Источники и системы теплоснабжения промышленных предприятий

ВВЕДЕНИЕ

Различают два вида теплоснабжения – централизованное и децентрализованное. При децентрализованном теплоснабжении источник и потребитель тепла находятся близко друг от друга. Тепловая сеть отсутствует. Децентрализованное теплоснабжение разделяют на местное (теплоснабжение от местной котельной) и индивидуальное (печное, теплоснабжение от котлов в квартирах).

В зависимости от степени централизации системы централизованного теплоснабжения (ЦТС) можно разделить на четыре группы:

1. групповое теплоснабжение (ТС) группы зданий;

2. районное – ТС городского района;

3. городское – ТС города;

4. межгородское – ТС нескольких городов.

Процесс ЦТС состоит из трех операций – подготовка теплоносителя (ТН), транспорт ТН и использование ТН.

Подготовка ТН осуществляется на теплоприготовительных установках ТЭЦ и котельных. Транспорт ТН осуществляется по тепловым сетям. Использование ТН осуществляется на теплоиспользующих установках потребителей.

Комплекс установок, предназначенных для подготовки, транспорта и использования теплоносителя называется системой централизованного теплоснабжения.

Различают две основные категории потребления тепла.

1. Для создания комфортных условий труда и быта ( коммунально-бытовая нагрузка ).

Сюда относят потребление воды на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение (ГВС), кондиционирование.

2. Для выпуска продукции заданного качества (технологическая нагрузка).

По уровню температуры тепло подразделяется на:

- низкопотенциальное, с температурой до 150 ⁰С;

- среднепотенциальное, с температурой от 150 ⁰С до 400 ⁰С;

- высокопотенциальное, с температурой выше 400 ⁰С.

Коммунально-бытовая нагрузка относится к низкопотенциальным процессам.

Максимальная температура в тепловых сетях не превышает 150 ⁰С (в прямом трубопроводе), минимальная – 70 ⁰С (в обратном).

Для покрытия технологической нагрузки как правило применяется водяной пар с давлением до 1.4 МПа.

В качестве источников тепла применяются теплоподготовительные установки ТЭЦ и котельных. На ТЭЦ осуществляется комбинированная выработка тепла и электроэнергии на основе теплофикационного цикла. Раздельная выработка тепла и электроэнергии осуществляется в котельных и на конденсационных электростанциях. При комбинированной выработке суммарный расход топлива ниже, чем при раздельной.

1. РАСЧЕТ ТЕПЛОВОГО ПОТРЕБЛЕНИЯ

Тепловую нагрузку можно разделить на сезонную и круглогодичную. Изменение сезонной нагрузки зависит главным образом от климатических условий – температуры наружного воздуха, его влажности, скорости ветра, солнечной радиации и т.п. Основную роль играет изменение температуры наружного воздуха. Сезонная нагрузка имеет сравнительно постоянный суточный график и переменный годовой. К сезонной нагрузке относят нагрузки отопления, вентиляции (зимние нагрузки), кондиционирования (летняя нагрузка). К круглогодичной нагрузке относятся нагрузка горячего водоснабжения (ГВС) и технологическая нагрузка. График технологической нагрузки зависит от характера производства. График нагрузки ГВС зависит от благоустройства зданий, состава населения, графика рабочего дня, режима работы коммунальных предприятий. Технологическая и нагрузка ГВС слабо зависят от времени года.

1.1. Сезонная нагрузка.

Цель отопления – поддержание температуры внутреннего воздуха в помещении на заданном уровне. Температура воздуха в помещении зависит от назначения помещения, а в промышленных зданиях от характера выполняемых работ. Значения температуры воздуха в помещениях принимаются согласно [1,2]. В частности,

- для жилых зданий - от 18 до 20 ⁰С;

- для промышленных зданий - от 16 до 20 ⁰С;

- для общественных зданий - от 14 до 25 ⁰С.

1.1.1. Расчет отпуска тепла на отопление.

Для поддержания температуры воздуха в помещении постоянной необходимо обеспечить равенство теплопотерь и теплопритоков. Потери тепла обусловлены теплопередачей через ограждения, на которых перепад температур более 5 ⁰С - Q_т, а также инфильтрацией, Q_инф - затрат тепла на нагрев воздуха, поступающего извне через неплотности ограждений.

,

- коэффициент инфильтрации.

В производственных помещениях тепло расходуется также на нагрев материалов и транспортных средств, поступающих извне - Q_мт.

Приток тепла в помещения осуществляется через отопительные установки - Q_о и от внутреннего тепловыделения - Q_вт.

В общем случае баланс тепла можно записать в виде

.

Для жилых и общественных зданий:

Q_мт = Q_инф = Q_вт = 0 , тогда Q_о = Q_т .

Для производственных помещений:

Q_о = Q_т (1 + ) + Q_мт - Q_вт

в производственных помещениях может составлять 25...35 % от Q_о

Здесь: b – постоянная инфильтрации, b=(35…40) 10^-2;

g- ускорение свободного падения;

L- высота проема в который поступает воздух;

Т_н- температура наружного воздуха, К;

Т_в- температура воздуха в помещении, К;

W- скорость ветра, м/с.

Потери тепла теплопередачей рассчитываются по уравнению

, или

, (1.1)

где:

n- поправка на температурную разность. Учитывается для пола 1-го этажа и потолка верхнего (n 1);

- коэффициент, учитывающий добавки на ориентацию относительно сторон света, этажность здания, скорость ветра, размещения помещения в здании. Приводится в СНиП.

где - поправка, учитывающая ориентацию по сторонам света.

Формулой (1.1) пользуются при проектировании систем отопления конкретного здания, то есть по результатам расчетов определяется количество отопительных приборов, устанавливаемых в помещениях.

При проектировании источников тепла потребность тепла на отопление может быть определена по укрупненным показателям.

1.1.1.1. Определение расхода тепла на отопление по объему здания .

где:

q_о- отопительная характеристика здания, зависящая от объема и назначения здания. Приводится в СниП, а также в [1,2]. ; V- объем здания по наружному замеру.

Максимальные потери тепла и, соответственно, максимальный отпуск тепла на отопление определяется по расчетной температуре для отопления - t_но. Это есть средняя температура наиболее холодной пятидневки из восьми зим за последние 50 лет.

При расчете по укрупненным показателям при отсутствии перечня зданий с указанием их назначения t_в принимают равной 18 ⁰С, если t_но -31 ⁰С и равной 20 ⁰С, если

t_но -31 ⁰С.

Для жилых и общественных зданий расчетное количество тепла на отопление определяется по формуле

.

При

.

Для экономного использования топлива большое значение имеет правильный выбор начала и конца отопительного периода. По СниПу начало и конец отопительного периода принимается при значении среднесуточной температуры равной +8 ⁰С. Для производственных помещений с внутренними тепловыделениями отопительный период начинается при той температуре наружного воздуха, при которой .

Для промышленных зданий:

- при t_н t_но

- при t_н > t_но

Q_o

Длительность отопительного периода определяется числом суток с устойчивой среднесуточной температурой меньшей и равной +8 ⁰С.

1

2

t_н , ⁰С

+8 t_но

1 – для жилых и общественных зданий;

2 – для промышленных зданий.

Рис.1.1. График отпуска тепла на отопление.

1.1.1.2. Определение расхода тепла на отопление по площади застройки

Такой способ определения расхода тепла применяется только для жилых районов. При ,

где q_F- отпуск тепла на 1 м² площади застройки, Вт/ м² [1,2]; F- площадь застройки, м².

F = f_уд z , где z- число жителей;

f_уд = 12,5 м² / чел – для зданий построенных до 1980 года; f_уд = 18 м² / чел – для зданий, построенных после 1980 года;

k₁=0.25- коэффициент, учитывающий отпуск тепла на отопление общественных зданий. При t_н > t_но

1.1.2. Расчет отпуска тепла на вентиляцию

Под вентиляционной нагрузкой понимают потребность в тепле для подогрева воздуха, подаваемого извне в помещения. В жилых зданиях без специальной приточной системы вентиляции расход тепла Q_в = 0.

Для общественных и промышленных зданий:

Q_в = C’ V_в (t_в - t_н) m ,

где С’ - объемная теплоемкость воздуха, 1260 Дж/(м³К);

V_в - объем вентилируемого помещения по внутреннему замеру;

m - кратность обмена воздуха в помещении.

При расчете по укрупненным показателям отпуск тепла определяют при известном

объеме здания.

Q_в = q_в V (t_в - t_н).

Для общественных зданий, расположенных в жилом районе

где k₂ = 0,4 - для зданий старой постройки, k₂ = 0,6 - для новых зданий.

Различают три категории вентилируемых помещений:

А - с незначительным выделением вредностей. Максимальный отпуск тепла для этих зданий определяется по расчетной температуре для вентиляции - t_нв - средней температуры наиболее холодного периода, составляющего 15 % длительности отопительного сезона.

При отпуск тепла на вентиляцию не увеличивается, при этом уменьшается кратность обмена воздуха. Минимального значения кратность обмена достигает при .

.

При

.

Б - здания со значительным выделением вредностей:

В - при особом техническом обосновании (очень много вредностей) определяется по средней температуре наиболее холодных суток.

А

Q_в

Б

+

+8 t_нв t_но t_н , ⁰С

Рис.1.2. График отпуска тепла на вентиляцию

1.1.2. Круглогодичная нагрузка.

К круглогодичной нагрузке относятся технологическая нагрузка и нагрузка ГВС. Технологическая нагрузка задается технологами и зависит от вида производства.

Нагрузка ГВС имеет существенно неравномерный характер как в течение суток, так и по дням недели. Наибольший расход горячей воды наблюдается в утренние и вечерние часы, из дней недели – в субботу.

Среднедельный расход тепла на ГВС отдельных жилых, общественных и промышленных зданий определяется по формуле

, где

Рис.1.3. Графики потребления тепла на ГВС.

a – норма расхода горячей воды с t=60 ⁰С на единицу измерения; m – количество единиц измерения; с – теплоемкость воды, 4190 Дж/(кгК); t_г, t_х – температура горячей и холодной воды; n_c – расчетная длительность подачи воды на ГВС, сек./сут. или час./сут. Зимой принимают t_х =5 ⁰C, летом – t_х =15 ⁰C. Величина а дается для t_г = 60 ⁰C. При других значениях t_х

.

В местах водоразбора должна поддерживаться температура горячей воды для открытых систем – не ниже 60 ⁰C и не выше 70 ⁰C; для закрытых систем – не ниже 55 ⁰C и не выше 75 ⁰C. Для жилых зданий, больниц, детских садов, санаториев, домов отдыха и т.п. n_c =86400 сек./сут., или 24 час./сут. При отсутствии данных о количестве и типе жилых и общественных зданий в новых районах средненедельный расход тепла на ГВС можно определять по формуле

а=80…120 л/сут на одного человека для жилых зданий, в=18…22 л/сут на одного человека для общественных зданий. Летом

.

Средний за сутки наибольшего водопотребления расход тепла на ГВС равен , где - коэффициент недельной неравномерности, равный для жилых и общественных зданий 1.2. Для производственных зданий =1. Расчетный (максимально-часовой) расход тепла на ГВС равен . Здесь - коэффициент суточной неравномерности. Для городов =1.7…2.2, для производственных зданий =1.

Рис.1.4. График отпуска тепла на ГВС

По способу подачи тепла на ГВС различают открытые и закрытые системы теплоснабжения.

В открытых системах на ГВС подается вода из тепловой сети.

Схема абонентского ввода:

ОК - обратный клапан; Э - водоструйный эжектор или элеватор; РТ - регулятор температуры; В - воздушник; ОП - отопительный прибор; С - смеситель.

Рис.1.5. Открытая схема присоединения абонентской установки

В закрытых системах сетевая вода используется для подогрева вторичной воды, поступающей в систему ГВС, т.е. на абонентском вводе закрытых систем устанавливаются водоводяные подогреватели 1 или 2 . Подключение их может быть одноступенчатое или двухступенчатое, выполненное по параллельной, двухступенчатой последовательной или двухступенчатой смешанной схемам.

Рис.1.6. Двухступенчатая последовательная схема присоединения системы ГВС

1.2. Расчет годового отпуска тепла. График продолжительности тепловой нагрузки.

Для построения графика нужны данные о стоянии температур. Приводятся в справочниках [1,2]:

-40...-35 ⁰С - n₁ часов;

-35...-30 ⁰С - n₂ часов;

-30...-25 ⁰С - n₃ часов;

......................……………

0...+5 ⁰С - n_i-1 часов;

+5...+10 ⁰С - n_i часов.

Рис.1.7. График продолжительности суммарной тепловой нагрузки

На оси абсцисс откладывают количество часов, в течение которых наблюдается температура равная или меньшая данной. По оси ординат откладывают часовой расход тепла. Построим на графике два прямоугольника, площадь которых равна площади графика. Тогда для прямоугольника 0BCD0 высота CD равна среднему расходу тепла за отопительный период. Для прямоугольника 0KLN0 отрезок 0N представляет длительность использования расчетной тепловой нагрузки за сезон.

Если тепловая нагрузка обеспечивается из различных источников, то удобно пользоваться интегральным графиком. График продолжительности суммарной тепловой нагрузки делят на равные интервалы по оси ординат. a – относительная тепловая нагрузка. a_с = - отношение тепловой нагрузки i-го источника к расчетной нагрузке района. - отношение количества тепла источника за сезон к суммарному расходу тепла за сезон. Тогда площадь 0abc0 равна расходу тепла от источника, мощность которого равна 20 % расчетной, т.е. .

Интегральные графики, построенные для какого-либо одного географического пункта можно с достаточной точностью использовать для всего климатического пояса.

Рис.1.8. Интегральный график тепловой нагрузки

F_0abc0/F=0.4 – точка A. При получим - т.В, и т.д.

Например, есть два источника тепла. У одного мощность равна 60 % максимального потребления, . Другой способен покрыть остальные 40 %. В этом случае первый источник может обеспечить 92 % максимальной потребности в тепле, второй – 8 %.

1.3. Водяные системы теплоснабжения

Водяные системы теплоснабжения подразделяются на открытые и закрытые. В открытых системах на нужды ГВС забирается вода из тепловой сети. В закрытых системах вода на нужды ГВС подогревается сетевой водой в теплообменниках. Схемы присоединения установок ГВС показаны на рис.1.5, 1.6. По числу трубопроводов системы ТС делятся на одно-, двух-, трех- и многотрубные. Открытая система ТС должна иметь как минимум одну трубу. В закрытой системе необходимы как минимум два трубопровода. В городах в большинстве случаев применяются двухтрубные системы. Они применяются в том случае, если всем потребителям нужно тепло примерно одного потенциала. Там, где требуется еще и нагрузка повышенного потенциала, применяется трехтрубная система. В этом случае две магистрали – подающие, и одна – обратная. В зависимости от характера абонентских установок, выбирается та или иная схема присоединения их к тепловой сети.

Отопительные установки могут присоединяться по зависимой и независимой схемам. При зависимом присоединении вода, циркулирующая в системе отопления, нагревается в теплообменнике водой из тепловой сети. В зависимой схеме в отопительные приборы поступает вода из тепловой сети. При этом существует жесткая гидравлическая связь между системой отопления и тепловой сетью. Максимальное давление в отопительной установке ограничено прочностью отопительных приборов. Надежность зависимых систем невелика.

2. РЕГУЛИРОВАНИЕ ТЕПЛОВОЙ НАГРУЗКИ

Тепловая нагрузка в течение отопительного сезона меняется. Поэтому для поддержания требуемого теплового режима тепловую нагрузку необходимо регулировать.

Различают центральное, групповое, местное и индивидуальное регулирование. Центральное регулирование осуществляется на ТЭЦ и котельных. Групповое – на групповых тепловых подстанциях. Местное – на местных тепловых подстанциях. Индивидуальное – непосредственно у абонентов.

Если тепловая нагрузка у всех потребителей примерно одинакова, то можно ограничиться центральным регулированием. В большинстве же случаев тепловая нагрузка неоднородна. В этом случае центральное регулирование ведется по характерной тепловой нагрузке для большинства потребителей. В первую очередь это отопительная нагрузка и совместная нагрузка отопления и ГВС. Во втором случае расход воды в ТС увеличивается незначительно по сравнению с регулированием по отопительной нагрузке или не меняется.

Основное количества тепла в абонентских системах расходуется на нагрев. Поэтому тепловая нагрузка в первую очередь зависит от режима теплопередачи. Теплопередача описывается уравнением теплопередачи

(2.1)

где n - длительность работы системы; F – площадь поверхности теплообмена; k – коэффициент теплопередачи; Dt – средняя разность температур теплообменивающихся сред. В первом приближении

(2.2)

- температура сетевой воды; t – температура нагреваемой воды; индексы 1 и 2 относятся ко входу и выходу теплообменника. Из уравнения теплового баланса

найдем и подставим в (2.2).

,

Решая совместно (2.1) и уравнение баланса, получим

.

