процесс коррозии проходит особенно интенсивно, так как тепловая изоляция и поверхность стальных трубопроводов находятся во влажном состоянии, а температура поверхности достаточно высока.
Наружная коррозия особенно интенсивна в местах подтопления или увлажнения теплоизоляционной конструкции, а также в анодных зонах теплопроводов, подвергающихся действию блуждающих токов. Выявление в процессе эксплуатации коррозионно-опасных участков подземных теплопроводов и устранение источников коррозии являются одними из эффективных методов увеличения долговечности тепловых сетей и повышения надежности теплоснабжения.
В настоящее время отсутствуют апробированные методы неразрушающего контроля и методы прогнозирования состояния подземных теплопроводов. Единственный широко используемый в настоящее время практический метод выявления в летний период участков тепловой сети, пораженных коррозией, заключается в поучастковых гидравлических испытаниях сетей при повышенном давлении, значение которого выбирается из условия разрушения стенки трубы, если ее толщина
, (7.33)
где sp – расчетная толщина стенки при рабочем давлении в трубопроводе.; к – запас на коррозию.
Интенсивность коррозии подземных теплопроводов обычно не превосходит 0,0005 м/год. Поэтому запас на коррозию выбирается в зависимости от частоты проведения отбраковочных испытаний.
В настоящее время существуют следующие методы повышения надежности систем теплоснабжения:
• совершенствование структуры систем теплоснабжения, переход на комбинированное теплоснабжение с покрытием базовой тепловой нагрузки теплоэлектроцентралями, а пиковой – автономными теплоисточниками (см. п. 2.2.2);
• комплексное решение задач по реконструкции тепловых сетей с использованием теплопроводов полной заводской готовности, в том числе ППУ-теплопроводов;
• применение при строительстве тепловых сетей только тех стальных труб, которые соответствуют требованиям, предъявляемым к тепловым сетям, с проведением предпусковых испытаний в полном объеме;
• 100%-ный контроль неразрушающими методами стыковых соединений на трубопроводах диаметром более 300 мм;
• отказ от сальниковых компенсаторов и использование вместо них компенсаторов сильфонного типа;
• отказ от клиновых задвижек и постепенный переход на запорную арматуру шарового и шиберного типа, не требующую постоянного обслуживания;
• оснащение линейной части тепловых сетей, узловых камер, насосных подстанций средствами стационарной диагностики (встроенной в конструкцию теплопровода), а также средствами дистанционного контроля и управления тепловыми сетями;
• введение жесткого надзора за качеством строительства тепловых сетей со стороны эксплуатационных предприятий тепловых сетей;
• постоянный мониторинг (осмотр) действующих тепловых сетей; основное внимание уделяется контролю увлажнения изоляции теплопроводов, а одной из главных забот эксплуатационного персонала является отвод от теплопроводов случайных вод, которые могут поступать из расположенных рядом городских коммуникаций, от дождя;
• разработка и внедрение схем резервирования теплопроводов; эксплуатационный персонал должен иметь заранее разработанные и апробированные схемы резервирования и порядок ввода их в действие с учетом возможностей эксплуатационного и ремонтного персонала при имеющейся оснащенности его техникой и средствами малой механизации;
• совершенствование оперативно-технологического управления СЦТ с целью сокращения до минимума времени прекращения подачи теплоносителя потребителям теплоты.
Под качеством тепловой энергии понимается соответствие термодинамических параметров теплоносителя (температуры пара и сетевой воды в подающем трубопроводе и их давления), а также допустимые значения их отклонения от договорных условиям работы теплопотребляющих установок потребителя.
Помимо количества и качества тепловой энергии важнейшим показателем, связанным с качеством теплоснабжения, является режим потребления энергии, под которым понимается соответствие реальных расходов теплоносителя и температуры обратной сетевой воды, возвращаемой потребителем в источник теплоты, договорным (расчетным) значениям.
2.8.3. Методы обнаружения и ликвидации повреждений в системах теплоснабжения
Утечки воды из сети восполняются умягченной, деаэрированной водой, а это требует сооружения дорогостоящих водоподготовительных установок на ТЭЦ или в котельных и дополнительных расходов материалов и энергии в процессе эксплуатации.
Одно из возможных мест утечек сетевой воды – водоводяные кожухотрубного типа подогреватели горячего водоснабжения, устанавливаемые на ГТП или МТП в закрытых системах теплоснабжения, а также отопительные водоводяные подогреватели при независимой схеме присоединения отопительных установок.
Сетевая вода часто незаконно отбирается также в системах потребителей для различных хозяйственных нужд. Для выявления утечек и незаконных отборов сетевой воды целесообразно проводить эпизодические испытания плотности системы с помощью добавки к подпиточной ее флюоресцина, который окрашивает ее в зеленый цвет, чем облегчает выявление мест утечек в сети и отбора сетевой воды в абонентских установках. Флюоресцин безвреден и поэтому с разрешения санитарных служб может применяться для проверки плотности системы теплоснабжения.
Возникновение разрывов и неплотностей – одна из наиболее частых причин отказов и аварий в тепловых сетях.
Признаком разрыва или неплотности водяной тепловой сети считается падение давления в точке регулируемого давления или в нейтральной точке системы теплоснабжения, вызванное сильной утечкой воды из системы.
Для поддержания заданного давления приходится увеличивать подпитку СЦТ сверх нормального значения.
При резком возрастании подпитки дежурный персонал теплосети устанавливает в течение 2 – 3 ч контроль за работой подпитывающей установки. В течение этого периода тепловой режим сети поддерживается неизменным, для того чтобы термические изменения объема воды в системе не отразились на расходе воды для подпитки.
Одновременно принимаются меры к отысканию места утечки воды. Для этого в первую очередь проводится внешний осмотр сети, при котором место утечки воды может быть обнаружено по растаявшему снегу, выступившей на поверхность воде, сильному парению по трассе теплопровода и из тепловых камер, а также характерному шуму в них при протекании воды. В первую очередь осматриваются тепловые сети, наиболее старые, сильно изношенные участки и недавно введенные в эксплуатацию. Параллельно с внешним осмотром сети на ТЭЦ проводится проверка герметичности станционной подогревательной установки (бойлерной).