Т.о., тепловую нагрузку в принципе можно регулировать изменением пяти параметров – k, F, n, , . Изменение и имеют ограничения. Температура сетевой воды не может быть ниже 60⁰С, необходимой для обеспечения температуры воды ГВС и не может быть выше температуры насыщения для данного давления. Расход воды определяется располагаемым перепадом давления на ГТП и МТП. Если один из теплоносителей – пар, то его температуру можно изменять меняя давление (дросселированием).

В водяных системах реально можно менять тепловую нагрузку тремя способами:

1. изменением температуры сетевой воды – качественное регулирование;

2. изменением расхода сетевой воды – количественное регулирование;

3. изменением расхода и температуры воды – качественно-количественное регулирование.

Регулирование путем изменения длительности работы n называется регулированием пропусками. Применяется как местное в дополнение к центральному.

Выбор метода регулирования зависит от гидравлической устойчивости системы. Гидравлическая устойчивость - это способность системы поддерживать заданный гидравлический режим и характеризуется коэффициентом гидравлической устойчивости

Здесь - располагаемый перепад давления у наиболее удаленного потребителя;

- перепад давления, срабатываемый в сети. Если у 0,4 , то применяется качественное регулирование. Если y > 0.4, то применяется качественно-количественное регулирование. Центральное регулирование ориентируется на основной вид нагрузки района. Таковой может быть нагрузка отопления (регулирование по отопительной нагрузке), либо совмещенная нагрузка отопления и ГВС (регулирование по совмещенной нагрузке).

Обозначим через расчетные значения величин при .

Текущие значения этих же величин обозначим через .

Относительные безразмерные величины:

; ; .

Связь между можно представить в виде .

1 – качественное регулирование, m=0. 2 – качественно-количественное регулирование, . 3,4 – количественное регулирование, m>1

Рис.2.1. Закон изменения расхода при различных видах регулирования тепловой нагрузки

2.1 Тепловые характеристики теплообменных аппаратов

В проектных расчетах теплообменников применяются уравнение теплопередачи

(2.3)

и уравнение теплового баланса

или (2.4)

В уравнении (2.3)

(2.5)

Если , то можно пользоваться среднеарифметической разностью температур. . (2.6)

Для целей расчета регулирования тепловой нагрузки уравнение (2.3) неудобно, т.к. заранее величина Dt неизвестна. Поэтому удобнее пользоваться максимальной разностью температур.

(2.7)

где - максимальная разность температур сред. Пользуясь (2.5), можно получить аналитические выражения для D только для прямотока и противотока. Для более сложных схем этого сделать не удается. Поэтому пользуются приближенным выражением.

Dt=D-adt_м - bdt_б. (2.8)

Если вычислять Dt по (2.5), то b=0.65 для всех схем, 0.35 < a < 0.65 в зависимости от схемы.

Если вычислять Dt по (2.6), то a=b=0.5.

Тепловая нагрузка, отнесенная к максимальной разности температур, называется удельной теплопроизводительностью.

, или

. (2.9)

Отношение удельной теплопроизводительности к полной теплоемкости называется безразмерной теплопроизводительностью, или коэффициентом эффективности.

. (2.10)

Применительно к системам отопления относится к воздуху, а - к воде.

Если один из теплоносителей пар, то и

.

Зависимость (2.10) действует в диапазоне

.

Зависимости (2.9) и (2.10) универсальны и справедливы для любых схем движения теплоносителей. В отопительных установках отношение .Значение b = 0,5 если на абонентском вводе нет узла смешения и при наличии узла смешения, где u– коэффициент смешения.

Рис.2.2. Расчетная схема узла смешения

Для любого теплообменного аппарата

,где - постоянный параметр, .

Для системы отопления n = 0,25 , тогда:

2.2. Качественное регулирование однородной нагрузки

Рассмотрим регулирование отпуска тепла при наличии только отопительной наг-

рузки (вентиляционной нагрузки и ГВС нет).

Качественное регулирование предполагает = const.

Требуется определить , . Для отопительной установки максимальная разность температур . Тогда

.

Поскольку , (2.11)

то

. (2.12)

Далее

, . (2.13)

На расчетном режиме

. (2.14)

Подставив (2.14) в (2.13) с учетом (2.11), получим

. (2.15)

Приравнивая (2.12) и (2.15), найдем

, откуда получим

, (2.16)

. (2.17)

Рис.2.2. График температур сетевой воды при качественном регулировании отопительной нагрузки

2.2. Качественное регулирование разнородной нагрузки

Если кроме отопительной нагрузки есть еще и нагрузка ГВС, то, независимо от метода регулирования, температура воды в подающем трубопроводе не должна быть ниже уровня, определяемого условиями ГВС. Для поддержания такой температуры делается подрезка температурного графика при 65 ⁰С - для открытой системы и 70 ⁰С - для закрытой системы. График температур приобретает вид ломаной. Точке излома температурного графика соответствует температура наружного воздуха .

При происходит смена регулирования с качественного на количественное, либо регулирование пропусками. При график температур сетевой воды рассчитывается для случая регулирования либо по отопительной нагрузки, либо по совмещенной нагрузке отопления и ГВС.

Рис.2.4. График температур при совмещенной нагрузке

2.2.1 Качественное регулирование по отопительной нагрузке.

При этом методе регулирования постоянным поддерживается расход только через систему отопления.

При .

При ,

где текущая отопительная нагрузка.

Температуры сетевой воды рассчитываются только по отопительной нагрузке по уравнениям (2.16) и (2.17). Расход в сети переменен и равен в прямом трубопроводе:

, где - расход воды на ГВС из прямого трубопровода;

G_ут - потери или утечки из сети.

В обратном трубопроводе в закрытых системах:

B обратном трубопроводе в открытых системах:

- температуры сетевой воды в точке подрезки температурного графика при . - температуры сетевой воды при

Рис.2.5.График температур в системе отопления

а) б)

Рис.2.6. Графики расходов и тепловых нагрузок

а – отопление; б – вентиляция.

Система вентиляции проектируется таким образом, чтобы при температура сетевой воды после вентиляционной установки была равна . Желательно, чтобы в диапазоне температур графики температур и совпадали. При проектировании источников тепла допускается, чтобы в течение всего отопительного периода принимать .

2.2.2. Графики расхода воды и температуры на ГВС

В открытых системах вода на ГВС частично забирается из подающего трубопровода и частично – из обратного. Это необходимо для поддержания нужной температуры ГВС.

Рис.2.7. Схема открытой системы

При

При

.

Обозначим через b долю расхода воды на ГВС из подающего трубопровода.

; .

Расходы воды из подающего и обратного трубопроводов равны

, , соответственно.

Рассмотрим построение графика температур и расхода воды на ГВС в закрытых системах при параллельном присоединении абонентской установки к тепловой сети.

Рис.2.8. Схема параллельного присоединения абонентской установки

Максимальный расход сетевой воды на ГВС имеет место при минимальной температуре в подающем трубопроводе в часы максимальной нагрузки ГВС. Расчетное значение расхода на ГВС определяется по . При постоянной температуре греющей воды перед подогревателем ГВС изменение нагрузки ГВС, т.е. расхода горячей воды приводит к пропорциональному изменению расхода греющей воды из тепловой сети. При этом температура сетевой воды после подогревателя остается постоянной.

Рис.2.9. Графики температуры и расхода сетевой воды на ГВС в закрытой системе при параллельном присоединении

При проектировании источников тепла принимают . При параллельном присоединении тепло воды из обратного трубопровода не используется для нагрева вторичной воды. Это приводит к увеличению расхода сетевой воды и снижению эффективности системы теплоснабжения. Параллельную схему рекомендуется применять при . В большинстве случаев применяется двухступенчатые схемы. Водопроводная вода сначала подогревается водой из обратной магистрали, а затем окончательно подогревается водой из подающего трубопровода.

Рис.2.10. Двухступенчатая последовательная схема.

Температура водопроводной воды после подогревателя второй ступени П₂ t_2г=t₀₂-Dt_нед. Величина недогрева Dt_нед принимается равной 5…10 ⁰С. Запишем уравнения баланса тепла для подогревателя П₁.

; .

Расход водопроводной воды определяется как

. Подставив величину расхода во второе из уравнений баланса и приравняв их, получим

.

1 – одноступенчатая схема 2 – двухступенчатая схема При одноступенчатой схеме tп =tх

Рис.2.11. График расходов в подающем трубопроводе.

В двухступенчатой схеме температура воды, возвращаемой на станцию, ниже, чем в одноступенчатой.

.

Расчет тепловой схемы станции нужно вести по . В закрытых и открытых схемах расходы сетевой воды на отопление и вентиляцию одинаковы. Однако расходы сетевой воды на нагрузку ГВС отличаются.

Рис. 2.12. Графики расходов в тепловой сети при регулировании по отопительной нагрузке

а) – закрытая система; б) – открытая система

;

В открытых системах расход воды в подающем трубопроводе

В обратном трубопроводе

, .

При одинаковых Q и одинаковых t₁ в открытых системах , а в обратном трубопроводе .

Рис.2.13. Графики температур и доли расхода вода на ГВС в открытой системе

2.2. Центральное регулирование по совмещенной нагрузке отопления и ГВС

Там, где есть кроме отопительной нагрузки и нагрузка ГВС, можно значительно уменьшить расчетный расход в тепловой сети при переходе от центрального регулирования нагрузки отопления к центральному регулированию совмещенной нагрузки отопления и ГВС. При таком методе регулирования можно обеспечить нагрузку ГВС без дополнительного увеличения расхода сетевой воды или с небольшим его увеличением.

В этом случае ориентируются на типичную для данного района относительную нагрузку ГВС.

.

Для обеспечения качественного теплоснабжения при регулировании по совмещенной нагрузке необходимо, чтобы наряду с центральным регулированием на ТЭЦ или котельной проводилось дополнительно групповое или местное регулирование всех видов нагрузки на ГТП и МТП.

2.2.1. Центральное регулирование по совмещенной нагрузке закрытых систем теплоснабжения

Наиболее распространенной схемой присоединения абонентов является двухступенчатая последовательная схема (см.рис.2.10). Когда регулятор температуры увеличивает расход воды через подогреватель П₂, регулятор расхода снижает расход так, что на сопло элеватора поступает практически постоянный расход сетевой воды. Если расход воды становится равным , то регулятор расхода полностью закрывается, и весь расход воды идет через подогреватель П₂.

При качественном регулировании расход воды на абонентском вводе поддерживается постоянным и равным

=const.

Температуры сетевой воды и должны быть рассчитаны с учетом нагрузки отопления и ГВС.

, . Значения и рассчитываются по уравнениям (2.16) и (2.17); и - снижение температуры воды в подогревателях ГВС. Расход воды в прямом трубопроводе есть , в обратном трубопроводе - . Расход воды на вентиляцию рассчитывается как для отопительной нагрузки, но по температурам во ды и . Для двух подогревателей const. Величины , и найдем с помощью уравнений баланса тепла для системы в целом и подогревателей 1 и 2.

; .

Порядок расчета.

1. По уравнениям (2.16) и (2.17) рассчитывают значения температур и .

2. Задают величину недогрева водопроводной воды в подогревателе второй ступени П₂ при - ⁰С. Если

, то при =0.

3. Рассчитывают , принимая .

4. Затем рассчитывают и =-. Если для какого-либо режима получается =, то в последующих расчетах принимают =, а =0. Таким образом, в этом случае все тепло на ГВС обеспечивается подогревателем П₂. На рис.2.14 представлены графики сетевой воды для рассмотренного случая.

Рис.2.14. Графики температур сетевой воды

2.2.2. Качественное регулирование по совмещенной нагрузке в открытых системах

Схема открытой системы представлена на рис.2.7. Расход воды на абонентском вводе поддерживается постоянным.

=const.

Расход воды на отопление равен

, где (2.18)

В подающем трубопроводе >, в обратном - <.

По определению

. (2.19)

С другой стороны (см. раздел 2.2)

. (2.20)

Приравняв (2.19) и (2.20), найдем и .

; (2.21)

. (2.22)

Подставим и в формулу для b.

. (2.23)

В безразмерном виде (2.18) можно записать как

. (2.24)

Здесь учтено, что

; .

Подставив (2.23) в (2.24), получим

. (2.25)

Порядок расчета.

1. Для заданной температуры определяем

.

2. По формуле (2.25) находим . Если получается, что >1, то принимают в дальнейшем =1.

3. По формулам (2.21), (2.22) находим и .

Расход воды в прямом трубопроводе есть . В обратном трубопроводе ..

Рис.2.15. Графики температур и расходов в открытой системе

2.2.2. Качественно-количественное регулирование

Для получения одинакового закона изменения расхода воды у всех абонентов необходимо при выключенном расходе ГВС установить одинаковые напоры в подающем и обратном трубопроводах на всех абонентских вводах.

Рис.2.16. Пьезометрический график

Расбаланс напоров на абонентских вводах гасится шайбами или диафрагмами.

На всех абонентских вводах должны быть обеспечены условия: H_пр=idem, H_oбр=idem, H_аб=idem. Степень изменения расхода воды у всех потребителей будет одинакова, если

.

Если равенство не соблюдается, то требуется местная подрегулировка у этого потребителя.

Качественно – количественное регулирование нагрузки может выполняться:

1) с заданным напором на станции;

2) с искусственным изменением расхода воды в сети.

Разновидностью качественно-количественного регулирования является ступенчатое регулирование.

3. ИСТОЧНИКИ ТЕПЛОНАБЖЕНИЯ

3.1 Тепловая схема водогрейной котельной

Принципиальная тепловая схема водогрейной котельной представлена на рис.3.1.

Котлы, устанавливаемые в системе централизованного теплоснабжения, выпускаются производительностью 4; 6,5; 10; 20; 30; 50; 100; 180 Гкал/ч.

Котлы до 20 Гкал/ч могут применяться только в качестве основных источников тепла. Нагрев воды до 150 ⁰С.

Котлы более 30 Гкал/ч могут использоваться как в качестве основного, так и пикового источника тепла. По особому согласованию с заводом – изготовителем котлы могут выпускаться с нагревом до 180 ⁰С.

Марки котлов:

1) газомазутные: ПТВМ, КВ-ГМ;

2) твердотопливные: КВ-ТК, КВ-ТС.

В водогрейных котлах недопустимо парообразование во избежание образования накипи, пережога труб и гидроударов. Для этого необходимо поддерживать постоянной скорость воды в трубной системе, т.е. водогрейные котлы работают нормально только при постоянном расходе. Давление на выходе из котла должно быть такое, чтобы t_нас превосходило на 10…15 ⁰С максимальную температуру в сети – это определяет расположение насоса в схеме.

Во избежание низкотемпературной коррозии в хвостовых поверхностях котла поддерживают температуру воды выше температуры точки росы.

Температура точки росы:

- при сжигании газа: 54…57 ⁰С;

- при сжигании низкосернистого мазута: около 60 ⁰С;

- при сжигании высокосернистого мазута: около 90 ⁰С.

Допустимая температура воды на входе в котел при сжигании:

- газа: не ниже 60 ⁰С;

- низкосернистого мазута: не ниже 70 ⁰С;

- высокосернистого мазута: не ниже 110 ⁰С.

Для поддержания заданной температуры делается узел рециркуляции с выхода котла на вход. При сжигании высокосернистого мазута расход воды через котел должен быть увеличен вдвое. Водогрейные котлы выпускаются с числом ходов по воде кратным двум и при сжигании высокосернистого мазута, а также при использовании котла в пиковом режиме число ходов воды сокращается вдвое. Для поддержания постоянного расхода воды в котле предусмотрен узел перепуска, то есть часть воды проходит мимо котла. Одновременно перепуском регулируется температура воды в подающем трубопроводе.

Рис.3.2. Схема рециркуляции и перепуска

Восполнение потерь воды в сети производится химочищенной деаэрированной водой, поэтому в котельной предусматривается установка химводоочистки и деаэратор.

Деаэратор предусмотрен вакуумного типа. Давление в деаэраторе может быть от 0,07 до 0,6 атм. Обычно деаэратор регулируется на давление 0,3 ата. Он может работать с обогревом и без обогрева. При работе без обогрева температура воды на входе в деаэратор должна быть на 5…10 ⁰С выше температуры насыщения по давлению в деаэраторе. При работе с обогревом температура воды на входе в деаэратор на 5…7 ⁰С ниже температуры насыщения по давлению в деаэраторе. Нагрев производится водой из котла.

Температура исходной воды зависит от места забора воды. Для нормальной работы водоочистки температура перед ней должна быть 25…40 ⁰С (зависит от схемы химводоочистки). Поэтому перед химводоочисткой вода должна быть нагрета горячей водой из котла в водоводяном теплообменнике. После ХВО температура воды на 0…5 ⁰С ниже температуры воды перед ней. Для нормальной работы деаэратора после ХВО устанавливают водоводяной теплообменник.

При использовании в котельной мазута в качестве основного или резервного топлива, температура воды на выходе из котла должна быть не ниже 100 ⁰С (если мазут поступает по трубопроводам разогретым). При поступлении мазута в цистернах для разогрева при его сливе и перед форсунками котла используется только пар. В этом случае в водогрейной котельной устанавливаются служебные паровые котлы. Схема котельной – по варианту паро-водогрейной.

Для нормальной работы ВПУ требуется большое количество реагентов. При работе водоочистки большое количество агрессивных растворов выбрасывается в окружающую среду. Поэтому при работе системы при температуре не выше 95…105 ⁰С для обработки воды применяются ИОМСы. Они вводятся через дозатор в трубопровод. При этом ионный состав воды не меняется, но сдерживается накипеобразование.

Вместо вакуумных деаэраторов в котельных небольшой производительности можно устанавливать центробежные деаэраторы (труба длиной 1,5 – 2 метра, завихритель. Вода внутри трубы движется по спирали. При этом за счет действия центробежных сил газы отделяются от воды и удаляются в окружающую среду через трубку малого диаметра, расположенной по оси). Недостаток: большие потери давления (до 3…4 атм), вода должна быть нагрета перед деаэратором до температуры не ниже 95 ⁰С.

При работе котельной на открытые системы в схеме источника тепла обязательно предусматривается установка бака - аккумулятора после деаэратора.

3.2 Тепловая схема паровой котельной

Принципиальная тепловая схема паровой котельной представлена на рис.3.3.

Паровые котельные сооружаются при отпуске тепла с паром и в небольшом количестве - с горячей водой. Промышленные паровые котлы выпускаются на давление 9, 14, 20,

40 атмосфер. Котлы 9 атм имеют производительность 0,2…2,5 т/ч; котлы 14 атм – 2,5; 4;

6,5; 10; 16; 25; 35; 50; 100 т/ч. Котлы на давление 9, 14, 20 атм вырабатывают либо сухой насыщенный пар, либо слабо перегретый (температура перегретого пара не выше 250 ⁰С).

Маркировки котлов:

ДЕ – 25 – 14 ГМ;

ДЕ – 25 – 14/225 ГМ.

Для поддержания солевого баланса делается продувка котла. Максимально допустимая величина продувки для котлов до 14 атм включительно не более 10%, а для давления 20 и 40 атм – не более 5% паропроизводительности.

При величине продувки более 1 т/ч обязательно использование тепла продувочной воды. Для этого в схеме котельной предусмотрена установка расширителя с сепаратором непрерывной продувки. Вода после сепаратора должна быть охлаждена до температуры порядка 40…50 ⁰С. Для охлаждения предусмотрена установка теплообменников, в которых греется либо сырая вода, либо химочищенная вода перед деаэратором. Пар после сепаратора используется в деаэраторе.

Пар внешним потребителям отпускается либо непосредственно из котла, либо через РОУ или РУ.

Рис.3.4. Схема редукционных установок

Пар на собственные нужды котельной подается только через РУ. При отпуске тепла с горячей водой в котельной обязательно устанавливаются не менее двух пароводяных сетевых подогревателей и резервные не устанавливаются.

Для снижения температуры конденсата (из условия нормальной работы деаэратора) обязательна установка охладителей конденсата. Температура конденсата после них составляет 90…95 ⁰С.

При частичном или полном возврате конденсата от потребителей в котельной предусмотрена установка не менее двух конденсатных баков. Отстоявшийся в баке конденсат должен быть охлажден и пропущен через химводоочистку для очистки от масел, окислов железа и др. Так как требования к качеству питательной и подпиточной воде разные (по содержанию солей жесткости), то в котельной предусмотрена установка двух деаэраторов атмосферного типа (давление 1,2 атм, температура 104 ⁰С). Для уменьшения потерь пара через деаэратор подпиточной воды химочищенная вода должна быть нагрета перед ним до температуры 90…95 ⁰С. Допускается установка одного совмещенного деаэратора при работе на закрытые системы и мягкой исходной воде.

Если средневзвешенная температура входящих потоков Д-1 недопустимо низка, то после ОСВ ставится дополнительный пароводяной теплообменник.

Температура питательной воды для котлов с давлением до 20 атм включительно должна быть не ниже 100 ⁰С. Если котлы вырабатывают пар с давлением 40 атм, то температура питательной воды должна быть 145 ⁰С. В этом случае питательная вода после атмосферного деаэратора догревается до требуемой температуры в пароводяном теплообменнике.

3.3 Тепловая схема пароводогрейной котельной

Принципиальная тепловая схема пароводогрейной котельной представлена на рис.3.4.

При суммарном отпуске тепла с паром и горячей водой более 50 МВт (из них более 50% с горячей водой) целесообразно устанавливать паровые и водогрейные котлы. Окончательный выбор варианта котельной должен определяться технико-экономическим расчетом.

При составлении тепловой схемы пароводогрейной котельной должны учитываться особенности как паровых, так и водогрейных котельных, а именно: в котельной должно быть два деаэратора. Питательный деаэратор должен быть только атмосферного типа. Подпиточный деаэратор может быть как атмосферного, так и вакуумного типа. Обогрев в атмосферных деаэраторах производится только паром, а вакуумные деаэраторы могут работать с паровым, водяным обогревом или без обогрева. Химочищенная вода перед деаэратором нагревается тем же теплоносителем, что и деаэратор. Если деаэратор без обогрева – то по выбору проектировщика.

Наличие в котельной паровых и водогрейных котлов позволяет использовать водогрейные котлы для покрытия части коммунально-бытовой нагрузки. Так, в открытых системах при подогреве сырой, химочищенной воды и подпиточного деаэратора паром, нагрузка ГВС обеспечивается работой паровых котлов, а водогрейные котлы рассчитываются на отпуск отопительно-вентиляционной нагрузки. В закрытых системах возможно применение двухступенчатого подогрева сетевой воды: сначала в пароводяных теплообменниках, а затем в водогрейных котлах.

Фрагмент схемы:

Такое решение удорожает котельную, но возможности резервирования и надежности теплоснабжения увеличиваются. С целью уменьшения количества устанавливаемых котлов в пароводогрейной котельной созданы унифицированные пароводогрейные котлы, которые могут вырабатывать либо один вид теплоносителя (пар или горячую воду), либо два вида (и пар, и горячую воду).

На основе котла ПТВМ – 30 разработан котел КВП – 30/8 (30 Гкал/ч – производительность по воде, 8 т/ч – производительность по пару).

При работе в пароводогрейном режиме в котле формируются два самостоятельных контура: паровой и водогрейный. Распределение поверхностей нагрева между этими контурами может быть разным. При различных включениях поверхностей нагрева может меняться тепло- и паропроизводительность при неизменной суммарной мощности котла.

0 50 100 загрузка, %

Для разделения пароводяной смеси в паровой контур должен быть включен выносной циклон – сепаратор.

Недостатком пароводяных котлов является невозможность регулирования одновременно нагрузки и по пару, и по горячей воде. Как правило, регулируется работа котла по отпуску тепла с водой. При этом паропроизводительность котла определяется характеристикой. Возможно появление режимов с избытком или недостатком паропроизводительности. Для использования избытков пара на линии сетевой воды обязательна установка пароводяного теплообменника. В остальном схема с комбинированными котлами аналогична схеме водогрейной котельной с разнотипными котлами.

4. РАСЧЕТ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ КОТЕЛЬНЫХ

4.1 Общие положения расчета тепловых схем котельных

Выбор типа котельной, если он предопределен внешними факторами, проводится на основе технико-экономических расчетов. Количество и единичная мощность оборудования определяется по результатам расчета тепловых схем котельных. При выборе оборудования следует стремиться к укрупнению единичной производительности.

В котельных отопительного назначения резервных котлов не устанавливают. В котельных промышленного и промышленно – отопительного назначения вопрос о резервировании паровых котлов определяется требованиями внешних потребителей. Если потребитель не допускает перерывов в подаче пара, то в котельной устанавливается минимум один резервный паровой котел и максимум два. Во всех остальных котельных резервных котлов не устанавливают.

Для расчета тепловой схемы должно быть задано:

1. Часовой отпуск тепла с горячей водой Q_отп

Q_техн – технологическая нагрузка, покрываемая горячей водой;

Q_пот – потери тепла в системах теплоснабжения.

По нормам годовые потери не должны превышать 5%. Принимать можно:

2. Часовой расход воды на выходе из теплоснабжающей станции G_пр

В общем случае

G_ут– потери теплоносителя в сети. Они должны составлять не более 5% объема воды в тепловых сетях, включая местные системы. При расчете тепловых схем можно принимать:

G_ут = (1,5…2,0) % от расхода воды в подающем трубопроводе, то есть

3. Часовой расход воды на входе теплоотдающей станции G_об

G_подп = G_пр – G_об

G_подп = G_ут + G_гвс – для открытых систем

G_подп = G_ут - для закрытых систем

1. Температура сетевой воды на входе и выходе теплоснабжающей станции. Зависит от метода регулирования.

5. При отпуске тепла с паром задается часовой расход пара на выходе из теплоснабжающей станции D_отп

D_о + D_в + D_гвс – если паром покрываются нагрузки отопления, вентиляции и ГВС.

D_пот принимают 3% от технологической нагрузки D_техн.

2. Давление и состояние пара (степень сухости или температура) на выходе.

7. Гарантированный возврат конденсата и его температура.

Расчет тепловых схем ведется для четырех режимов:

- Максимально зимний режим (соответствует расчетной температуре t_но). По результатам расчета определяется максимальная мощность источника тепла и составляются варианты котельной по составу оборудования.

- Контрольный (соответствует средней температуре наиболее холодного месяца ). Расчет ведется из условия выхода из строя наиболее крупного агрегата. Оставшееся оборудование должно обеспечить расчетную нагрузку на технологию, отопительно-вентиляционную при и средненедельную на ГВС. По результатам расчета определяется единичная мощность оборудования.

- Среднеотопительный (соответствует средней температуре за отопительный период ).

- Летний (при отсутствии нагрузки на отопление и вентиляцию и при сниженной нагрузке на ГВС). По результатам расчетов 3 и 4 режимов определяются технико-экономические показатели источника тепла. Иногда появляется необходимо сть расчета 5 режима, соответствующего . По результатам расчета определяются перекачивающие установки.

4.2 Особенности расчета тепловых схем водогрейных котельных

При расчете необходимо помнить, что расход воды через котел во всех режимах должен быть постоянным. Отпуск тепла можно изменять только количеством работающих котлов.

t_х = 5 ⁰С – зимой; t_х = 15 ⁰С – летом.

Температура воды зависит от схемы обработки воды. При наличии предочистки:

30 ⁰С – при коагуляции;

40 ⁰С – при коагуляции с известкованием.

Без предочистки: 25…35 ⁰С.

В общем случае , лучше (0…2) ⁰С.

Если деаэратор работает с обогревом, то:

Если деаэратор работает без обогрева, то:

, где t_нас – по давлению в деаэраторе (0,3 атм).

.Рис.4.1. Расчетная тепловая схема водогрейной котельной

Температура - температура на входе в котел. Зависит от вида сжигаемого топлива. При сжигании газа или низкосернистого мазута – не ниже 70 ⁰С. При сжигании высокосернистого мазута - не ниже 110 ⁰С. При сжигании твердых топлив первоначально определяют температуру точки росы и температуру на входе в котел принимают не ниже:

t_гр = 60…70 ⁰С. При работе на открытые системы лучше принимать t_гр = 60 ⁰С.

Порядок расчета:

1) Определяется количество работающих (для максимально зимнего режима – установленных) котлов. Для максимально зимнего режима минимально допустимое количество установленных котлов – 2, оптимальное – 2. Исходя из этого оценивается единичная производительность котла:

По найденым значениям и выбирается котел с производительностью из номенклатурного ряда. По выбранной производительности котла Q_1Копределяется количество установленных котлов:

n’ округляется до ближайшего большего целого числа.

Для всех остальных режимов определяется количество работающих котлов по уже выбранной единичной мощности.

2) Определяется температура воды на выходе из котла.

G_1к – расход воды через котел по технической характеристике выбранного котла.

Если для какого-либо режима (обычно для максимально зимнего) получится , то принимают и пересчитывают :

2) Определяются расходы греющей среды деаэратора, и подогревателей сырой и химочи-щенной воды.

- для деаэратора:

Отсюда определяют G_д.

- действительный расход воды через деаэратор.

G_вып = 0,002 G_подп

- для подогревателя химочищенной воды:

,

где r – теплота парообразования по давлению в деаэраторе;

- коэффициент сохранения тепла (0,98…0,99).

Отсюда определяют G_П2.

- для подогревателя сырой воды:

где - расход на собственные нужды ХВО.

3) Расчет температуры воды после сетевых насосов (по тепловому балансу точки 1).

4) Расчет количества перепускаемой воды (по тепловому балансу точки 2).

5) Расчет узла рециркуляции. По уравнению материального баланса узла 3 определяется расход рециркулируемой воды, а из теплового баланса этого же узла – температура воды на входе в котел. Если найденное значение не совпадает с ранее принятым значением (смотри п.2), то следует искать ошибку в расчетах.

Допустимое расхождение при определении не более 3%.

a. Расчет тепловой схемы паровой котельной

Рис.4.2. Расчетная схема паровой котельной

3. Расход пара на деаэратор подпиточной воды

- энтальпия пара на выходе из котла; i_к – энтальпия конденсата. i_к=с(t_нас-10…15 ⁰С).

t_нас – температура конденсата при давлении греющего пара. При наличии подрегулировки перед подогревателем t_нас определяется при давлении 2…2.5 атм., без регулировки – 6 атм.

=0.002G_подп.

- если нет охладителя деаэрированной воды; - температура насыщения по давлению в деаэраторе; =65 ⁰С для работы на открытые системы (с охлаждением деаэрированной воды) и 60…70 ⁰С при работе на закрытые системы. Из уравнения теплового баланса деаэратора

t’_д2. Действительный расход пара есть

.

4. Расчет расхода пара на подогреватель подпиточной воды перед деаэратором Д-2.

5. Расчет расхода пара на подогрев сетевой воды.

Отсюда находят D_псв.

6. Оценивают паропроизводительность котельной.

.

- расходы пара на подогрев сырой, химически очищенной воды перед питательным деаэратором и питательным деаэратором.

7. Оценивается величина продувки котла

. Здесь S_кв – солесодержание котловой воды, зависит от типа котла и сепарационных устройств в барабане. Для промышленных котлов S_кв =3000…7000 мг/л;

S_пв – солесодержание питательной воды.

,

- солесодержание воды после химводоочистки; - солесодержание конденсата,

=4…8 мг/л; a – доля химически очищенной воды в питательной воде котла. Расход продувки есть .

8. Расчет расширителя с сепаратором продувочной воды.

- энтальпия воды при давлении в сепараторе. Давление в сепараторе зависит от схемы использования потоков после сепаратора. В котельных промышленного назначения при использовании пара после сепаратора в питательном деаэраторе, давление в сепараторе 2…4 атм.

Рис.4.3. Схема сепаратора

iсп =ic + rx, x=0.98...0.99. Из уравнений материального и теплового балансов находят Dс и Gс.

1. Расчет расхода пара на подогрев сырой воды.

Охладитель сепарированной воды может быть установлен на линии химически очищенной воды перед питательным деаэратором. - температуры сырой воды до и после подогревателей. 40...50 0C. Из уравнения теплового баланса определяется Dп2.

Рис.4.4. Схема подогрева исходной воды

исх.воды=Gподп. + Dпот +Gс + Gнев.к + Gхво.сн.

Gнев.к - невозврат конденсата от технологического потребителя;

Gхво.сн. =(20…30)% от мощности водоподготовки (Gподп. + Dпот +Gс + Gнев.к).

1. Расчет расхода пара на подогрев химически очищенной воды выполняется, если перед питательным деаэратором есть пароводяной теплообменник. В противном случае рассчитывается температура воды перед питательным деаэратором.

90…95 0С если есть пароводяной теплообменник. Если теплообменника нет, то эта температура рассчитывается из уравнения теплового баланса.

Рис.4.5. Схема расчета деаэратора

Уравнение теплового баланса

.

Если отсутствует подогреватель П3, то расход пара на него D_п3=0, и из уравнения теплового баланса находят . Если теплообменник П3 есть, то =90…95 0С. Из уравнения находят D_п2.

1. Определение расхода пара на деаэратор питательной воды.

Расход пара Dд1 определяется из уравнения материального баланса деаэратора. Действительный расход пара определяется с учетом выпара.

.

2. Уточняется паропроизводительность котельной и сравнивается с предварительно заданной величиной.

Dк=Dтехн + Dпсв + Dп1 + Dп2 + Dп3.

Если расхождение больше 3%, то расчет повторяют, начиная с п.5.

Доля химически очищенной воды в питательной воде

.

При первом приближении

. В последующих приближениях a принимается по результату предыдущего приближения.

a. Схемы отпуска тепла от ТЭЦ.

Особенности отпуска тепла от турбин типа Р

При использовании этих турбин вся электроэнергия вырабатывается в теплофикационном режиме, но так как существует жесткая связь между отпусками тепла и выработкой электроэнергии, то станции только турбинами типа Р не оснащаются.

1.Пар после турбин с давлением 1.2…4 атм. используется для подогрева сетевой воды. В этом случае сетевую воду можно подогреть до температуры 115…120 ⁰С, т.е. турбины рассчитываются на покрытие основной нагрузки, а пиковая нагрузка покрывается пиковыми водогрейными котлами. Но лучше покрывать паром из турбин типа Р только нагрузку ГВС.