В последние годы разработаны и получили практическое применение электронно-акустические приборы различных конструкций для определения мест повреждений в подземных теплопроводах и водоводах. Такой прибор состоит обычно из штанги, в нижней части которой расположен акустический датчик, в верхней – стрелочный индикатор, гнезда телефонов и ручки регуляторов уровня шума. Прибор предназначен для определения мест повреждений путем непосредственного прослушивания с поверхности грунта или поверхности дорожного покрытия по трассе теплопровода акустических шумов, излучаемых поврежденным трубопроводом; электромагнитный сейсмоприемник, включенный в прибор, преобразует механические колебания грунта в электрический сигнал, индукция которого передается на головной телефон и стрелочный сигнализатор. Применение прибора сокращает время определения места утечки, в связи с чем, как правило, исключается необходимость в пробных шуровках.
2.8.4. Испытание тепловых сетей
При приемке в эксплуатацию вновь сооруженных тепловых сетей, а также для проверки состояния действующих сетей проводятся их испытания. Целью испытаний обычно служат:
• проверка работы и выявление дефектов оборудования при наиболее напряженных гидравлических и тепловых режимах;
• определение технических характеристик, необходимых для нормирования показателей тепловых сетей, насосных подстанций, а также – для разработки наиболее рациональных режимов работы СЦТ;
• контроль фактических технических показателей состояния и режимов работы тепловой сети и элементов ее оборудования, выяснение причины их отклонения от расчетных или ранее установленных опытных значений.
Основные виды испытаний:
• гидравлические: на прочность и герметичность (плотность), на гидравлическое сопротивление (потери давления) отдельных элементов СЦТ;
• тепловые: на максимальную температуру теплоносителя и на тепловые потери.
Гидравлические и тепловые испытания обычно проводятся раздельно для создания условий, способствующих большей точности измерений.
Испытания на прочность и герметичность проводятся как на отдельных участках, так и на всей сети в целом. При проведении таких испытаний должны быть надежно отключены абонентские установки, испытания которых должны проводиться отдельно.
При испытаниях на прочность и герметичность участков вновь смонтированных трубопроводов вместе с арматурой создается пробное давление, превышающее рабочее на 25%.
Пробное давление поддерживается в течение короткого периода времени (обычно 15 мин), а затем снижается до рабочего. Результаты испытания признаются удовлетворительными, если после установления рабочего давления его снижение не превышает 10% за 2 ч.
Для определения утечки воды из испытуемого участка сети используется метод сравнения времени естественного падения давления (при обычных условиях) со временем падения давления на такое же значение при искусственном спуске воды.
Испытание проводится в следующей последовательности. Сначала определяется время z1, с, естественного падения давления в испытуемом участке трубопровода на некоторое значение р. Давление в трубопроводе вновь повышается до первоначального, и измеряется время z2, с, при падении давления на такое же значение р, но при спуске из трубопровода некоторого количества воды W, л, в мерный бак.
При однозначной зависимости темпа падения давления от утечки
,
откуда
.
Найденное значение Vy , л/с, количественно характеризует герметичность испытуемого участка сети при условии, что перед испытанием из него тщательно был удален воздух через воздушники, чем было исключено влияние упругой воздушной среды на темп падения давления в трубопроводе.
Определение гидравлического сопротивления предназначено для оценки фактических гидравлических сопротивлений s отдельных участков тепловой сети и водоподогревательных установок ТЭЦ. Начальный этап этих испытаний заключается в определении высотных (геодезических) отметок характерных точек сети, на которых установлены измерители давления (манометры). Высотные отметки оси испытываемого трубопровода обычно определяются по данным инструментальной нивелировки или специальным испытанием в статическом состоянии системы, т. е. при отсутствии циркуляции воды в сети.
В этом случае за отметку «нуль» принимают положение манометра, показывающего наибольшее давление ро.
Высотная отметка Z, м, любой другой точки трубопровода со статическим давлением р, Па, определяется по формуле
,
где – плотность воды в трубопроводе, кг/м3; g = 9,81 м/с2.
Падение давления р на любом участке водяной тепловой сети при гидродинамическом режиме можно вычислить как
,
где р – падение давления между точками 1 и 2 по ходу теплоносителя, Па; р1, р2 – показания манометров в точках 1 и 2, Па; Z1, Z2 – высотные отметки точек 1 и 2, м.
Для повышения точности измерений целесообразно устанавливать на испытуемом участке максимально возможный расход воды.
Испытание на тепловые потери осуществляются для проверки эффективности тепловой изоляции теплопроводов и установления исходных показателей для расчета тепловых потерь сети.
Испытания на тепловые потери должны проводиться при установившемся тепловом режиме. Поэтому их целесообразно осуществлять сразу после окончания отопительного сезона, когда грунт вблизи теплопровода прогрет, благодаря чему снижается продолжительность испытаний. Если до испытаний тепловая сеть длительно не работала, то необходимо предварительно вывести ее на установившийся тепловой режим посредством длительного (до стабилизации тепловых потерь) поддержания температуры, намечаемой для проведения испытания. Тепловые потери, кДж/с, испытуемого участка водяной тепловой сети равны
где V – объемный расход теплоносителя, м3/с; р – потеря давления на участке, кПа; 1, 2 – температура теплоносителя в начале и конце участка, °С; ср – теплоемкость воды, кДж/(кг • °С); – плотность воды, кг/м3.
При этом учитывается компенсация теплопотерь за счет изменения энтальпии теплоносителя и за счет работы трения, превращаемой в теплоту.
2.8.5. Технический надзор и приемка систем теплоснабжения
Контроль качества выполнения строительно-монтажных работ в течение всего периода строительства является залогом надежности сооружения, поэтому служба эксплуатации обязана производить технический надзор с самого начала строительства на всех стадиях готовности объекта. Технический надзор возлагается на представителей сетевого района, проектной и строительно-монтажной организацией и теплоснабжающей станции.
Надзор и приемка тепловых сетей осуществляется по техническим условиям проектов, согласованных с теплосетью. Комиссия обязана требовать от исполнителей работ строгого соблюдения всех норм строительства и проектных решений. Надзор проводится по всем видам строительных и монтажных работ в порядке их выполнения: разбивка трассы; устройство основания трассы, продольного дренажа, электрической защиты; сварка труб, размещение опор, растяжка компенсаторов, тепловая изоляция; промывка и испытание сетей; перекрытие каналов, засыпка и планировка грунта, а также другие операции, предусмотренные проектом или инструкцией. Поэтапные результаты надзора оформляются актами приемки установленной формы, дающими разрешение на выполнение всех последующих работ. На все обнаруженные отступления от проекта должны быть получены согласования проектных организаций.
Высокие требования должны предъявляться прежде всего к качеству поставляемых строительных материалов и монтажных изделий. Технический надзор и приемка материалов и оборудования производятся по сертификатам заводов-изготовителей. Данные сертификатов должны соответствовать проектным решениям. Строительные конструкции (каналы, камеры, эстакады, стойки) рассчитаны на длительный срок службы, поэтому при их приемке особое внимание обращается на отсутствие брака, возникшего при транспортировке, на тщательность подгонки и сборки узлов. Укладка лотков или сборных плит каналов на плохо утрамбованную постель может привести к просадке днищ, провисанию трубопроводов, при которых нарушается герметичность каналов и возникает перенапряжение сварных стыков труб. Продольный дренаж эксплуатируется без ремонта обычно 2 – 3 года, поэтому его сооружение должно быть надежным и удобным для повсеместной чистки системы.
Точность установки компенсаторов, фланцев, запорно-регулирующей и дренажной арматуры, правильное размещение сварных стыков, опор на трубопроводе и относительно опорных строительных конструкций является важнейшим условием надежности теплопровода.
Монтаж сальниковых компенсаторов проверяется на отсутствие перекосов подвижных стаканов в корпусе и наличие достаточного свободного хода стакана. Качество сальникового уплотнения и плотность набивки проверяются выборочной разборкой установленных компенсаторов. При П-образной компенсации температурных удлинений внешним осмотром оценивается качество сварных швов, допустимый радиус изгиба колен. Компенсирующую способность можно проверить контрольной выборочной резкой трубопровода перед компенсатором, при которой разрезанные концы труб должны разойтись на величину предварительной растяжки. Компенсаторы монтируют после закрепления трубопровода в неподвижных опорах; на участке врезки компенсатора между торцами труб оставляется разрыв, равный длине растянутого компенсатора. При надзоре проверяют расстояние разрыва и длину нерастянутого компенсатора. Качество монтажа компенсаторов оформляют актами приемки.
Во время монтажа скользящие опоры на трубопроводе должны быть сдвинуты в сторону неподвижной опоры на величину перемещения, указанную для каждой опоры в проекте, в зависимости от температуры наружного воздуха.
Исправную запорную, регулирующую и дренажную арматуру проверяют по допустимому условному давлению и на свободное плотное закрытие. В отдельной арматуре исследуют сальниковую набивку, качество пропитки набивочного материала, сверяют с проектом соблюдение мест размещения арматуры и правильность расположения маховика. Особое внимание уделяют прочности закрепления фланцевой арматуры на трубопроводе. Перекос фланцев при сварке вызывает перенапряжение фланцевого соединения и неравномерное обжатие прокладки, что является причиной аварии. На полностью затянутом фланцевом соединении резьбы всех болтов должны выступать из гаек на 2 – 3 витка.
Контроль теплоизоляционных работ проводится путем замеров толщины слоя, равномерности уплотнения материала, прочности бандажного крепления. Теплофизические свойства изоляционного материала проверяются лабораторным анализом проб.
Недоступные для внешнего осмотра сварные стыки, опоры и другие элементы контролируются в процессе выполнения этих работ. На сварные стыки теплопроводов бесканальной прокладки составляют исполнительную схему с указанием привязочных размеров стыка относительно видимых наземных объектов.
Наряду с контролем качества работ осуществляют технический надзор за соблюдением допустимых свободных зазоров между конструкциями и строительными ограждениями, правил компоновки каналов и камер. Все отступления от проекта и допущенные неисправности заносятся в дефектную ведомость с указанием сроков и способов устранения.
По окончании строительно-монтажных работ теплопровод пускается в пробную эксплуатацию с целью наладки, опробования и проведения необходимых испытаний на прочность. Прием и сдача сети в промышленную эксплуатацию оформляются актом с приложением к нему документов: а) исполнительных чертежей теплотрассы со всеми дополнительными устройствами; б) актов ревизии и испытаний; в) паспортов магистрали, арматуры, приборов контроля; г) сертификатов на трубы и изделия; д) актов лабораторных исследований сварки, теплоизоляции, качества воды; е) строительных чертежей сооружения.
Надзор и приемка тепловых пунктов, абонентских вводов и подстанций. Постоянный надзор позволяет предупредить отступления от проектных решений, которые в ряде случаев ведут к переделкам, срыву сроков строительства и в итоге к удорожанию сооружения.
Внешним осмотром комиссия устанавливает качество работ, наличие свободных проходов и площадок для текущего ремонта оборудования. При приемке насосов, электродвигателей, подогревателей и различных емкостей сверяют паспортные характеристики установленного оборудования с данными, принятыми в проекте. Осматривают внешний вид установленного оборудования и закрепление на фундаменте. Теплообменники и емкости проверяют на плотность заливом водой под давлением, при необходимости производят пробный пуск с целью определения бесшумной работы агрегатов. Проверяют правильность установки запорно-регулирующей арматуры, грязевиков по отношению к направлению потока воды. Указывающие и регистрирующие контрольные приборы должны располагаться на высоте, удобной для наблюдения с отметки обслуживания.
Поверхность тепловой изоляции в пределах теплового пункта подлежит окраске в условные цвета. Приемочная комиссия должна следить за тем, чтобы окраска производилась после опрессовки оборудования по хорошо подготовленной и просушенной поверхности изоляции.
Тепловой пункт является местом постоянного нахождения обслуживающего персонала, поэтому требования технического надзора должны быть повышенными не только к качеству монтажа, но и к качеству отделочных работ внутри помещения.