2.Пар используется для покрытия технологической нагрузки низкого давления и базисной части коммунально-бытовой нагрузки, Р=4…9 атм.

2.Покрывается технологическая нагрузка повышенного давления Р=10…15 атм.

Особенности схем отпуска тепла от турбин с отборами.

Максимальное давление в теплофикационном отборе определяется по температуре сетевой воды, соответствующей средней за отопительный период температуре наружного воздуха. С переходом на повышенный температурный график должно расти давление в теплофикационном отборе, а с ростом давления снижается выработка электроэнергии в теплофикационном режиме. Чтобы не ухудшать экономические показатели теплофикационных турбин, теплофикационные отборы делают сдвоенными с одним регулятором давления. Пределы регулирования давления в нижнем теплофикационном отборе 0.6…2.0 атм., в верхнем – 0.6…2.5, 2.0 атм. Давление регулируется либо в нижнем отборе, либо в верхнем. Если регулирование происходит в верхнем отборе, то нижний становится нерегулируемым с Р=0.85 атм. Теплофикационные турбины имеют в конденсаторах встроенные конденсационные пучки в которых можно подогревать сетевую воду не меняя давления в конденсаторе. При работе встроенных конденсационных пучков можно получить до 10 Гкал/ч тепла. Сегодня во встроенных пучках можно греть сырую воду перед химводоочисткой в открытых системах теплоснабжения.

Схема подогрева сетевой воды на станциях как правило двухступенчатая. Первая ступень – основной подогреватель (бойлер), в котором сетевая вода греется паром теплофикационного отбора. Пиковая часть нагрузки может обеспечиваться работой пиковых водогрейных котлов, либо паром производственного отбора.

Для деаэрации подпиточной воды могут использоваться вакуумные или атмосферные деаэраторы. Обогрев деаэратора осуществляется как правило паром регулируемого или нерегулируемого отбора.

Перевод турбин в режим ухудшенного вакуума.

В этом случае конденсатор используется для подогрева сетевой воды. Конденсатор нормально работает при давлении < 0.8…0.9 ата. Поэтому сетевую воду можно нагреть максимум до 80-90 ⁰С. Схема нагрева сетевой воды становится трехступенчатой – конденсатор-основной подогреватель-пиковый котел. Так как допустимое давление по воде в конденсаторе не более 2…2.5 атм., то конденсатор включают в схему подогрева до сетевых насосов.

Рис.4.6. Схема отпуска тепла от ТЭЦ

Режимы работы ступеней нагрева ТЭЦ

Одной из характеристик работы ТЭЦ является коэффициент теплофикации a - отношение количества тепла из отборов турбины к общему количеству тепла, отпускаемого от ТЭЦ.

, aт=0.4…0.6, aп = 0.8…1.0.

Различают следующие режимы работы ступеней нагрева сетевой воды.

1. Режим с использованием максимальных параметров в отборе. Пиковая нагрузка покрывается паром производственного отбора.

2. Режим с постоянным перепадом температур по сетевой воде. Пиковая нагрузка обеспечивается работой водяного котла.

3. Режим, сочетающий особенности первых двух (тоже с пиковым водяным котлом).

Рис.4.7.

Технико-экономическим расчетом определяется оптимальное значение a. По известному определяется максимально возможная температура сетевой воды на выходе из основного подогревателя (tотб). =0.2…0.3 ата.

, где - потери по пути от турбины до подогревателя.

По определяют . Расчетное значение , Dtнед=10…15 0С. По на графике температур проводят горизонтальную линию. Сплошная линия t1 есть график температуры на выходе из основного подогревателя. При tн > tнa отпуск тепла обеспечивается только работой основного подогревателя. При tн < tнa в работу

Рис.4.8.

включается и пиковый подогреватель. соответствует максимальному отбору пара в отборе Т при отключенном отборе П. С введением в работу пикового подогревателя расход пара в отборе Т уменьшается до номинального.

Рассмотрим случай, когда установлен пиковый водяной котел.

Рис.4.9.

Технико-экономическим расчетом определяется оптимальное значение a и . При t_н > t_нa работает только основной подогреватель.

При tн < tнa включаются основной подогреватель и пиковый водяной котел. При включении в работу водяного котла загрузка теплофикационного отбора не меняется, что можно обеспечить при постоянном расходе в сети выдерживая постоянный перепад давления по сетевой воде на основном подогревателе.

Рис.4.10.

При работе по режиму 2 < , определенному в п.1. При работе по режиму 3 определяются . По найденному находят t_нa и .

5. ВОДОПОДГОТОВКА

Надежность работы поверхностей нагрева котельных агрегатов и систем теплоснабжения зависит от качества питательной и подпиточной воды. Показателями качества воды являются прозрачность, т.е. содержание взвешенных веществ, удаляемых при механическом фильтровании; сухой остаток – содержание минеральных и органических примесей после выпаривания; жесткость – содержание солей кальция и магния; щелочность – содержание в воде анионов (бикарбонатов), (карбонатов), (гидратов); содержание агрессивных газов (О₂ и СО₂).

Основной задачей подготовки воды является борьба с коррозией и накипью. Требования к качеству воды в паровых и водогрейных котельных различные, т.к. в паровых котельных вода испаряется, а в водогрейных- только нагревается.

Наиболее важным показателем качества воды является ее жесткость. Различают жесткость постоянную (некарбонатную), обусловленную наличием в воде хлоридов, сульфатов и других некарбонатных солей кальция и магния, и временную (карбонатную), обусловленную присутствием в воде бикарбонатов кальция и магния .

Общая жесткость равна сумме концентраций катионов кальция и магния

Ж_о=Ж_Са + Ж_Mg мг-экв/кг. Для пересчета концентраций кальция и магния, выраженных в мг/кг, в мг-экв/кг их делят на эквивалентные массы этих катионов

, .

Общей щелочностью воды Щ_о называется выраженная в мг-экв/кг суммарная концентрация содержащихся в воде анионов .

Сухим остатком, или солесодержанием называют количество солей, оставшееся после выпаривания воды, мг/кг.

Нормы качества питательной воды для паровых котлов зависит от типа котла и вида топлива. Общая щелочность и сухой остаток питательной воды не нормируются, а обуславливаются выбранными методами обработки воды. Щелочность питательной воды определяется по формуле , где -доля химически обработанной воды; Щ_о.в. – щелочность очищенной воды; Щ_к – щелочность конденсата. При отсутствии сведений о качестве конденсата можно принимать 0.05 мг-экв/кг. Сухой остаток питательной воды определяется по формуле . Для конденсата можно принимать S_к=5 мг/кг.

Источниками водоснабжения для котельных могут служить поверхностные воды рек, озер и искусственных водохранилищ, а также подземные воды из артезианских скважин. Поверхностные воды всегда содержат растворенные вещества и нерастворенные примеси. Подземные воды прозрачны, но солей содержат больше. Чаще всего для водоснабжения используется воды рек и озер. Выбор схемы очистки производится согласно таблицы.

Качество исходной воды	Метод обработки	Основное оборудование
Взвешенных веществ до 50 мг/кг, окисляемость менее 15 мг/кг О2	Фильтрование (удаление взвешенных веществ)	Механические фильтры с загрузкой антрацитом или кварцем. Высота слоя <=1 м, d=0.5-1.2 мм
Взвешенных веществ до 100 мг/кг	Фильтрование (удаление взвешенных веществ)	Механические фильтры с двухслойной загрузкой. Первый слой – кварцевый песок d=0.5-1.2 мм, высота слоя 0.7-0.8 м. Второй слой – дробленый антрацит d=0.8-1.8 мм, высота слоя 0.7-0.5 м
Взвешенных веществ более 100 мг/кг, окисляемость больше 15 мг/кг О2, жесткость < 2 мг-экв/кг	Коагуляция в осветлительном фильтре и фильтрование в механических фильтрах. Уменьшается количество взвешенных веществ и снижается окисляемость	Осветление с последующим фильтрованием
Взвешенных веществ более 100 мг/кг, окисляемость более 15 мг/кг О2, жесткость более 2 мг-экв/кг	Известкование с коагуляцией с последующим фильтрованием, снижается окисляемость, частично снижается щелочность	Осветление с последующим фильтрованием

Осветленная исходная вода или вода из хозяйственно-питьевого трубопровода обрабатывается в ионно-обменных фильтрах, что позволяет уменьшить щелочность и жесткость. При этом возможны следующие методы обработки: Na-катионирование, Na-NH₄-катионирование, Н-катионирование с последующим удалением углекислоты (декарбонизацией), NaCl-ионирование, известкование с коагуляцией.

1. Na-катионирование

Паровые котлы требуют воду с Жо не более 0.01 мг-экв/кг, поэтому Na-катионирование как правило двухступенчатое.

2. Н-катионирование с "голодной" регенерацией фильтров применяется для снижения щелочности, углекислоты, умягчения, частичного снижения содержания железа.

3. Параллельное Н-Na – катионирование, декарбонизация.

По этой схеме вода двумя параллельными потоками направляется на Н- и Na – катионитовые фильтры. Затем оба потока направляются на декарбонизацию для удаления свободной углекислоты и на Na-катионитовый фильтр второй ступени. Такая схема применяется для получения умягченной воды с щелочностью не более 0.35 мг-экв/кг и когда суммарное содержание сульфатных и хлоридных ионов в исходной воде не превышает 5-7 мг-экв/кг, карбонатная жесткость исходной воды составляет более 50 % общей жесткости.

4. Параллельное или совместное NH₄-Na – катионирование. Уменьшается жесткость, щелочность и солесодержание котловой воды.

5. Na-Cl – катионирование. Одновременно с умягчением снижается щелочность воды. Вода после 1-й ступени Na-катионирования проходит через фильтр с анионитом и катионитом. Этим методом можно получить жесткость до 0.01 мг-экв/кг и щелочность до 0.2-0.6 мг-экв/кг.

Метод известкования с коагуляцией применяется для обработки вод поверхностных источников. Он относится к методам осаждения. При этом удаляются связанная и свободная углекислота, снижается содержание железа, сухого остатка, щелочности, органических веществ. Известкование основано на связывании ионов в малорастворимые соединения. Они осаждаются в виде шлама. Перед известкованием воду нужно нагревать до 40 ⁰С.

В случае высокоминерализованной исходной воды и больших потерях конденсата можно пользоваться не химической, а термической обработкой воды в испарителях. При использовании артезианских вод перед ионнообменными фильтрами воду нужно очищать от железа. Как правило, двухвалентное железо содержится в виде Fe(HCO₃)₂. Трехвалентное железо Fe³⁺ содержится в коллоидном состоянии в виде Fe(OH)₃. Если содержание до 10 мг/кг, то окисление до Fe³⁺ производится путем подачи сжатого воздуха в трубопровод исходной воды. Затем воду фильтруют в напорных фильтрах. Если больше 10 мг/кг, то для подачи сжатого воздуха используются специальные устройства.

Правильность выбора схемы водоподготовки проверяется по трем параметрам – величина продувки котла, относительная щелочность котловой воды, содержание углекислоты в паре. Несмотря на подготовку питательной воды, для поддержания концентрации солей на нужном уровне воду нужно частично или постоянно обновлять. Эта операция называется непрерывной или периодической продувкой. Непрерывная продувка производится из участков котла, где ожидается максимальная концентрация растворенных веществ. Периодическая продувка - из мест скопления шлама. Продувка котла по сухому остатку определяется по формуле

, где

П_к – суммарные потери пара и конденсата в долях паропроизводительности котельной; S_x – сухой остаток химически очищенной воды, мг/кг; S_к.в. – сухой остаток котловой воды, мг/кг принимают по паспортным или эксплуатационным данным. Для котлов с давлением < 14 ата допустимая продувка не более 10 %, солесодержание не более 500 мг/кг. При давлении в 40 ата продувка не более 5 %, солесодержание чистой воды не более 250 мг/кг.

Допустимое содержание углекислоты в паре не более 20 мг/кг. Концентрация СО₂ рассчитывается для безбарботажных деаэраторов или при отсутствии деаэрации воды по формуле

,

для барботажных деаэраторов по формуле

,

где - доля химически очищенной воды в питательной воде; - доля разложения Na₂CO₂ в котле (при давлении до 14 ата – 0.72); ₁ – доля разложения NaHCO₃ в котле, равная 0.4.

Относительная щелочность воды во избежание межкристаллитной коррозии должна быть не более 20 % при наличии заклепочных соединений и не более 50 % при наличии вальцовочных соединений.

, Щ для паровых котлов не более 20 %. При отклонении одного из указанных параметров от допустимого, схему водоподготовки следует пересмотреть с целью снижения данного параметра.

Использование конденсата.

Производственный конденсат, как правило, содержит загрязнения в виде механических примесей, соединений железа и меди, кислорода, углекислого газа, аммиака и др. Если загрязнений не более: взвешенных веществ (300 мг/кг), соединений железа 70 мг/кг, масел 20 мг/кг, смол 2 мг/кг то рекомендуется обработку конденсата осуществить в котельной. Для очистки конденсата фильтрацией применяются активированный уголь, сульфоуголь, антрацит, целлюлоза и др. Обработка в Na-катионитовых фильтрах – удаление аммиака и уменьшение общей жесткости; осветление в фильтрах – уменьшение содержания взвешенных веществ, соединений железа и масла.

При содержании железа от 50 до 70 мг/кг, масел от 15 до 20 мг/кг и смол не более 2 мг/кг необходимо предусмотреть отстаивание конденсата с последующим осветлением.

6. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ

В задачу гидравлического расчета входят:

- определение диаметра трубопроводов;

- определение падения давления (напора);

- определение давлений (напоров) в различных точках сети;

- увязка всех точек сети при статическом и динамическом режимах с целью обеспечения допустимых давлений и требуемых напоров в сети и абонентских системах.

По результатам гидравлического расчета можно решить следующие задачи.

1. Определение капитальных затрат, расхода металла (труб) и основного объема работ по прокладке тепловой сети.

2. Определение характеристик циркуляционных и подпиточных насосов.

3. Определение условий работы тепловой сети и выбора схем присоединения абонентов.

4. Выбор автоматики для тепловой сети и абонентов.

5. Разработка режимов эксплуатации.

a. Схемы и конфигурации тепловых сетей.

Схема тепловой сети определяется размещением источников тепла по отношению к району потребления, характером тепловой нагрузки и видом теплоносителя.

Удельная протяженность паровых сетей на единицу расчетной тепловой нагрузки невелика, поскольку потребители пара – как правило, промышленные потребители – находятся на небольшом расстоянии от источника тепла.

Более сложной задачей является выбор схемы водяных тепловых сетей вследствие большой протяженности, большого количества абонентов. Водяные ТС менее долговечны, чем паровые вследствие большей коррозии, больше чувствительны к авариям из-за большой плотности воды.

Рис.6.1. Однолинейная коммуникационная сеть двухтрубной тепловой сети

Водяные сети разделяют на магистральные и распределительные. По магистральным сетям теплоноситель подается от источников тепла в районы потребления. По распределительным сетям вода подается на ГТП и МТП и к абонентам. Непосредственно к магистральным сетям абоненты присоединяются очень редко. В узлах присоединения распределительных сетей к магистральным устанавливаются секционирующие камеры с задвижками. Секционирующие задвижки на магистральных сетях обычно устанавливаются через 2-3 км. Благодаря установке секционирующих задвижек уменьшаются потери воды при авариях ТС. Распределительные и магистральные ТС с диаметром меньше 700 мм делаются обычно тупиковыми. В случае аварий для большей части территории страны допустим перерыв в теплоснабжении зданий до 24 часов. Если же перерыв в теплоснабжении недопустим, необходимо предусматривать дублирование или закольцовку ТС.

Рис.6.2. Кольцевая тепловая сеть от трех ТЭЦ Рис.6.3. Радиальная тепловая сеть

При теплоснабжении крупных городов от нескольких ТЭЦ целесообразно предусмотреть взаимную блокировку ТЭЦ путем соединения их магистралей блокировочными связями. В этом случае получается кольцевая тепловая сеть с несколькими источниками питания. Подобная схема имеет более высокую надежность, обеспечивает передачу резервирующих потоков воды при аварии на каком-либо участке сети. При диаметрах магистралей, отходящих от источника тепла 700 мм и менее, обычно применяют радиальную схему тепловой сети с постепенным уменьшением диаметра трубы по мере удаления от источника и снижения присоединенной нагрузки. Такая сеть наиболее дешевая, но при аварии теплоснабжение абонентов прекращается.

b. Основные расчетные зависимости

Одномерное установившееся движение жидкости в трубе описывается уравнением Бернулли. , где Z1, Z2 – геометрическая высота оси трубы в сечениях 1 и 2; w1 и w2 – скорости движения жидкости в сечениях 1 и 2; p1 и p2 – давление жидкости на оси трубы в сечениях 1 и 2; Dp – падение давления на отрезке 1-2; g – ускорение свободного падения. Уравнение Бернулли можно записать относительно напоров, разделив обе части на g.