2.8.6. Пуск систем теплоснабжения
Пуск систем теплоснабжения в промышленную эксплуатацию производит пусковая бригада по программе, составленной руководителем приемочной комиссии. В программе содержится пусковая схема сети с описанием планов пуска теплопроводов и расстановки рабочих.
За основу пусковой схемы принимается исполнительная схема вновь сооруженной или действующей тепловой сети. Для организованного проведения пусковых операций тепловая сеть разделяется на секционные участки. Для каждого секционного участка на пусковой схеме сетей указывается емкость, необходимая для расчета времени заполнения участка, отмечается расположение грязевиков, задвижек на ответвлениях, П-образных и сальниковых компенсаторов, камер с размещенными в них приборами и дренажной арматурой, неподвижных опор. В плане пуска сетей указывается очередность и правила заполнения секционных участков, а также продолжительность выдержки давления в различные периоды.
Планом расстановки рабочих предусматривается закрепление наблюдателей за состоянием компенсаторов, опор, воздушных и спускных устройств, контрольных приборов. Согласованность действий обслуживающего персонала в период пуска организуется руководителем работ. К пуску приступают после получения разрешения дежурного сетевого района. О ходе пусковых операций руководитель пусковой бригады докладывает дежурному по району, который отмечает в оперативном журнале время проведения отдельных операций, показания приборов и состояние оборудования и другие данные. Пуск тепловых сетей складывается из операций наполнения, промывки, прогрева и испытания. Правила и последовательность выполнения этих работ зависят от назначения тепловых сетей, способа прокладки и времени пуска.
Пуск водяных тепловых сетей начинается с наполнения секционного участка водопроводной водой, нагнетаемой в обратную магистраль под напором подпиточного насоса (рис. 8.1). В теплое время года сети наполняются холодной водой. При температуре наружного воздуха ниже + 1оС во избежание замерзания воды рекомендуется нагревать ее до 50°С.
В период заполнения на обратном трубопроводе перекрываются все спускные краны и задвижки на ответвлениях, открытыми остаются лишь воздушники. При появлении в воздушниках воды без пузырьков воздуха воздушные краны закрывают, затем периодическим открыванием (через 2 – 3 мин) воздушников производится выпуск скоплений воздуха. По окончании заполнения обратной линии открываются задвижки на перемычке и аналогичным образом производится заполнение подающего трубопровода секции.
После заполнения всей секции производится двух-трехчасовая выдержка для окончательного удаления воздушных скоплений.
Рис. 8.1. Схема размещения пусковых устройств в тепловой сети: 1 – сетевой насос;
2 – подпиточный насос; 3 – регулятор подпитки; 4 – перемычка сетевого насоса; 5 – грязевик;
6 – дренажный вентиль; 7 – воздушный вентиль; 8 – сетевая перемычка; 9 – секционная задвижка
Заполнение распределительных и квартальных сетей производится после заполнения магистральных трубопроводов, а ответвлений к зданиям – после заполнения распределительных и квартальных сетей. Заполнение тепловых сетей с насосными подстанциями производится через обводные трубопроводы.
Следующей пусковой операцией является опрессовка на плотность и прочность, которая проводится последовательно на всех подготовленных к пуску секционных участках. После испытания прочности системы приступают к промывке трубопроводов от грязи, окалины и шлама, занесенных в трубопровод во время монтажных или ремонтных работ.
Промывку осуществляют в две стадии: черновую и чистовую. Черновой промывкой удаляются легкие взвеси, для этого трубопроводы подключаются к водопроводной линии с давлением до 0,4 МПа. Под этим напором взмученная вода, оставшаяся в трубах после опрессовки, вытесняется, через открытые дренажи. Полное удаление всех загрязнений производится чистовой промывкой водой из городского водопровода, нагнетаемой в трубопроводы со скоростью 3 – 7 м/с сетевыми насосами. При подземной прокладке сетей вымывание грязи, крупных частиц окалины и песка производится через открытые дренажи и грязевики, установленные на секционном участке в конце подающего и обратного трубопроводов. При надземной прокладке чистовую промывку производят в процессе наладки теплопроводов, используя для этой цели станционные и абонентские грязевики. По мере скопления шлама гидравлическое сопротивление грязевиков возрастает, для их чистки необходима остановка циркуляции с перекрытием задвижек с обеих сторон от грязевика. Признаком окончания чистовой промывки может служить установившееся постоянное гидравлическое сопротивление грязевиков. После чистовой промывки грязевики демонтируют или удаляют из них сетки.
В зависимости от протяженности сетей промывка может производиться сразу на всей длине магистрали или на отдельных участках с последовательным включением каждого последующего участка после промывки предыдущего, используя при этом циркуляцию воды через сетевые перемычки.
Общий расход воды на гидравлические испытания и промывку составляет примерно две-три емкости теплопровода. Промывка сетей даже при больших скоростях циркуляции не обеспечивает надлежащей чистки труб. Для сокращения расходов промывочной воды и улучшения чистоты труб особенно большого диаметра Dу>500 мм применяется гидропневматическая промывка, которая осуществляется нагнетанием в воду сжатого до 0,3 МПа воздуха через несколько дренажных устройств. Сжатый воздух перемешивает в воде осевшие окалину, песок и с повышенной скоростью выбрасывает их через другие спускные краны. В связи с возможными гидравлическими ударами в сети при гидропневматической промывке принимаются повышенные меры предосторожности. В момент впуска воздуха в трубопровод с водой не допускается пребывание наблюдателей в каналах и камерах. По окончании барботажа воздуха должен проводиться непрерывный контроль за состоянием всех элементов трубопроводов. Места сброса водовоздушной смеси должны быть ограждены от посторонних лиц.
Промывка ведется до полного осветления воды, по мере осветления качество ее контролируется лабораторным анализом. В конце чистовой промывки сети заполняют химически очищенной водой. Сети с открытым водоразбором перед заполнением сетевой водой подвергаются дополнительной санитарной обработке против бактериальных загрязнений по действующим нормам. Сеть дезинфицируется добавлением в воду активного хлора в количестве 20 – 40 мг/л, с выдержкой не менее 24 ч, остаточное содержание хлора в воде должно быть не менее 1 мг/л. Затем вода спускается, и сеть подвергается повторной промывке питьевой водой, нагретой до 70°С.
После некоторого периода циркуляции воды (через грязевики), необходимого для проверки состояния компенсаторов, опор, арматуры, производится подключение станционных подогревателей для подогрева сетей. Операция подогрева проводится медленно, скорость разогрева воды в подающем трубопроводе не должна превышать 30°С в час. При постепенном прогреве сети до рабочей температуры, наблюдатели ведут тщательный надзор за работой компенсаторов, состоянием уплотнений и теплоизоляции, за перемещением опор. Мелкие дефекты (утечки через дренажи, воздушники, уплотнения сальников) устраняются в процессе прогрева, так как со временем обнаруженные неисправности могут увеличиться. Для выправления крупных неисправностей необходима остановка сети.
После устранения дефектов теплопровод пускается в 72-часовую контрольную эксплуатацию, во время которой продолжается периодический выпуск воздуха через все воздушники. Задвижки на сетевых перемычках закрываются, а вода из перемычки между задвижками во избежание ее замерзания сливается. Если во время контрольной эксплуатации не будут обнаружены нарушения работы, сеть сдается в постоянную эксплуатацию.
При наличии насосных подстанций на обратных трубопроводах насосы должны включаться в работу до включения потребителей теплоты. Насосы подстанций на подающих трубопроводах должны включаться после включения абонентских вводов для постепенного увеличения располагаемого напора в сети.
При выполнении всех работ обслуживающий персонал должен иметь ватную спецодежду и рукавицы во избежание случайных ожогов. Вблизи работающего теплопровода могут находиться только выделенные для пуска люди, прошедшие инструктаж по технике безопасности и хорошо знающие правила работы с горячими трубами и оборудованием.
Операции пуска конденсатопроводов выполняют аналогичным образом. Для предупреждения конденсации влаги на поверхности трубопровода и тепловой изоляции независимо от времени года заполнение и промывку производят водой с температурой не ниже 45°С. В конце промывки конденсатопровод немедленно заполняют конденсатом или химически очищенной водой для контрольной промывки. Во время контрольной промывки проверяют качество исходного и сбрасываемого в дренаж конденсата. Контрольную промывку ведут до установления требуемого солесодержания в конденсате.
Пуск паропроводов зависит от размеров сети. Разветвленные паропроводы большой протяженности пускаются вначале на магистральных участках, затем поочередно пускаются ответвления. Пуск паропроводов начинается с гидравлической опрессовки на прочность и плотность. Слив опрессовочной воды используется для черновой промывки паропровода. Чистовую промывку паропроводов водой не применяют, ее заменяют продувкой паром. Продувка холодных паропроводов без предварительного его прогрева не допускается из-за опасности конденсации и гидравлических ударов, поэтому операция наполнения преследует прогрев паропровода. Впуск пара на прогрев паропровода производят после полного удаления опрессовочной воды через пусковые и постоянные дренажи.
Прогрев начинают медленным открытием головных задвижек на ТЭЦ. На паропроводах большого диаметра для этих целей используют байпасные линии на задвижках. Небольшой расход пара в начале прогрева предупреждает захват конденсата паром, ведущий к гидравлическим ударам большой силы, и деформацию трубопровода, так как в наполняемом паропроводе в первую очередь нагревается верхняя часть трубы, которая стремится изогнуть трубопровод дугой кверху. С появлением из пусковых дренажей сухого пара, свидетельствующем о завершении прогрева, дренажи закрываются. Затем паропровод некоторое время выдерживают под небольшим избыточным давлением. Это время используется для проверки состояния трубопроводов и ликвидации обнаруженных дефектов. Убедившись в надежности конструкции, производят впуск пара с максимальной скоростью, необходимой для захвата мелких и крупных частиц грязи, окалины и выброса этого шлама «на вылет» через концевые продувочные штуцера или специальные установленные концевые задвижки.
Для сокращения расхода пара на очистку труб от оксидов железа рекомендуется присадка 1%-ного раствора едкого натра, дозировка которого производится через воздушники на головном участке паропровода в период прогрева.
После продувки паропровод переводится на расчетный режим работы. В процессе пуска естественно ожидать ослабления болтовых соединений, плотности сальников, засорения дренажных устройств. Все неисправности устраняют после пуска, поэтому на некоторое время организуется более частый обход трассы.
Пуск тепловых пунктов, подстанций и вводов сводится к испытанию плотности и прочности оборудования и трубопроводов. Проверку плотности и прочности производят гидравлической опрессовкой, выполняемой в теплое время года, когда температура в помещении не ниже +5°С. Перед опрессовкой тепловое пункты отключают от тепловой сети путем закрытия входной арматуры и установки заглушек во фланцевые соединения за арматурой.
После гидравлического испытания тепловой пункт вместе с местной системой промывают водопроводной водой до полного осветления и затем воду сливают полностью. Тепловые пункты заполняют сетевой водой по пусковому графику, которым устанавливается очередность подключения абонентов. Заполнение осуществляют плавным открытием запорной арматуры на обратном трубопроводе. С появлением воды в воздушных кранах их закрывают, потом медленно открывают запорную арматуру на подающем трубопроводе.
Наполнение местных систем через обратный трубопровод предотвращает разрушение радиаторов высоким давлением воды в подающем трубопроводе. В тех случаях, когда статическая высота потребителей превышает давление в обратном трубопроводе, окончательное заполнение вводов производят из подающих трубопроводов при частично открытой арматуре на обратном трубопроводе ввода. Необходимое избыточное давление регулируется последующей настройкой регулятора подпора или дроссельных шайб на обратном трубопроводе.
2.8.7. Наладка систем теплоснабжения
Нормальная работа источника теплоты, сетей и потребителей требует постоянного контроля за состоянием оборудования и соблюдением режимов отпуска теплоты заданных параметров. Задача наладки заключается в том, чтобы обеспечить бесперебойное приготовление теплоты при всех режимах нагрузки и установить максимальное соответствие между выработкой теплоты и ее потреблением. Согласованная загрузка всех звеньев системы теплоснабжения достигается наладкой.