Рис.6.1. Схема движения жидкости в трубе

Скорость жидкости в трубопроводах невелика, поэтому кинетической энергией потока можно пренебречь. Выражение H=p/rg называется пьезометрическим напором, а сумма высоты Z и пьезометрического напора называют полным напором.

H₀=Z + p/rg = Z + H. (6.1)

Падение давления в трубе представляет собой сумму линейных потерь давления и потерь давления на местных гидравлических сопротивлениях.

Dp = Dp_л + Dp_м. (6.2)

В трубопроводах Dp_л=R_л L, где R_л – удельное падение давления, т.е. падение давление единицы длины трубы, определяемое по формуле д'Арси.

. (6.3)

Коэффициент гидравлического сопротивления l зависит от режима течения жидкости и абсолютной эквивалентной шероховатости стенок трубы к_э. Можно в расчетах принимать следующие значения к_э – в паропроводах к_э =0.2 мм; в водяных сетях к_э =0.5 мм; в конденсатопроводах и системах ГВС к_э =1 мм.

При ламинарном течении жидкости в трубе (Re < 2300)

. (6.4)

В переходной области 2300 < Re < 4000

. (6.5)

При

. (6.6)

Обычно в тепловых сетях Re > Re_пр, поэтому (6.3) можно привести к виду

, где . (6.7)

Потери давления на местных сопротивлениях определяются по формуле

. (6.8)

Значения коэффициента местного гидравлического сопротивления x приводятся в справочниках. При гидравлических расчетах можно учитывать потери давления на местных сопротивлениях через эквивалентную длину.

.

Тогда , где a=l_экв/l – доля местных потерь давления.

a. Порядок гидравлического расчета

Обычно при гидравлическом расчете задаются расход теплоносителя и суммарное падение давления на участке. Требуется найти диаметр трубопровода. Расчет состоит из двух этапов – предварительного и поверочного.

Предварительный расчет.

2. Задаются долей местных падений давления a=0.3...0.6.

3. Оценивают удельные потери давления

. Если падение давления на участке неизвестно, то задаются величиной R_л < 20...30 Па/м.

4. Рассчитывают диаметр трубопровода из условия работы в турбулентном режиме Для водяных тепловых сетей плотность принимают равной 975 кг/м³.

Из (6.7) найдем

, (6.9)

где r – средняя плотность воды на данном участке. По найденному значению диаметру выбирают по ГОСТ трубу с ближайшим внутренним диаметром. При выборе трубы указывают либо d_у и d, либо d_н и d.

2. Поверочный расчет.

Для концевых участков следует проверить режим движения. Если окажется, что режим движения переходный, то, если есть возможность, нужно уменьшить диаметр трубы. Если это невозможно, то нужно вести расчет по формулам переходного режима.

1. Уточняются значения R_л;

2. Уточняются типы местных сопротивлений и их эквивалентные длины. Задвижки устанавливаются на выходе и входе коллектора, в местах присоединения распределительных сетей к магистральным, ответвлений к потребителю и у потребителей. Если длина ответвления менее 25 м, то допускается устанавливать задвижку только у потребителя. Секционирующие задвижки устанавливаются через 1 – 3 км. Кроме задвижек возможны и другие местные сопротивления – повороты, изменения сечения, тройники, слияние и разветвление потока и т.д.

Для определения количества температурных компенсаторов длинны участков делятся на допустимое расстояние между неподвижными опорами. Результат округляется до ближайшего целого числа. Если на участке есть повороты, то они могут быть использованы для самокомпенсации температурных удлинений. При этом количество компенсаторов уменьшается на число поворотов.

5. Определяются потери давления на участке. Для закрытых систем Dp_уч=2R_л(l+l_э).

Для открытых систем предварительный расчет ведется по эквивалентному расходу

При поверочном расчете удельные линейные потери давления рассчитываются отдельно для подающего и обратного трубопроводов для действительных расходов.

, .

По окончании гидравлического расчета строится пьезометрический график.

a. Пьезометрический график тепловой сети

На пьезометрическом графике в масштабе нанесены рельеф местности, высота присоединенных зданий, напор в сети. По этому графику легко определить напор и располагаемый напор в любой точке сети и абонентских системах.

За горизонтальную плоскость отсчета напоров принят уровень 1 – 1. Линия П1 – П4 – график напоров подающей линии. Линия О1 – О4 – график напоров обратной линии. Н_о1 – полный напор на обратном коллекторе источника; Нсн – напор сетевого насоса; Нст – полный напор подпиточного насоса, или полный статический напор в тепловой сети; Нк – полный напор в т.К на нагнетательном патрубке сетевого насоса; DHт – потеря напора в теплоприготовительной установке; Нп1 – полный напор на подающем коллекторе, Нп1= Нк - DHт. Располагаемый напор сетевой воды на коллекторе ТЭЦ Н1=Нп1-Но1. Напор в любой точке сети i обозначается как Нпi, Hoi – полные напоры в прямом и обратном трубопроводе. Если геодезическая высота в точке i есть Zi, то пьезометрический напор в этой точке есть Нпi – Zi, Hoi – Zi в прямом и обратном трубопроводах, соответственно. Располагаемый напор в точке i есть разность пьезометрических напоров в прямом и обратном трубопроводах – Нпi – Hoi. Располагаемый напор в ТС в узле присоединения абонента Д есть Н4 = Нп4 – Но4.

Рис.6.2. Схема (а) и пьезометрический график (б) двухтрубной тепловой сети

Потеря напора в подающей линии на участке 1 – 4 есть . Потеря напора в обратной линии на участке 1 – 4 есть . При работе сетевого насоса напор Нст подпиточного насоса регулируется регулятором давления до Но1. При остановке сетевого насоса в сети устанавливается статический напор Нст, развиваемый подпиточным насосом. При гидравлическом расчете паропровода можно не учитывать профиль паропровода из-за малой плотности пара. Потери напора у абонентов, например зависит от схемы присоединения абонента. При элеваторном смешении DНэ= 10…15 м, при безэлеваторном вводе – Dнбэ =2…5 м, при наличии поверхностных подогревателей DНп=5…10 м, при насосном смешении DНнс= 2…4 м.

Требования к режиму давления в тепловой сети:

b. в любой точке системы давление не должно превышать максимально допустимой величины. Трубопроводы системы теплоснабжения рассчитаны на 16 ата, трубопроводы местных систем – на давление 6-7 ата;

c. во избежание подсосов воздуха в любой точке системы давление должно быть не менее 1.5 ата. Кроме того это условие необходимо для предупреждения кавитации насосов;

d. в любой точке системы давление должно быть не меньше давления насыщения при данной температуре во избежание вскипания воды;

6.5. Особенности гидравлического расчета паропроводов.

Диаметр паропровода рассчитывают исходя либо из допустимых потерь давления, либо из допустимой скорости пара. Предварительно задается плотность пара на расчетном участке.

- расчет по допустимым потерям давления.

Оценивают , a = 0.3...0.6. По (6.9) рассчитывают диаметр трубы.

- задаются скоростью пара в трубе. Из уравнения для расхода пара – G=wrF находят диаметр трубы.

По ГОСТу подбирается труба с ближайшим внутренним диаметром. Уточняются удельные линейные потери и виды местных сопротивлений, рассчитываются эквивалентные длины. Определяется давление на конце трубопровода. Рассчитываются потери тепла на расчетном участке по нормируемым потерям тепла.

Qпот=q_l l, где q_l – потери тепла на единицу длины при заданной разности температур пара и окружающей среды с учетом потерь тепла на опорах, задвижках и т.п. Если q_l определено без учета потерь тепла на опорах, задвижках и т.п., то

Qпот=q_l(tср – to)(1+b), где tср - средняя температура пара на участке, to – температура окружающей среды, зависящая от способа прокладки. При наземной прокладке to = tнo, при подземной бесканальной прокладке to = tгр (температура грунта на глубине укладки), при прокладке в проходных и полупроходных каналах to =40…50 ⁰С. При прокладке в непроходных каналах to = 5 ⁰С. По найденным потерям тепла определяют изменение энтальпии пара на участке и значение энтальпии пара в конце участка.

Diуч=Qпот/D, iк=iн - Diуч .

По найденным значениям давления и энтальпии пара в начале и конце участка определяется новое значение средней плотности пара rср = (rн + rк)/2. Если новое значение плотности отличается от ранее заданного более чем на 3 %, то поверочный расчет повторяют с уточнением одновременно и Rл.

a. Особенности расчета конденсатопроводов

При расчете конденсатопровода необходимо учитывать возможное парообразование при понижении давления ниже давления насыщения (вторичный пар), конденсацию пара за счет тепловых потерь и пролетный пар после конденсатоотводчиков. Количество пролетного пара определяется по характеристике конденсатоотводчика. Количество сконденсировавшегося пара определяется по потере тепла и теплоте парообразования. Количество вторичного пара определяется по средним параметрам на расчетном участке.

Если конденсат близок к состоянию насыщения, то расчет нужно вести как для паропровода. При транспорте переохлажденного конденсата расчет выполняется так же, как и для водяных сетей.

b. Режим давления в сети и выбор схемы абонентского ввода.

1. Для нормальной работы потребителей тепла напор в обратной линии должен быть достаточен для заполнения системы, Ho > DHмс.

2. Давление в обратной линии должно быть ниже допустимого, po > pдоп.

3. Действительный располагаемый напор на абонентском вводе должен быть не меньше расчетного, DHаб DHрасч.

4. Напор в подающей линии должен быть достаточен для заполнения местной системы, Hп – DHаб > Hмс.

5. В статическом режиме, т.е. при выключении циркуляционных насосов, не должно быть опорожнения местной системы.

6. Статическое давление не должно превышать допустимое.

Статическое давление это давление, которое устанавливается после отключения циркуляционных насосов. Уровень статического давления (напора) обязательно указывается на пьезометрическом графике. Величина этого давления (напора) устанавливается исходя из ограничения величины давления для отопительных приборов и не должна превышать 6 ати (60 м). При спокойном рельефе местности уровень статического давления может быть одним и тем же для всех потребителей. При больших колебания рельефа местности может быть два, но не более трех статических уровней.

Рис.6.3. График статических напоров системы теплоснабжения

На рис.6.3 изображен график статических напоров и схема системы теплоснабжения. Высота зданий A, B и С одинакова и равна 35 м. Если провести линию статического напора на 5 метров выше здания С, то здания В и А окажутся в зоне напора в 60 и 80 м. Возможны следующие решения.

7. Отопительные установки зданий А присоединяются по независимой схеме, а в зданиях В и С – по зависимой. В этом случае для всех зданий устанавливается общая статическая зона. Водо-водяные подогреватели будут находиться под напором в 80 м, что допустимо с точки зрения прочности. Линия статических напоров – S - S.

8. Отопительные установки здания С присоединяются по независимой схеме. В этом случае полный статический напор можно выбрать по условиям прочности установок зданий А и В – 60 м. Этот уровень обозначен линией М – М.

9. Отопительные установки всех зданий присоединены по зависимой схеме, но зона теплоснабжения разделена на две части – одна на уровне М-М для зданий А и В, другая на уровне S-S для здания С. Для этого между зданиями В и С устанавливается обратный клапан 7 на прямой линии и подпиточный насос верхней зоны 8 и регулятор давления 10 на обратной линии. Поддержание заданного статического напора в зоне С осуществляется подпиточным насосом верхней зоны 8 и регулятором подпитки 9. Поддержание заданного статического напора в нижней зоне осуществляется насосом 2 и регулятором 6.

При гидродинамическом режиме работы сети вышеперечисленные требования тоже должны соблюдаться в любой точке сети при любой температуре воды.

Рис.6.4. Построение графика гидродинамических напоров системы теплоснабжения

10. Построение линий максимальных и минимальных пьезометрических напоров.

Линии допустимых напоров следуют за рельефом местности, т.к. принято, что трубопроводы прокладываются в соответствии с рельефом. Отсчет – от оси трубы. Если оборудование имеет существенные размеры по высоте, то минимальный напор отсчитывают от верхней точки, а максимальный – от нижней.

1.1. Линия Пmax – линия максимально допустимых напоров в подающей линии.

Для пиковых водогрейных котлов максимально допустимый напор отсчитывают от нижней точки котла (принимают, что она находится на уровне земли), а минимально допустимый напор – от верхнего коллектора котла. Допустимое давление для стальных водогрейных котлов 2.5 Мпа. С учетом потерь принято на выходе из котла Hmax=220 м. Максимально допустимый напор в подающей линии ограничен прочностью трубопровода (рmax=1.6 Мпа). Поэтому на входе в подающую линию Нmax=160 м.

a. Линия Оmax – линия максимально допустимых напоров в обратной линии.

По условию прочности водоводяных подогревателей максимальное давление не должно быть выше 1.2 Мпа. Поэтому максимальное значение напора равно 140 м. Величина напора для отопительных установок не может превышать 60 м.

Минимально допустимый пьезометрический напор определяют по температуре кипения, превышающую на 30 ⁰С расчетную температуру на выходе из котла.

b. Линия Пmin – линия минимально допустимого напора в прямой линии

Минимально допустимый напор на выходе из котла определяется из условия невскипания в верхней точке – для температуры 180 ⁰С. Устанавливается 107 м. Из условия невскипания воды при температуре 150 ⁰С минимальный напор должен быть 40 м.

1.4. Линия Оmin – линия минимально допустимого напора в обратной линии. Из условия недопустимости подсосов воздуха и кавитации насосов принят минимальный напор в 5 м.

Действительные линии напоров в прямой и обратной линиях ни при каких режимах не могут выходить за пределы линий максимальных и минимальных напоров.

Пьезометрический график дает полное представление о действующих напорах при статическом и гидродинамическом режимах. В соответствии с этой информацией выбирается тот или иной метод присоединения абонентов.

Рис.6.5. Пьезометрический график

Здание 1. Располагаемый напор больше 15 м, пьезометрический – меньше 60 м. Можно отопительную установку присоединить по зависимой схеме с элеваторным узлом.

Здание 2. В этом случае также можно применить зависимую схему, но т.к. напор в обратной линии меньше высоты здания в узле присоединения нужно установить регулятор давления "до себя". Перепад давления на регуляторе должен быть больше разницы между высотой установки и пьезометрическим напором в обратной линии.

Здание 3. Статический напор в этом месте больше 60 м. Лучше всего применить независимую схему.

Здание 4. Располагаемый напор в этом месте меньше 10 м. Поэтому элеватор работать не будет. Нужно устанавливать насос. Его напор должен быть равен потерям напора в системе.

Здание 5. Нужно использовать независимую схему – статический напор в этом месте больше 60 м.

6.8. Гидравлический режим тепловых сетей

Потери давления в сети пропорциональны квадрату расхода

. Пользуясь формулой для расчета потерь давления, найдем S.

.

Потери напора в сети определяются как , где .

При определении сопротивления всей сети действуют следующие правила.

1. При последовательном соединении элементов сети суммируются их сопротивления S.

S_S=Ssi.

11. При параллельном соединении элементов сети суммируются их проводимости.

. .

Одна из задач гидравлического расчета ТС – определение расхода воды у каждого абонента и в сети в целом. Обычно известны: схема сети, сопротивление участков и абонентов, располагаемый напор на коллекторе ТЭЦ или котельной.

Рис. 6.6. Схема тепловой сети

Обозначим SI – SV – сопротивления участков магистрали; S1 – S5 – сопротивления абонентов вместе с ответвлениями; V – суммарный расход воды в сети, м³/с; Vm – расход воды через абонентскую установку m; SI-5 – сопротивление элементов сети от участка I до ответвления 5; SI-5=SI + S1-5, где S1-5 – суммарное сопротивление абонентов 1-5 с соответствующими ответвлениями.

Расход воды через установку 1 найдем из уравнения

, отсюда .

Для абонентской установки 2

. Разность расходов найдем из уравнения

, где . Отсюда

.

Для установки 3 получим

- сопротивление тепловой сети со всеми ответвлениями от абонента 3 до последнего абонента 5 включительно; , - сопротивление участка III магистрали.

Для некоторого m-го потребителя из n относительный расход воды находится по формуле

. По этой формуле можно найти расход воды через любую абонентскую установку, если известен суммарный расход в сети и сопротивления участков сети.

12. Относительный расход воды через абонентскую установку зависит от сопротивления сети и абонентских установок и не зависит от абсолютного значения расхода воды.

13. Если к сети присоединены n абонентов, то отношение расходов воды через установки d и m, где d < m, зависит только от сопротивления системы, начиная от узла d до конца сети, и не зависит от сопротивления сети до узла d.

Если на каком-либо участке сети изменится сопротивление, то у всех абонентов, расположенных между этим участком и концевой точкой сети, расход воды изменится пропорционально. В этой части сети достаточно определить степень изменения расхода только у одного абонента. При изменении сопротивления любого элемента сети изменится расход как в сети, так и у всех потребителей, что приводит к разрегулировке. Разрегулировки в сети бывают соответственные и пропорциональные. При соответственной разрегулировке совпадает знак изменения расходов. При пропорциональной разрегулировке совпадает степень изменения расходов.