Режим отпуска теплоты планируется на основе суточных и годовых графиков нагрузки. Суточные графики составляет диспетчерская служба теплосети по предварительным прогнозам погоды и выдает на станцию за сутки до исполнения. Суточный график является заявочным документом, в котором указываются параметры и часовые нормы расхода теплоносителя всему району и норма загрузки теплофикационного оборудования. При составлении заявочных графиков нормы отпуска теплоты жилищно-бытовому потребителю корректируются по данным теплопотребления этого района за прошедшие годы. Заявочные режимы работы станционного оборудования корректируются также в оперативном порядке по получении диспетчером информационных сообщений от дежурных по сетевым районам и уточнению сводки погоды.
Обслуживающий персонал тепловой станции обязан строго соблюдать заявочные режимы и контролировать параметры теплоносителя, поскольку недогрев сетевой воды приводит к уменьшению температуры в помещении, а возврат сетевой воды с высокими температурами создает перерасход электроэнергии на перекачку теплоносителя. Отклонения от расчетных температур воды в подающем и обратном трубопроводах допускаются в пределах 2°С. Всякие нарушения режимов отпуска и потребления теплоты учитываются при финансовых расчетах между станцией и потребителями.
При наладке режимов теплоснабжения необходимо учитывать неодинаковые условия доставки теплоты на различные расстояния. В сетях большой протяженности при регулировании режимов потребители вблизи станций начинают получать теплоту новых параметров значительно раньше дальних потребителей. Это запаздывание, определяемое временем перемещения теплоносителя от источника к концу сети, при небольшой скорости воды (до 2 м/с) может составлять продолжительное время. В таких случаях для предупреждения перерасхода теплоты у головных потребителей и нехватки теплоты у концевых потребителей (или наоборот) центральное регулирование должно корректироваться местным регулированием. Начало местного регулирования в различных сетевых районах координируется диспетчером. Продолжительность движения теплоносителя до характерных точек сети определяется при наладке. Наладка может производиться после сооружения новых сетей или ремонта действующих, такая наладка называется пусковой. Во время эксплуатации сетей наладка применяется с целью улучшения режимов потребления теплоты.
Пусковая наладка необходима для обеспечения расчетного распределения теплоносителя в многочисленных ответвлениях сетей и экономической работы теплопотребляющих установок. Если на вводах имеются автоматические регуляторы, задача пусковой наладки сводится к настройке регуляторов расхода на пропуск расчетных расходов воды при расчетном гидравлическом режиме сетей. При отсутствии абонентских регуляторов наладку производят различными методами. Один из них, называемый программным, предусматривает наладку режимов путем последовательного подключения потребителей к сети. Пусковое регулирование сетей по программному методу осуществляется по плану очередности подключения абонентов. Наиболее простое регулирование достигается последовательным подключением абонентов в направлении от конца сети к станции или от источника теплоты к концу сети.
Для каждого абонента устанавливается определенный пусковой расход воды. Величина расхода зависит от числа подключаемых абонентов, нормы расхода воды каждым потребителем и очередности их подключения к сетям. Пусковые расходы на вводе рассчитываются из условия заполнения сетей расчетным расходом воды и отключения от сетей абонентов, подлежащих более позднему включению. По мере включения последующих абонентов пусковые расходы на каждом вводе постепенно снижаются и после включения последнего абонента у всех потребителей устанавливаются нормальные расчетные расходы воды.
Программный метод пускового регулирования при большом числе потребителей неудобен из-за сложности расчета программы и длительности выполнения наладочных операций, поэтому его применяют для небольших тепловых сетей.
Пусковое регулирование по методу сопротивлений состоит в настройке на каждом абонентском вводе расчетного сопротивления, соответствующего расчетному режиму эксплуатации. Расчетное сопротивление вводов определяется по пьезометрическому графику, построенному по расчетным расходам воды. Для разработки программы регулирования должны быть хорошо известны гидравлические характеристики всех участков сети. При регулировании проверяют соответствие фактического сопротивления ввода расчетным значениям. Несоответствие устраняют наладкой. Результаты наладки проверяют по показаниям приборов расхода и давления на подающем и обратном трубопроводах. Метод сопротивления применяют для пускового регулирования сетей с любым числом потребителей при любой последовательности их включения в любой точке сети.
Метод нормальных расходов применяют для пускового регулирования водяных сетей в тех случаях, когда трудно установить гидравлические характеристики участков сети. Регулирование начинается с установки в магистральных сетях устойчивого расхода воды при строго постоянном располагаемом напоре сетевого насоса. Циркуляция воды производится через открытые концевые перемычки. Затем последовательным включением каждого абонента, начиная от источника, добиваются нормального расчетного расхода воды на вводе. По мере увеличения числа подключенных абонентов и изменения расходов воды и напоров в сети производят дополнительную подрегулировку.
Расчетное распределение сетевой воды является основным признаком высокой гидравлической устойчивости сети и безаварийного теплоснабжения. Регулирование гидравлических режимов сети может быть обеспечено централизованно у источника теплоты, а также местными и индивидуальными средствами регулирования. Задача наладки состоит в том, чтобы установить допустимые изменения давлений в сети, при которых обеспечивается непрерывность расчетного теплоснабжения. Дежурный персонал станции и сетевых районов, производящий регулировку гидравлических режимов, а также диспетчер, управляющий работой сети должны в совершенстве изучить изменения гидравлических режимов на всех участках сети и абонентских вводах в зависимости от производимых переключений. Эти знания помогают обслуживающему персоналу уверенно определять очаги аварий и принимать самостоятельные решения по их ликвидации.
Гидравлический режим паропроводов достаточно устойчив, в них не наблюдается резкого изменения давления при включении или отключении отдельных потребителей. Отсутствие жесткой гидравлической зависимости потребителей облегчает применение местного количественного регулирования путем простого изменения степени открытия задвижки. Наладка паропроводов поэтому сводится к уточнению действительных температуры и давления в наиболее крупных ответвлениях при максимальных и минимальных расходах пара.
Тепловые пункты и подстанции представляют собой узлы управления местных систем отопления, вентиляции и горячего водоснабжения, поэтому наладку оборудования в пунктах должны производить совместно с местной системой.