Рис. 6.7. Изменение напоров сети при отключении одного из потребителей

Если от тепловой сети отключится абонент Х, то суммарное сопротивление сети увеличится (параллельное соединение). Расход воды в сети уменьшится, потери напора между станцией и абонентом Х уменьшатся. Поэтому график напора (пунктир) пойдет положе. Располагаемый напор в точке Х увеличится, поэтому расход в сети от абонента Х до концевой точки сети увеличится. У всех абонентов от точки Х до концевой точки степень изменения расхода будет одинакова – пропорциональная разрегулировка.

У абонентов между станцией и точкой Х степень изменения расхода будет разной. Минимальная степень изменения расхода будет у первого абонента непосредственно у станции – f=1. По мере удаления от станции f > 1 и увеличивается. Если на станции изменится располагаемый напор, то суммарный расход воды в сети, а также расходы воды у всех абонентов изменятся пропорционально корню квадратному из располагаемого напора на станции.

6.9. Сопротивление сети.

Суммарная проводимость сети

, отсюда

.

По аналогии

и

. Расчет сопротивления сети ведется от наиболее удаленного абонента.

a. Включение насосных подстанций.

Насосные подстанции могут устанавливаться на подающем, обратном трубопроводах,

а также на перемычке между ними. Сооружение подстанций вызывается неблагоприятным рельефом, большой дальностью передачи, необходимостью увеличения пропускной способностью и т.д.

а). Установка насоса на подающей или обратной линиях.

Рис.6.8. Установка насоса на подающей или последовательной линиях (последовательная работа)

При установке насосной подстанции (НП) на подающей или обратной линиях расходы воды у потребителей, расположенных между станцией и НП уменьшаются, а у потребителей после НП – возрастают. В расчетах насос учитывается как некоторое гидравлическое сопротивление. Расчет гидравлического режима сети с НП ведут методом последовательных приближений.

- Задаются отрицательным значением гидравлического сопротивления насоса

(*)

- Рассчитывают сопротивление в сети, расходы воды в сети и у потребителей

- Уточняются расход воды и напор насоса и его сопротивление по (*).

Рис.6.10. Суммарные характеристики последовательно и параллельно включенных насосов

При параллельном включении насосов суммарная характеристика получается путем суммирования абсцисс характеристик. При последовательном включении насосов суммарная характеристика получается суммированием ординат характеристик. Степень изменения подачи при параллельном включении насосов зависит от вида характеристики сети. Чем меньше сопротивление сети, тем эффективнее параллельное включение и наоборот.

АВ – характеристика одного насоса; AD – суммарная характеристика двух насосов. Если характеристика сети 0К, то при работе одного насоса в сеть подается расход воды V1, а при работе двух насосов – V2. То есть, два насоса подают воды больше, чем один. Если характеристика сети имеет вид 0L, то подача воды остается одной и той же при работе и одного насоса, и двух.

Рис.6.11. Параллельное включение насосов

При последовательном включении насосов суммарная подача воды всегда больше, чем подача воды каждым из насосов в отдельности. Чем больше сопротивление сети, тем эффективнее последовательное включение насосов.

б). Установка насоса на перемычке между подающей и обратной линиях.

При установке насоса на перемычке температурный режим до и после НП неодинаков.

Для построения суммарной характеристики двух насосов предварительно характеристику насоса А переносят в узел 2, где установлен насос Б (см.рис.6.12). На приведенной характеристике насоса А2 - 2 напоры при любом расходе равны разности действительного напора этого насоса и потери напора в сети С для этого же расхода.

. После приведения характеристик насосов А и Б к одному и тому же общему узлу они складываются по правилу сложения параллельно работающих насосов. При работе одного насоса Б напор в узле 2 равен , расход воды . При подключении второго насоса А напор в узле 2 возрастает до , а суммарный расход воды увеличивается до V>. Однако непосредственная подача насоса Б при этом уменьшается до .

Рис.6.12. Построение гидравлической характеристики системы с двумя насосами в разных узлах

a. Работа сети с двумя источниками питания

Если ТС питается от нескольких источников тепла, то в магистральных линиях возникают точки встречи потоков воды от разных источников. Положение этих точек зависит от сопротивления ТС, распределения нагрузки вдоль магистрали, располагаемых напоров на коллекторах ТЭЦ. Суммарный расход воды в таких сетях, как правило, задан.

Рис.6.13. Схема ТС, питаемой от двух источников

Точка водораздела находится следующим образом. Задаются произвольными значениями расхода воды на участках магистрали исходя их 1-го закона Кирхгофа. Определяют невязки напора на основе 2-го закона Кирхгофа. Если при предварительно выбранном распределении расхода водораздел выбран в т.К, то второе уравнение Кирхгофа запишется в виде

, .

По 2-му закону Кирхгофа определяется невязка потерь давления Dp. Чтобы сделать невязку давления равной нулю, нужно ввести в расчет поправку расхода – увязочный расход. Для этого в уравнении полагают Dp=0 и вместо V вводят V+dV или V-dV. Получим

. Знак Dp равен знаку dV. Далее уточняется распределение расхода на участках сети. Для поиска точки водораздела проверяются два расположенных рядом потребителя.

Рис.6.14. Определение положения точки водораздела

а). Точка водораздела находится между потребителями m и m+1. В этом случае . Здесь - перепад давления у потребителя m при питании от станции А. - перепад давления у потребителя m+1 при питании от станции В.

Пусть точка водораздела находится между потребителями 1 и 2. Тогда

; . Если эти два перепада давления равны, то точка водораздела находится между потребителями 1 и 2. Если нет, то проверяется следующая пара потребителей, и т.д. Если ни для одной пары потребителей не обнаружено равенство располагаемых напоров, это означает, что точка водораздела находится у одного из потребителей.

б). Точка водораздела находится у потребителя m, у которого , .

(*)

Расчет ведется в следующем порядке.

1. Задаются одним из сопротивлений или .

2. По уравнению (*) рассчитывают второе.

3. Рассчитывают сопротивление сети и расходы воды, питаемой от станций А и В.

4. Рассчитывают расходы воды у потребителя - и .

5. Проверяется выполнение условия

, .

a. Кольцевая сеть.

Кольцевую сеть можно рассматривать как сеть с двумя источниками питания с равными напорами сетевых насосов. Положение точки водораздела в подающей и обратной магистралях совпадает, если сопротивления подающей и обратной линий одинаковы и нет подкачивающих насосов. В противном случае положения точки водораздела в подающей и обратной линиях нужно определять отдельно. Установка подкачивающего насоса приводит к смещению точки водораздела только в той линии, на которой он установлен.

Рис.6.15. График напоров в кольцевой сети

В этом случае НА = НВ.

b. Включение насосных подстанций в сети с двумя источниками питания

При установке подкачивающих насосов на подающей или обратной линии положение точки водораздела смещается в направлении подкачивающего насоса (по подающей линии). Новое положение точки водораздела может быть определено так же, как и ранее, принимая напор на станции равным

Для стабилизации режима давления при наличии подкачивающего насоса на одной из станций напор на входном коллекторе поддерживается постоянным. Эту станцию называют фиксированной, другие станции – свободными. При установке подкачивающего насоса напор во входном коллекторе свободной станции меняется на величину .

a. Гидравлический режим открытых систем теплоснабжения

Основная особенность гидравлического режима открытых систем теплоснабжения заключается в том, что при наличии водоразбора расход воды в обратной линии меньше, чем в подающей. Практически эта разность равна водоразбору.

Рис.6.18. Пьезометрический график открытой системы

Пьезометрический график подающей линии остается постоянным при любом водоразборе из обратной линии, так как расход в подающей линии поддерживается постоянным с помощью регуляторов расхода на абонентских вводах. С увеличением водоразбора уменьшается расход в обратной линии и пьезометрический график обратной линии становится более пологим. Когда водоразбор равен расходу в подающей линии, расход в обратной равен нулю и пьезометрический график обратной линии становится горизонтальным. При одинаковых диаметрах прямой и обратной линий и отсутствии водоразбора графики напора в прямой и обратной линиях симметричны. При отсутствии водоразбора на ГВС расход воды равен расчетному расходу на отопление – Vo – в прямом и обратном трубопроводах. При водоразборе полностью из прямой линии расход воды в обратной линии равен расходу на отопление, а в подающей линии – сумме расходов на отопление и ГВС. При этом снижается располагаемый напор на системе отопления и расход воды Vo меньше расчетного. При водоразборе только из обратной линии располагаемый напор на систему отопления выше расчетного. Потери давления складываются из потерь давления в подающей линии, системе отопления и обратной линии.

, где

При отсутствии нагрузки ГВС

(*)

При наличии водоразбора на ГВС

(**)

Делим (**) на (*). Обозначим

; ; ; .

(***)

Из уравнения (***) можно найти f.

1. При разборе воды на ГВС из подающей линии расход через систему отопления падает. При разборе из обратной линии – растет. При b=0.4 расход воды через систему отопления равен расчетному.

2. Степень изменения расхода воды через систему отопления – n- тем выше, чем выше нагрузка ГВС.

3. Степень изменения расхода воды через систему отопления тем больше, чем меньше сопротивление системы.

Увеличение водоразбора на ГВС может привести к ситуации, когда вся вода после системы отопления будет поступать на водоразбор ГВС. При этом расход воды в обратном трубопроводе будет равен нулю.

. Из (***): , откуда (****)

Подставим (****) в (***) и найдем .

.

При вода на ГВС начинает поступать из обратной линии и после системы отопления. При этом давление в системе отопления падает и при некотором значении нагрузки ГВС избыточное давление станет равным 0. В этом случае вода в систему отопления поступать не будет, а на ГВС вода будет поступать из подающей и обратной линий. Это – критический режим для системы отопления – f=0. Из (***):

. Знак "-" означает, что направление движения в обратной линии изменилось на противоположное. Отсюда найдем

.

Условие выравнивания режима - . Для поддержания Vo на на расчетном уровне целесообразно работать с переменным напором сетевых насосов на станции.

7. ОБОРУДОВАНИЕ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ

7.1. Прокладка трубопроводов.

Прокладка может быть наземной и подземной. Наземные теплопроводы разрешается прокладывать только в малонаселенной местности, либо по территории промышленного предприятия. Трубопроводы прокладываются по низким опорам, либо на мачтах, эстакадах и т.п. Не допускается прокладка по фасаду здания.

Подземная прокладка может быть канальная или бесканальная. Каналы могут быть проходные, полупроходные и непроходные. Проходные – при большом скоплении коммуникаций. Размеры канала - из условия свободного прохода человека. Полупроходные сооружаются когда трубопроводы требуют постоянного наблюдения, а сооружение проходных каналов экономически нецелесообразно. Размеры полупроходных каналов выбираются из условия прохода человека в полусогнутом состоянии (h_{в свету}1.4м).

Проходные и полупроходные каналы должны быть оснащены системой вентиляции, поддерживающей температуру воздуха в канале не выше 50⁰С, иметь освещение (u<30В), иметь устройство для отвода дренажных вод, через каждые 200 метров должны быть люки.

Непроходные каналы – из готовых железобетонных конструкций. Размер канала зависит от диаметра прокладываемого трубопровода. В местах скопления арматуры делаются теплофикационные колодцы, павильоны, камеры.

Прокладка бесканальная может быть в литых, шамотных и засыпных конструкциях.

Трубопроводы, проложенные под землей, находятся в условиях, способствующих коррозии. Для защиты трубопроводов от влаги нужна гидроизоляция трубопровода (на сам трубопровод): покрытие гидрозолом, эмалирование, нанесение пленочных покрытий.

Для защиты от увлажнения на поверхность тепловой изоляции обязательно накладывается покрывной слой.

Для снижения уровня грунтовых вод делается попутный дренаж (с одной или двух сторон трубопровода укладываются керамические трубы d>250 мм через каждые 40 метров сооружают колодцы для прочистки дренажа).

Для защиты от блуждающих токов используют:

1. Катодную защиту. В грунт закладывают электроды и подают напряжение.

2. Электрическое секционирование трубопроводов. В этом случае элементы трубопроводов соединяются с использованием фланцев между которыми закладывают электроизоляционный материал.

3. Увеличение электрического сопротивления. На переходе рельсы – грунт (укладка рельсов на слой гравия), увеличение электросопротивления грунта (спец. добавки в почву), применение электроизоляционных покровных материалов, прокладка труба в трубе.

7.2. Опоры трубопроводов.

Опоры делят на свободные и неподвижные. Свободные опоры воспринимают вес трубопровода с тепловой изоляцией, теплоносителем и позволяют трубопроводу свободно перемещаться.

Неподвижные опоры воспринимают усилия внутреннего давления, реакцию компенсаторов и свободных опор. Они фиксируют положение трубопроводов.

Удельная нагрузка qв= - qв – вес трубопровода с изоляцией и снеговым покрытием на 1 м трубы. qг – горизонтальная составляющая (ветровое усилие). k – аэродинамический коэффициент (1.4…1.6). Wв, rв – скорость и плотность воздуха.

d_H – диаметр тепловой изоляции.

Расстояние между свободными опорами определяется либо по допустимым напряжениям на изгиб, либо по допустимой стреле прогиба y. Максимальный изгибающий момент на опоре есть

.

Стрела прогиба трубопровода определяется по формуле

, где EJ - жёсткость трубы; E- модуль Юнга; J- момент инерции.

, где W- полярный момент сопротивления трубы. Отсюда

- расстояние между опорами.

Свободные опоры могут быть скользящими, роликовыми и катковыми.

Реакция на скользящей опоре определяется как N=Qbμ, Qb=1.5qbl Здесь μ – коэффициент трения скольжения; Qb - вертикальное усилие на опоре. Коэффициент 1.5 учитывает возможность провисания одной из опор. Скользящие опоры применяются для трубопроводов с диаметром меньше 400 мм.

1-тепловая изоляция;

2-опорный полуцилиндр;

3-скоба; 4-бетонный камень.

Рис.7.2. Скользящая опора

Горизонтальная реакция на роликовой опоре рассчитывается из условия равенства силовых моментов. , откуда

Рис.7.3. Роликовая опора

Где S – коэффициент трения качения; m – коэффициент трения скольжения на поверхности цапфы; r – радиус цапфы; R – радиус ролика. Роликовые опоры применяются на трубопроводах среднего диаметра.

Рис.7.4. Катковая опора

Величина горизонтальной реакции определяется по формуле

, где S1 – коэффициент трения качения при перемещении катка по опорной поверхности; S2 – коэффициент трения качения при перемещении стальной поверхности трубопровода по поверхности катка. Катковые опоры применяются на трубопроводах большого диаметра.

Из всех свободных опор наименьшее значение горизонтальной реакции имеют роликовые опоры.

В ряде случаев применяются также подвесные опоры.

1) 2)

Рис.7.5. Подвесные опоры

1. Простая; 2. Пружинная

Неподвижные опоры воспринимают реакцию внутреннего давления, свободных опор и компенсатора.

Результирующее усилие, действующее на неподвижную опору, может быть представлено в виде

, где

a – коэффициент, зависящий от направления действия осевых усилий внутреннего давления с обоих сторон опоры. Если опора разгружена от усилия внутреннего давления, то a =0, иначе a =1; p – внутреннее давление в трубопроводе; Fв – площадь внутреннего сечения трубопровода; m – коэффициент трения на свободных опорах; Dl – разность длин участков трубопровода с обеих сторон неподвижной опоры; DS – разность сил трения осевых скользящих компенсаторов или сил упругости гибких компенсаторов с обоих сторон неподвижной опоры.

Рис.7.6. Схемы расположения опор

Схема 1. С обоих сторон неподвижной опоры А расположены сальниковые компенсаторы. Торцевые сечения участков трубопровода с обеих сторон опоры А открыты. Осевое усилие внутреннего давления не передается (а=0).

Схема 2. С обоих сторон опоры А расположены участки с естественной компенсацией. Торцевые сечения участка закрыты отводами с обоих сторон опоры А. Усилия внутреннего давления передаются, но они противоположны и равны (а=0).

Схема 3. На трубопроводе установлена задвижка. При ее закрытии с обеих сторон может установиться разное давление. Появится осевое усилие ((а=1).

Схема 4. С одной стороны – сальниковый компенсатор, с другой – гнутый (упругий) компенсатор. Осевое усилие внутреннего давления направлено от неподвижной опоры в сторону упругого компенсатора.

7.3. Компенсация температурных деформаций

Компенсация температурных деформаций стальных трубопроводов имеет исключительно важное значение при транспорте теплоносителя. При нагреве в стенке трубы возникают большие разрушающие напряжения. Если отсутствует компенсация температурных напряжений, то это может привести к разрушению трубопровода. Удлинение трубы при повышении температуры на Dt можно рассчитать по формуле

, где l – расстояние между неподвижными опорами ; t_M-температура при монтаже; a- коэффициент линейного удлинения; для углеродистой стали a = 1.210^-5, 1/град Напряжение, возникающее при температурной деформации

s=

Усилие сжатия, возникающее при нагреве в прямолинейном трубопроводе без компенсации

Для компенсации температурных деформаций используют различные пластичные вставки (компенсаторы).

По принципу действия компенсаторы разделяются на радиальные и осевые.

Осевые компенсаторы допускают перемещения трубопровода только по направлению оси. Их нельзя устанавливать близко к поворотам.

Осевые компенсаторы: сальниковые, линзовые (сильфонные).

Рис.7.7. Линзовый компенсатор

Линзовые компенсаторы устанавливаются на трубопроводах низкого давления – до 0.5 Мпа.

Наибольшее распространение получили гнутые компенсаторы.

Рис.7.8. Схемы гнутых компенсаторов

Радиальные компенсаторы позволяют перемещение трубопровода и в осевом, и в радиальном направлениях. При радиальной компенсации термическая деформация трубопровода воспринимается за счет изгиба эластичных вставок или отдельных участков самого трубопровода.

7.4. Особенности температурной компенсации при бесканальной прокладке.

При бесканальной прокладке изоляция трубопровода находится в непосредственном контакте с грунтом, а также и под давлением грунта. При изменении температуры трубопровода возникает сила трения. Р – усилие возникающее при нагреве металла.

.

Кроме того, на трубопровод действует сила трения на протяжении всего трубопровода.

.

dтр = dиз, если имеет место адгезия изоляции к металлу трубы (трубопровод перемещается вместе с изоляцией). dтр = dн, если адгезия отсутствует и трение действует на поверхности металла. При нагреве трубы перемещение наблюдается только на тех участках, на которых P>N. Максимальное напряжение возникает в том сечении, где P=N. Участок, на котором P>N - защемлен. Увеличение Dt приводит к смещению сечения с максимальным напряжением ближе к опоре, и при некотором значении Dt это сечение будет размещаться над опорой. Предельное значение длины пролета от компенсатора до опоры можно рассчитать из условия P=N.

.

Для трубопровода без адгезии dср=dтр. При изменении температуры теплоносителя компенсация деформации происходит не на всей длине, а на участке l^*от компенсатора в сторону опоры, на котором сила сжатия или растяжения больше силы трения.

При этом температурном режиме все сечения трубопровода на расстоянии l > l^* находятся в защемленном состоянии, компенсации этих участков нет.

При Δt= Δt*, перемещение свободного конца составит: Δl=0.5αl(τ – t₀), т.е. происходит недокомпенсация трубопровода.

При Δt > Δt*, напряжения в сечении над опорой меняются, удлинение составляет величину: Δl=αlΔt=0.5αlΔt*.

Рис.7.9. Температурные деформации и напряжения в бесканальных теплопроводах

а) - удлинение при начальном нагреве: 1 – действительное; 2 – при свободном перемещении;

б) – изменение напряжений при нагреве и охлаждении

При повышении температуры (от Δt =0 до Δt = Δt*) в данном сечении возникает напряжение сжатия, которое растет от 0 до -s₁ (линия 0-1 на рис.7.8б). При дальнейшем повышении температуры - от Δt 1 до Δt 2 напряжение сжатия не меняется (линия 1-2). Процесс, происходящий при снижении температуры показан линией 2-3-4-5. На участке 2-3 температура снижается на Δt2- Δt3 = Δt1- Δt0, а напряжение сжатия уменьшается до 0. При дальнейшем снижении температуры – до Δt4 – возникает напряжение растяжения, которое растет от 0 до s₁ при Δt4. При дальнейшем снижении температуры напряжение не меняется, т.к. сила сжатия больше силы трения. Последующие циклы нагрева и охлаждения характеризуются линией 5-6-7-2-3-4-5. При длине пролета больше lmax напряжение у опоры может стать больше допустимого, и трубопровод может быть разрушен.

7.5. Радиальная компенсация

Компенсация напряжений за счет изгиба отдельных участков самого трубопровода называется естественной компенсацией. Преимущества – простота устройства, надежность, разгруженность неподвижных опор от усилий внутреннего давления. Недостаток – поперечное перемещение деформируемых участков. Это требует увеличения сечения непроходных каналов и затрудняет применение засыпных изоляций и бесканальной прокладки.

Максимальное изгибающее напряжение в П-образном компенсаторе есть , где A=2{1/k[3.14Rl2-2.28R2l+1.4 R3]+0.67l3+l1l2-4R l2+2 l2l1-1.33 R3}. Это напряжение возникает в "спинке" компенсатора (верхняя горизонтальная перекладина). При предварительной растяжке компенсатора на половину теплового удлинения трубопровода компенсирующая способность есть

Рис.7.10. Схема П-образного компенсатора

8. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ

В задачу теплового расчета трубопроводов входит:

1) расчет толщины изоляции;

2) расчет снижения температуры теплоносителя;

3) расчет температурного поля вокруг теплопроводов;

4) расчет потерь тепла.

Количество тепла, проходящее через цепь последовательно соединенных термических сопротивлений в единицу времени есть

. (8.1)

q – линейная плотность теплового потока; R – термическое сопротивление; t – температура теплоносителя; t₀ – температура окружающей среды.

8.1. Наземная прокладка .

R=R_вн + R_ст + R_из + R_нар.

При наземной прокладке влияние соседней трубы не учитывается.

8.2. Подземная прокладка.

8.2.1. Подземная бесканальная однотрубная прокладка

При бесканальной прокладке R=Rиз + Rгр. Термическое сопротивление грунта определяется по формуле , lгр – коэффициент теплопроводности грунта; h – глубина залегания оси трубы; d – диаметр трубы. Если h/d > 2, то приближенно . Подсчет теплопотерь проводят не при действительной глубине залегания трубы, а по приведенной hп=h + hф, где hф – толщина фиктивного слоя грунта. hф =lгр/a, где a – коэффициент теплоотдачи на поверхности.

Рис.8.1. Схема однотрубного бесканального теплопровода

8.2.2. Подземная бесканальная двухтрубная прокладка

Взаимное влияние соседних труб учитывается условным дополнительным сопротивлением R0. В этом случае . Теплопотери первой трубы

Рис.8.2. Схема двухтрубного бесканального теплопровода

Теплопотери второй трубы

. Здесь t₀ – естественная температура грунта на глубине оси трубы h. Температурное поле в грунте вокруг двухтрубного бесканального теплопровода определяется по формуле

.

t – температура любой точки грунта, удаленной на x от вертикальной плоскости, проходящей через ось трубы с более высокой температурой теплоносителя (подающий трубопровод), и на y от поверхности грунта.

8.2.3. Подземная канальная прокладка

При наличии воздушной прослойки между изолированным трубопроводом и стенкой канала термическое сопротивление определяется как R=Rи + Rн + Rпк + Rк + Rг. Температура воздуха в канале определяется из уравнения теплового баланса

Рис.8.3. Схема канальной прокладки однотрубного теплопровода

При канальной прокладке многотрубного теплопровода уравнение теплового баланса можно записать в виде

.

После определения температуры воздуха в канале рассчитываются потери тепла от каждой трубы.

8.3. Тепловые потери трубопровода

Тепловые потери тепловой сети складываются из потерь тепла участков трубопровода без арматуры и фасонных частей – линейных тепловых потерь и теплопотерь фасонных частей, арматуры, опор, фланцев и т.п. – местных потерь тепла.

Линейные потери тепла есть

Q_л = ql

Потери тепла отводов, колен, гнутых компенсаторов и т.п., периметр поперечного сечения которых близок к периметру трубопровода, рассчитываются по формулам для прямых круглых труб. Тепловые потери фланцев, фасонных частей и арматуры обычно определяются в эквивалентных длинах трубы того же диаметра.

Q_м = ql_экв.

Суммарные потери тепла трубопровода определяются как

Q=q(l+l_экв)=ql(1+b), b=l_экв/l.

Для предварительных расчетов можно принять b =0.2-0.3.

Изменение энтальпии теплоносителя вследствие тепловых потерь можно определить из уравнения баланса

.

При транспорте насыщенного пара вследствие падения энтальпии выпадает конденсат. При коротких трубопроводах, когда ожидаемое падение температуры не превышает 3-4 % величины температуры в начале участка, расчет можно проводить в предположении постоянства удельных тепловых потерь. При длинных или слабо изолированных участках трубопровода нужно учитывать изменение удельных тепловых потерь по длине трубы. Уравнение баланса тепла для участка dl трубы

.

После интегрирования в пределах от t_н до t_к и от 0 до l получим

.

Данная формула справедлива, строго говоря, для изобарного течения. Снижение температуры при падении давления можно определить по

, где - дифференциальный дроссель-эффект; Dp – падение давления пара. Действительная температура пара в конце трубопровода есть . Можно найти длину паропровода, на которой пар теряет перегрев. Для точного расчета длины нужно знать закон изменения температуры и давления по длине трубы. Задача решается графически.

1 – кривая изменения температуры по длине трубопровода; 2 – кривая изменения давления по длине трубопровода; 3 – кривая температур насыщения по длине трубопровода. Количество конденсата на участке трубопровода

Рис.8.4. Определение точки выпадения конденсата

8.4. Выбор толщины изоляционного слоя

Материал изоляции выбирается исходя из критической толщины тепловой изоляции, диапазона рабочих температур, технологических и эксплуатационных соображений.

Толщина изоляционного слоя выбирается исходя из технических и технико-экономических соображений.

Технические требования.

1. Необходимо обеспечить заданную температуру теплоносителя в отдельных точках тепловой сети. Обычно это условие предъявляется к паропроводу.

2. Обеспечение нормированных теплопотерь.

3. Непревышение заданной температуры поверхности изоляции.

При прокладке теплопровода в рабочих помещениях температура поверхности изоляции не должна превышать 40-50 ⁰С.

На основании технических требований определяется предельная минимальная толщина изоляции.

9. РАЦИОНАЛЬНАЯ СТРУКТУРА ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ

9.1 Основные недостатки современных тепловых сетей

Основные недостатки:

1) высокая повреждаемость тепловых сетей и отсутствие резервирования, что приводит к частому отключению системы;

2) отсутствие согласованной работы источников тепла, что затрудняет режим подачи тепла в аварийных ситуациях;

3) низкая гидравлическая устойчивость систем, вследствие чего системы должны работать с повышенным по отношению к расчетному расходом воды;

4) низкая управляемость систем, вследствие чего система работает нормально только при постоянном расходе воды;

5) жесткая гидравлическая связь между всеми элементами системы, что может привести к повышению давления в некоторых элементах выше допустимого;

6) большие потери теплоносителя в аварийных ситуациях;

7) высокая стоимость сетей, особенно в закрытых системах, где в ЦТП установлены подогреватели;

8) потребность в большом количестве авторегуляторов;

9) из-за наличия на абонентских вводах элеваторов, недопустимо местное количественное регулирование;

10) невозможность повысить температуру сетевой воды выше 150 ⁰С.

9.2 Гидравлическая устойчивость сети. Нейтральные точки

Гидравлическая устойчивость сети – способность систем поддерживать заданный гидравлический режим. Характеризуется коэффициентом гидравлической устойчивости.

Обозначается y. Это отношение расчетного расхода к максимально возможному. О гидравлической устойчивости сети судят по наиболее удаленному потребителю.

Максимальный расход воды у потребителя будет, если отключить все остальные потребители.

DHc при максимальном расходе у потребителя стремится к нулю.

где DHc - потери давления в сети в расчетном режиме.

Для повышения гидравлической устойчивости сети при проектировании требуется выбирать наименьшее количество местных сопротивлений. В процессе эксплуатации задвижки должны быть полностью закрыты.

Для стабилизации режима давления в сети в одной или двух (при сложном профиле местности) точках системы давление искусственно изменяют по определенному закону. Такие точки называются точками регулируемого давления. Если в этих точках и в статическом, и в динамическом состоянии поддерживается одно и тоже давление, то эту точку называют нейтральной. Нейтральные точки целесообразно размещать на перемычке сетевых насосов.

Изменение давления в нейтральной точке служит импульсом для регулирования расхода подпиточной воды.

9.3 Управляемость системы

Основные принципы проектирования тепловых сетей:

1) простота;

2) надежность;

3) экономичность;

4) управляемость;

5) резервирование.

Под управляемостью понимают возможность согласованного изменения режима работы всех звеньев системы теплоснабжения. Управляемость определяется тремя факторами:

1) наличием авторегуляторов. Всякая автоматизированная система управляема;

2) гидравлической устойчивостью;

3) количеством самостоятельных элементов системы.

Возможно два типа структуры тепловой сети:

1) обезличенная – ответвления к распределительным линиям и распределительные линии к магистралям присоединяются через задвижку. Для системы характерна жесткая гидравлическая связь всех элементов;

2) секционированная - ответвления к распределительным линиям присоединяются через задвижку, а распределительные линии к магистралям – через контрольные распределительные пункты (КРП). В этом случае в распределительной линии с помощью средств автоматизации на КРП устанавливается режим давления не связанный с режимом давления в магистрали.

Если сравнить между собой секционированную и обезличенную сети по трем приведенным выше показателям, то предпочтительнее сеть секционированная.

КРП может присоединяться к трубопроводам сети с двух сторон секционирующей задвижки. КРП могут быть индивидуальные (на одно здание), групповые (на 5…10 зданий) и районные (до 100 зданий).

Возможная схема КРП:

РУ – реле утечки;

РТ – регулятор температуры;

РД – регулятор давления;

ОК – обратный клапан.

КРП выполненное по приведенной схеме позволяет:

1) поддерживать постоянное давление в обратной линии и перепад давления в распредели-тельной линии;

2) повысить температуру воды в магистральной линии и снизить расход воды в магистра-ли;

3) быстро обнаружить аварию и отсекать аварийную распределительную линию от магистрали, что позволяет снизить потери в аварийной ситуации.

9.4 Резервирование

Резервирование магистральных и распределительных линий решается с помощью перемычек. Считается, что системы имеют резерв, если перераспределение воды в аварийных ситуациях занимает не более 3 часов.

Выполнение перемычек:

1) при резервировании магистральных линий перемычки делают однотрубными, но присоединяют к подающему и обратному трубопроводам. Перемычки выполняются в районе секционирующих задвижек. В аварийных режимах допускается снижение расхода воды до 65 % от расчетного при одновременном увеличении температурного перепада в сети;

2) при резервировании распределительных линий перемычки делаются двухтрубными, так как они могут быть использованы в период летних ремонтов. При резервировании распределительных линий расход воды должен сохранятся 100 %. Резервирование с помощью перемычек решается в радиальных распредлиниях. С целью резервирования распредлинии целесообразно выполнять по кольцевым схемам, присоединяя их к одному или двум КРП и к одной или двум магистралям.

Преимущества схем с КРП и резервирующими участками:

1) обеспечивается возможность управления тепловым и гидравлическим режимом магистральных и распределительных линий независимо друг от друга, что позволяет:

а) не увеличивать диаметр магистральных линий с целью резервирования;

б) повышать температурный график в аварийных ситуациях с целью снижения расхода воды;

в) обеспечить подачу тепла всем КРП в аварийных режимах;

г) создавать в каждой распределительной линии тепловой и гидравлический режим, не зависящий от других распредлиний;

д) подключать новых потребителей, не нарушая режимы подачи тепла к уже присоединенным;

е) быстро определять и отключать аварийные участки, что позволяет снизить потери воды в сети;

2) повышается гидравлическая устойчивость распредлиний, что обеспечивает точность распределения воды по потребителям;

3) снижается средний уровень давления в распредлиниях;

4) появляется возможность работы магистрали и распределительных линий с переменными расходами воды, что позволяет:

а) снизить расход циркулируемой воды;

б) снизить затраты электроэнергии на перекачку теплоносителя.

9.5 Выбор схем подключения абонентских установок

Местные системы могут подключаться к сети по зависимым и независимым схемам. В зависимых схемах давление в местных системах зависит от давления в распредлиниях. В независимых – не зависит.

При независимых схемах потребители подсоединяются к тепловой сети через водоводяные подогреватели.

Такие схемы применяются либо при недопустимо высоком давлении в обратной линии, либо при недостаточном располагаемом напоре на абонентском вводе. Давление в системе отопления определяется положением расширительного бака.

Рекомендации:

1) в системах, питаемых от крупных ТЭЦ, распределительные линии присоединяются к магистралям через КРП, а потребитель – через индивидуальные тепловые пункты (ИТП) или центральные тепловые пункты (ЦТП) по зависимым, либо независимым схемам;

2) в системах, питаемых от крупных котельных, потребителей следует присоединять через ИТП или ЦТП по независимым схемам;

3) в системах, получающих тепло от небольших либо квартальных котельных, потребителей можно подключать к сети через ИТП или ЦТП по зависимым либо независимым схемам.

10. ВТОРИЧНЫЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ РЕСУРСЫ (ВЭР)

Вторичные энергетические ресурсы – это потенциал основного или промежуточного продукта, отходов, образующихся в технологических агрегатах, но не использованного в них. Этот потенциал может частично или полностью использоваться для теплоснабжения и других целей.