Особенности отопительных систем обусловлены применением смесительных устройств, требующих соблюдения требуемого перепада давления на вводе. К особенностям системы горячего водоснабжения относится резко выраженная неравномерность нагрузки, постоянно нарушающая расчетные гидравлические режимы во внешней сети. Помимо этого за время отопительного сезона все виды тепловой нагрузки нуждаются в дополнительном местном регулировании. Все это усложняет наладку и требует поэлементного проведения регулировочных операций.
Перед наладкой тепловых пунктов и местных систем необходимо установить их гидравлические сопротивления при расчетных расходах воды. При значительной разности фактических и проектных потерь напора (более 10 – 20%) системы должны быть тщательно промыты. Контроль потерь давления в системах необходим для определения достаточности располагаемого напора для нормальной работы элеватора, калорифера или установки горячего водоснабжения.
Низкий коэффициент смешения снижает циркуляцию воды в отопительных приборах, завышенный улучшает распределение воды и благодаря запасу теплоотдачи нагревательных приборов исключает недогрев помещений. Увеличение коэффициента смешения производится подбором меньших сечений сопла.
В некоторых случаях замена сопл вызывается неточностью изготовления проточной части элеватора или завышенным сопротивлением местной системы. Для уменьшения чрезмерно больших коэффициентов смешения необходимо увеличить сопротивление отопительной системы прикрытием входной задвижки на вводе или установкой дроссельной шайбы. При насосном смешении регулирование коэффициента смешения осуществляется регулирующими клапанами на перемычке насосов.
Прогрев нагревательных приборов определяется с помощью ртутных термометров или тарированных термощупов, установленных на входе и выходе каждого стояка. При равномерном прогреве приборов температура воды на выходе из стояков должна быть одинаковой. Отрегулированные расходы воды в стояках отмечаются положениями стрелок на указывающих дисках проходных кранов.
Опыт эксплуатации показывает, что расчетный расход теплоты на отопление зданий не всегда совпадает с действительной потребностью. Корректировка отопительной нагрузки производится выборочным термографированием отапливаемых помещений и наружного воздуха. Термографированием устанавливается действительная потеря теплоты через наружные ограждения помещения и соответствие этой потери теплоте, получаемой из сетей. По уточненной потребности теплоты и фактическому перепаду температуры сетевой воды вводятся поправки на величину расхода теплоносителя.
Подогреватели горячего водоснабжения перед заполнением сетевой водой подвергаются гидравлическому испытанию, а затем промывке вместе с разводящими трубами водопроводной водой. При наладке уточняют гидравлические и тепловые характеристики подогревателя. Испытания проводят для нескольких режимов водоразбора и при минимальной температуре сетевой воды (обычно 70°C). Целесообразно отрегулировать нагрев водопроводной воды до 50 – 55°С. При таких температурах значительно ослаблены солеотложения в трубках подогревателей и коррозия в трубах разводящей системы.
Наладка водоразбора из сети заключается в настройке смесителя на автоматическое переключение расхода воды из подающей на обратную линию при достижении в ней температуры 55 – 65°С и в проверке производительности терморегулятора.
В системах горячего водоснабжения высотных зданий одинаковые свободные напоры воды в водоразборных кранах настраивают подбором диафрагм. Диафрагмы устанавливают на каждом ответвлении в квартиру или помещение с водоразборными приборами, отверстия в диафрагмах уменьшают по этажам сверху вниз.
Особо важное значение имеет контроль температуры обратной воды. Работа отопительной системы с повышенной температурой обратной воды свидетельствует о перетопе здания и прямом нарушении санитарных норм в жилом помещении. Перегрев помещений в ряде случаев вызывается излишней установкой нагревательных приборов. В период наладочных работ необходимо проверить соответствие проектных и фактически установленных нагревателей, так как несоблюдение графика температуры обратной воды увеличивает перерасход топлива.
В тепловых пунктах с паровым теплоносителем наладочные работы сводятся к установке лимитных расходов пара и наладке системы приема возвращаемого конденсата. Наладка и ремонт пароводяных подогревателей состоят из тех же операций, что и для коммунальных потребителей с водо-водяными подогревателями. В паровых системах особое значение имеет уход за дренирующими устройствами, так как неисправное дренирование паропроводов увеличивает потери теплоты и конденсата, а также создает опасность гидравлических ударов.
Все крупные потребители пара должны иметь исправно действующие конденсатоотводчики и оборудование для закрытой или открытой схемы сбора и откачки конденсата. Перед приемом конденсата в сборные баки должен быть организован регулярный лабораторный анализ качества конденсата. В открытых схемах сбора конденсата необходимо отрегулировать охлаждение конденсата до 95 – 98°С и обеспечить его непрерывную откачку на тепловую станцию.
По результатам наладки составляют режимные карты, в которых указывают максимальные значения тепловой нагрузки, параметров теплоносителя, рекомендуемые перепады давлений и температур, коэффициенты смешения и номера элеваторов и другие данные, установленные испытаниями. Режимные карты являются руководящим документом для эксплуатационников.
2.8.8. Организация эксплуатации систем теплоснабжения
Организация работы персонала «Теплосети» регламентируется «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей», «Правилами техники безопасности при обслуживании тепловых сетей», другими нормативно-техническими документами, действующими в электроэнергетическом комплексе страны, в коммунальной и промышленной энергетике.
На рис. 8.2 приведена примерная организационная структура предприятия «Тепловые сети». Основной производственной единицей «Теплосети» является сетевой район, персонал которого обычно обеспечивает эксплуатацию тепловых сетей и СЦТ от одного (в редких случаях двух) источников теплоты.
Рис. 8.2. Примерная организационная структура предприятия «Теплосеть»
Сетевые районы осуществляют эксплуатацию находящихся на балансе (в собственности) «Теплосети» тепловых сетей, надзор за тепловыми сетями, находящимися на балансе других предприятий, например, предприятий – оптовых потребителей (перепродавцов), а также обеспечивают режимы работы обслуживаемых СЦТ путем распределения теплоносителя между потребителями в соответствии с договорами теплоснабжения и указаниями диспетчерской службы «Теплосети». В задачу сетевого района входит также решение ряда проблем, связанных с продажей теплоты: организация коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителей у своих потребителей, определение объемов этой теплоты и теплоносителей для оплаты потребителями.
Диспетчерская служба (ДС) «Теплосети» создается для обеспечения согласованной работы всех звеньев СЦТ. В зависимости от масштабов СЦТ ДС может иметь разную структуру: в относительно небольших системах – одноступенчатую, а в крупных системах – двухступенчатую, состоящую из центрального диспетчерского пункта (ЦДП) и районных диспетчерских пунктов (РДП).
Для успешного выполнения их функций на диспетчерские пункты (ДП) должна постоянно поступать информация о параметрах теплоносителя в характерных точках СЦТ: на источниках теплоты, в насосных подстанциях, в узловых камерах сети, у крупных потребителей. Эти характерные точки находятся на значительном расстоянии от ДП. Поэтому для сбора информации используются средства телеизмерения по каналам связи городской телефонной сети и (или) по специальным кабельным линиям. Эти каналы связи используются не только для телеизмерений, но и для телеуправления отдельными элементами СЦТ (например, насосными подстанциями, важными коммутационными узлами в сети).
Большое распространение получили автоматизированные системы диспетчерского управления (АСДУ) в составе автоматизированной системы управления предприятия (АСУП). Построение АСУП на каждом предприятии является индивидуальной задачей, так как нет двух одинаковых СЦТ и двух одинаковых предприятий «Теплосеть».
С помощью АСДУ персонал ДС предприятия «Теплосеть» выполняет много важных задач по эксплуатации СЦТ, таких как:
• разработка и оптимизация режимов отпуска тепла от ТЭЦ и котельных и контроль за их выполнением;
• разработка и оптимизация гидравлических и тепловых режимов работы тепловых сетей и контроль за их выполнением;
• телеконтроль и телеуправление оборудованием насосных подстанций, крупных коммутационных узлов в сети, блокировочных связей, дренажных насосных;
• руководство операциями по обнаружению и локализации повреждений тепловых сетей и сетевого оборудования;
• координация работ и руководство оперативными действиями персонала источников теплоты, сетевых районов и потребителей теплоты в нормальных и аварийных ситуациях.
Для поддержания высокой эксплуатационной надежности тепловых сетей и сетевого оборудования должен своевременно проводиться ремонт теплопроводов и оборудования. Ремонт осуществляется на основании результатов постоянного мониторинга и диагностики с использованием современных диагностических средств. Мелкий ремонт обеспечивается обычно силами сетевого района. Более крупные ремонты, связанные с выводом теплопроводов в ремонт в заранее запланированные сроки, выполняются силами специализированных подрядных организаций либо собственными ремонтными цехами, если объемы ремонтных работ достаточны для постоянной загрузки ремонтного персонала в течение года.
Важное место в работе «Теплосети» занимает организация аварийных ремонтов тепловых сетей. В большинстве крупных предприятий «Теплосеть» создаются аварийно-восстановительные службы (ABC). В задачу ABC входит ликвидация повреждений теплопроводов в кратчайшие сроки при тесном взаимодействии с сетевым районом и ДС. Для решения поставленных задач ABC должна быть оснащена соответствующими средствами механизации (автотранспортом, экскаваторами, грузоподъемными машинами и механизмами, передвижными сварочными агрегатами, включая средства малой механизации).
Эксплуатацией автотранспорта, машин и механизмов занимается служба механизации, если эта функция не централизована в АО-энерго.
В «Теплосети» эксплуатируется большое количество электротехнического оборудования: крупных и мелких электродвигателей в насосных и дренажных подстанциях, в узловых камерах, на ГТП, в трансформаторных и (или) распределительных подстанциях, питающих насосные станции, много осветительного и другого электротехнического оборудования. Для его эксплуатации создаются электротехническая служба (цех).
Для эксплуатации средств автоматики, связи и АСУ, организации технологического контроля и коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителей в сетевых районах и у потребителей создаются соответствующие подразделения: служба автоматизации и измерений, служба АСУП. Их структуры зависят от объемов обслуживаемого оборудования и организации эксплуатации СЦТ.
В «Теплосети» должно быть подразделение, в задачи которого входит защита оборудования от коррозии, поддержание нормальных водно-химических режимов СЦТ, выявление причин коррозионных повреждений теплопроводов, разработка и внедрение совместно с сетевыми районами, другими службами «Теплосети» и специализированными предприятиями мероприятий, препятствующих коррозионным процессам (служба испытаний и защиты оборудования). Для координации проблем, связанных с развитием СЦТ в «Теплосети» создается служба перспективного развития (СПР), которая должна тесно сотрудничать с СПР АО-энерго и с городскими службами.
Для организации нового строительства и реконструкции тепловых сетей, осуществления контроля за этими видами работ в «Теплосети» создаются (при необходимости) отделы (группы) капитального строительства (ОКС). При малых объемах указанных работ эти функции осуществляют другие подразделения. Однако в любом случае очень важной остается функция по контролю за качеством выполнения строительно-монтажных и ремонтных работ, так как от этого во многом зависит надежность работы теплопроводов и, следовательно, надежность теплоснабжения потребителей. Указанные функции контроля осуществляют сетевые районы и группы технического надзора «Теплосети».
Важной задачей в работе «Теплосети» является анализ результатов работы предприятия, в том числе учет и анализ повреждений, разработка мероприятий по совершенствованию эксплуатации, применению новой техники, обучению персонала эффективным приемам труда, разработка соответствующих нормативных документов (инструкций по эксплуатации конкретных видов оборудования). Указанные задачи в «Теплосети» решает производственно-технический отдел (служба).
Кроме технических служб в «Теплосети», как и на любом промышленном предприятии, имеются экономические и вспомогательные службы (планово-экономический и финансовый отдел(ы), бухгалтерия, служба снабжения).
Все подразделения «Теплосети» должны работать согласованно в соответствии с положениями о каждом из них, чтобы исключить дублирование в работе и, наоборот, не оставить важный участок работы без ответственных исполнителей. Задачи по координации работы технических служб осуществляет главный инженер, а предприятия в целом – директор.