Различают ВЭР избыточного давления – потенциальная энергия газов и жидкостей, покидающих технологические агрегаты с избыточным давлением, которые необходимо снижать перед их использованием на следующем этапе или выбросом в атмосферу, тепловые – физическое тепло отходящих газов технологических установок, физическое тепло основной и побочной продукции, тепло рабочих тел систем принудительного охлаждения, тепло горячей воды и пара, топливные – горючие газы плавильных печей, горючие газы процессов химической и термохимической переработки сырья, отходы деревопереработки и т.п. При использовании ВЭР экономится топливо на замещаемых установках. ВЭР могут использоваться в виде топлива, для выработки тепла с паром или горячей водой, для выработки электроэнергии.

10.1. Использование тепла уходящих газов.

Целесообразность использования тепла уходящих газов определяется их температурой и количеством. Температура уходящих газов . Здесь температуры горения, продуктов сгорания и технологического процесса; b – коэффициент смесеобразования, зависящий от способа подачи топлива и вида горелочных устройств. b =0.68…0.96. Количество уходящих газов определяется как .

В – расход топлива; z – коэффициент выбивания газов из рабочей зоны; DV_в – подсосы воздуха в газоходе.

Различают внутреннее и внешнее использование тепла уходящих газов.

1.Внутреннее (регенеративное) – для нагрева компонентов топлива или исходного сырья. При таком использовании тепла снижается расход топлива на технологический процесс, поэтому это направление использования тепла предпочтительнее.

2.Внешнее технологическое. При этом топливо экономится на технологическом агрегате.

3.Внешнее энергетическое – для выработки пара или горячей воды. Топливо экономится на ТЭЦ или в котельной.

4. Комбинированное.

В качестве утилизаторов тепла применяются котлы-утилизаторы. Котлы-утилизаторы классифицируются по:

1. температуре газов на входе в котел. Котлы с температурой газов от 400 до 900 ⁰С относятся к низкотемпературным. Котлы с температурой газов от 900 до 1100 ⁰С относятся к котлам высокотемпературной группы. В диапазоне температур от 900 до 1100 ⁰С выбор типа котла зависит от агрегатного состояния технологического уноса. При жидком уносе применяют котлы высокотемпературной группы, при гранулированном уносе – котлы низкотемпературной группы;

2. способу циркуляции – котлы с естественной и принудительной циркуляцией. Принудительная циркуляция позволяет применить разобщенное размещение элементов котла;

3. параметрам пара – низкие, средние, высокие;

4. компоновке.

10.1.1. Особенности котлов низкотемпературной группы

Для этих котлов характерно пропускание большого количества газов на 1 тонну пара – V_пс/D, м³/кг. При температурах 600-650 ⁰С V_пс/D=6…8. При температурах 250 ⁰С V_пс/D=2…2.5. Для котлов с автономным сжиганием топлива V_пс/D=1.2…1.5.

Первым по ходу газов элементом котла является пароперегреватель. Последним по ходу газов элементом является экономайзер. Испарительные пакеты выполняют из двух-трех секций. Размеры секций определяются из условия , где l – длина труб секции, D – паропроизводительность секции. Температура газов на выходе секции

.- минимальная разность температур газов и воды при температуре воды равной температуре насыщения. Обычно =80…100 ⁰С. - снижение температуры газов при наличии экономайзера. Эта величина мала, поэтому часто котлы-утилизаторы выполняются без экономайзера. Для интенсификации процессов передачи тепла следует увеличивать скорость газов и уменьшать диаметр труб. При поперечном обтекании w=2…3.м/с, d=20…30 мм. При продольном обтекании w=6…8 м/с, d=50…60 мм.

10.1.2. Особенности котлов высокотемпературной группы.

Первым по ходу газов элементом котла является радиационная камера охлаждения, экранированная кипятильными трубами. Газы охлаждаются до температуры 900 ⁰С. Следующим по ходу газов является воздухоподогреватель. Он может быть двухступенчатым, если нужно нагревать воздух выше 300-350 ⁰С. В этом случае в рассечку устанавливается экономайзер.

10.2. Контактные теплообменники

В контактном теплообменнике продукты сгорания топлива непосредственно соприкасаются с холодной водой. Контактные теплообменники устанавливаются только при сжигании природного газа. Контактный теплообменник может входить в состав контактного водоподогревателя, может использоваться как средство утилизации тепла продуктов сгорания. Продукты сгорания можно охладить до температуры в 35-45 ⁰С.

Контактные теплообменники бывают двух типов – с пассивной насадкой (контактные экономайзеры) и с активной насадкой (КТАНы).

В контактном экономайзере насадка обычно выполняется из керамических колец Рашига. У этих колец диаметр равен высоте. Размеры колец 25х25, 35х35, 50х50 мм. Кроме колец Рашига насадка может выполняться из витых пластин, металлических сеток, стержней, проволоки, стружки. Для защиты газохода и дымовой трубы от коррозии установлен каплеуловитель. После него газоход имеет вертикальный участок, в котором осуществляется подсушивание дымовых газов. Вода и дымовые газы движутся в режиме противотока. Разность температур воды на входе и газов на выходе может быть до 3 ⁰С.

Контактный теплообменник с активной насадкой имеет два контура воды. Чистая вода циркулирует в трубах. Снаружи эти трубы омываются водой после их контакта с дымовыми газами. Насадка выполнена в виде трубного пучка и участвует в теплообмене. Насадка может быть одно-, двух- и трехслойной. Соответственно, можно нагревать один, два или три потока воды. Максимальная температура воды в КТАНе составляет 50-55 ⁰С. Разность температур воды и газов в любом сечении не должна быть меньше 8-10 ⁰С.

При работе контактных теплообменников отходящие газы охлаждаются ниже температуры точки росы. Это позволяет использовать теплоту конденсации водяного пара продук

тов сгорания. В результате эксплуатационный КПД доходит до 95-96 %, считая по высшей теплоте сгорания топлива. Величину скрытой теплоты конденсации определяют по формуле

,

где r – скрытая теплота конденсации водяных паров в продуктах сгорания 1м³ природного газа; - влагосодержание отходящих газов в расчете на 1 кг сухих продуктов сгорания, кг/кг; - плотность сухих отходящих газов, кг/м3; - объем сухих отходящих газов при полном сгорании 1м³ природного газа, м³/ м³. При =1 =4010 кДж/м³. С увеличением коэффициента избытка воздуха меняется незначительно. Воду в контактном экономайзере можно нагреть до температуры 55-65 ⁰С.

Вода в контактной камере может быть нагрета до определенного предела – температуры мокрого термометра - tм. Вода в контактной камере стекает сверху вниз в виде тонких пленок.

Нагретые дымовые газы движутся вверх и при этом нагревают воду. Предположим, что в сечении ВС вода достигает максимальной температуры tм и затем до сечения АD не меняют температуру. В зоне АВСD газы находятся в ненасыщенном состоянии. Рассмотрим случай, когда отсутствует термодинамическое равновесие между водой и газами (рис.10.1,а). Пленка воды имеет малую толщину, т.о. можно пренебречь изменением температуры по ее толщине. Пленка воды и газы могут находиться как в состоянии термодинамического равновесия, так и в неравновесном состоянии. В зоне ABCD будет наибольшая разность температур и наибольшая разность парциальных давлений водяных паров над пленкой воды и в толще газов . Так как в зоне ABCD температура воды не меняется, то все тепло от газов идет на испарение воды. Т.е., в этой области ABCD устанавливается динамическое равновесие

, (10.1)

a – коэффициент теплоотдачи между водой и газами; b – коэффициент массоотдачи; dм и dг – влагосодержание смеси и газов; r – теплота парообразования. Процесс испарения, при котором все тепло идет на испарение и вместе с парогазовой смесью возвращается в поток газов называется адиабатическим испарением, а tм – температура адиабатического испарения – не что иное, как температура мокрого термометра. Из (10.1) видно, что tм зависит от начальной температуры газов, влагосодержаний смеси газов и пара над пленкой и продуктов сгорания вдали от пленки.

Рассмотрим случай, когда между пленкой воды и газами существует термодинамическое равновесие. В сечении ВС вода достигает максимальной температуры tм и далее не нагревается. Продукты сгорания в сечении AD находятся в ненасыщенной состоянии. Двигаясь вверх они насыщаются парами воды и к сечению ВС достигнут температуры адиабатического насыщения. Будем считать, что стенки камеры адиабатные – потерь тепла в окружающую среду нет. Баланс тепла процесса охлаждения газов

- начальная энтальпия продуктов сгорания с температурой tн на входе;

- тепло влаги, испаренной из массы воды с температурой tм в поток продуктов сгорания в зоне ABCD;

- конечная энтальпия газов с температурой tм.

Таким образом,

+=. (10.2)

Характер процесса охлаждения продуктов сгорания зависит от значения температуры воды в момент соприкосновения с газами. Анализ процесса охлаждения газов удобно провести в i-dдиаграмме продуктов сгорания.

а) б)

Рис.10.4. i –d диаграмма

а) Построение i –d диаграммы; б) Режимы охлаждения продуктов сгорания в камере

Точка А на диаграмме соответствует состоянию продуктов сгорания на входе в камеру. При соприкосновении с водой нагретые газы охлаждаются и при этом нагревают воду. Характер процесса охлаждения зависит от температуры воды на выходе из камеры.

Предположим, что температура воды ниже температуры точки росы продуктов сгорания. Процесс охлаждения в данном случае показан кривой 1. Так как парциальное давление водяных паров в массе газов выше парциального давления водяных паров над пленкой воды, то в процессе охлаждения влагосодержание газов будет уменьшаться. Т.е. водяной пар в продуктах сгорания будет конденсироваться. При этом с самого начала процесса охлаждения выделяется скрытая теплота парообразования.

Пусть теперь температура воды на выходе из камеры выше температуры точки росы, но ниже температуры мокрого термометра. Процесс охлаждения показан кривой 2. Парциальное давление водяных паров в газах ниже парциального давления паров на пленкой воды. Поэтому влагосодержание газов увеличивается (отрезок А-К на кривой 2). В точке К температура продуктов сгорания равна температуре точки росы (т.К находится на пересечении линии d=const и f=100 %). На отрезке К-М происходит конденсация водяного пара из продуктов сгорания, причем в воду переходит вся вода, которая испарилась в продукты сгорания на отрезке А-К. Тепло, которое при этом выделяется равно теплу, затраченному на их испарение, поэтому оно не влияет на КПД аппарата и называется оборотным теплом.

Рассмотрим процесс охлаждения в случае, когда температура воды на выходе из камеры равна температуре мокрого термометра. Процесс охлаждения показан кривой 3. На отрезке А-F процесс идет по линии мокрого термометра. Газы охлаждаются и одновременно увлажняются. Двигаясь вверх по камере продукты сгорания охлаждаются и с т.F температура воды становится меньше температуры мокрого термометра, но выше температуры точки росы. На отрезке F-N процесс идет так же, как и на отрезке A-K кривой 2. Т.N соответствует температуре вторичной точки росы.

Лучшим вариантом проведения процесса охлаждения является кривая 1. В этом случае не возникает оборотного тепла. Тепло конденсации сразу идет на нагрев воды. Но так получается, если вода в контактной камере не нагревается выше 57-59 ⁰С. Иначе процесс охлаждение будет протекать по кривой 2 или 3.

Если парциальные давления водяных паров в газах и над пленкой воды равны, то массообмена нет. Количество тепла, которое получает вода равно

(10.3)

- количество тепла, передаваемое от газов к воде за счет конвекции (сухой теплообмен). Если парциальные давления водяных паров над пленкой воды и в газах различны, то могут идти процессы испарения или конденсации.

Массообмен можно представить в виде

(10.4)

b – коэффициент массоотдачи. Количество тепла в результате массообмена есть

. (10.5)

Результирующее количество тепла, которое передается от продуктов сгорания к воде есть

. (10.6)

В зависимости от конечной температуры нагрева воды контактную камеру можно разбить на одну, две или три зоны.

1. Конечная температура воды меньше температуры точки росы продуктов сгорания. В контактной камере будет одна зона конденсации. С самого начала контакта воды с газами будет происходить конденсация водяных паров из продуктов сгорания и полностью будет использоваться теплота конденсации. На любом участке конденсационной зоны общее количество тепла, переданного от газов к воде равно

.

Характер сухого и мокрого теплообмена показан на рис.10.5.

2. Конечная температура воды . В этом случаев контактной камере будет создаваться зона испарения и зона конденсации. Зона испарения всегда создается на нижнем участке камеры, где вода имеет максимальную температуру. При контакте с нагретой водой газы будут охлаждаться и при этом одновременно будут насыщаться парами воды. В зоне испарения контактный нагрев воды идет за счет сухого теплообмена. Мокрый теплообмен является отрицательной величиной. Общее количество тепла, переданное в зоне испарения равно

.

а) б)

Рис.10.5. Изменение температуры, парциального давления (а) и сухой и мокрой теплоты воды и газов (б)

По мере продвижения вверх по контактной камере температура газов будет снижаться, влагосодержание увеличиваться до тех пор, пока парциальные давления водяных паров в газах и над пленкой воды не сравняется. Этот момент для газов соответствует вторичной точке росы. В этом месте заканчивается зона испарения и начинается зона конденсации. При дальнейшем продвижении по контактной камере температура и влагосодержание газов уменьшается. Процесс в двухзонной камере изображен на рис.10.6.

Рис.10.6. Изменение температуры и парциального давления паров (а), сухой и мокрой теплоты газов и воды (б) в двухзонной контактной камере

В зоне испарения количество тепла, отданное сухим теплообменом от газов к воде измеряется площадью OBCD. Часть этого тепла (CDE) идет на испарение воды. Теплосодержание образовавшихся водяных паров в виде оборотного тепла представлено площадью ABO. Результирующее количество тепла , воспринятое водой от газов в зоне испарения (OBCE) равно .

- -

Величина сухого теплообмена за счет разности температур газов и воды

Величина мокрого теплообмена, в результате которого образуются водяные пары

Начальное теплосодержание влаги DG, образовавшейся в процессе мокрого теплообмена и поступившей в газовый поток с температурой tм

В зоне конденсации общее количество тепла, которое воспринимается водой от газов

.

- величина сухого теплообмена – площадь ВМС; - оборотное тепло в виде мокрого теплообмена, возникающего за счет конденсации водяных паров в зоне испарения; - величина мокрого теплообмена, возникающего при конденсации водяных паров в продуктах сгорания – площадь МКF. Общее результирующее количество тепла в зоне конденсации – площадь БМЖС.

3. Если температура воды равна температуре мокрого термометра, то контактную камеру по высоте можно разделить на три зоны – первую и вторую зоны испарения и зону конденсации.

В первой зоне вода нагрета до t_м. При контакте ее с газами идет интенсивное испарение воды в поток газов и их охлаждение. В первой зоне идет интенсивный "сухой" теплообмен между газами и водой.

- площадь ABCD на рис.10.7. Величина сухого теплообмена - - площадь OCMN на рис.10.7. Величина мокрого теплообмена rDG – площадь OCEF.

= rDG.

Рис.10.7. Изменение температуры и парциального давления (а) и теплообмена (б) по высоте контактной камеры.

Во второй зоне происходит нагрев и испарение воды. Температура воды меньше температуры мокрого термометра. Результирующее количество тепла во второй зоне

.

В зоне конденсации вода нагревается за счет

1.Сухого тепла газов - - площадь KBLЗ.

2. Оборотного тепла от конденсации водяного пара, испарившегося в поток газов в первой и второй зонах испарения

- площадь KDИ.

3. Мокрого тепла от конденсации паров воды из продуктов сгорания

- площадь LЖИ.

Определение влагосодержания и состава дымовых газов.

Исходными данными для теплового расчета служат состав и расход продуктов сгорания, температура и влагосодержание. По составу газообразного топлива рассчитывают теоретически необходимый объем воздуха и количество продуктов сгорания – . При коэффициенте избытка воздуха a>1 в продуктах сгорания присутствуют еще и кислород и дополнительное количество азота.

; .

Величина влагосодержания d_н дымовых газов на входе в контактную камеру можно определить по массовым расходам сухих и влажных газов – G_сг и G_вг.

; .

Тогда влагосодержание определяется как

. Температура газов на входе в камеру – t_н – определяют по результатам теплового расчета котла.

Тепловой расчет контактного экономайзера.

Воду в контактном экономайзере нагревают до возможно более высокой температуры – 55…65 ⁰С, близкой к температуре мокрого термометра. Температуру уходящих газов на выходе экономайзера принимают равной 35 – 40 ⁰С. При этих условиях теплопроизводительность контактного экономайзера равна

.

Здесь - теплоемкость газов при температурах t_н на входе и t_к на выходе; d_н, d_к – влагосодержание газов на входе и выходе; B – расход топлива; G_сг – расход сухих газов в расчете на 1 м³ топлива. Расход нагреваемой воды определяется по уравнению теплового баланса

.

Коэффициент орошения

.

Характер изменения параметров продуктов сгорания определяют по i-d диаграмме. Она строится по давлению на выходе из котла.

,

где - среднегодовое барометрическое давление в данной районе; - потери давления в газовом тракте котла; - разрежение в топке котла 2…3 мм.вод.ст. Энтальпия влажного газа i и их влагосодержание d рассчитываются по формуле

, .

- молекулярные массы воды и сухих газов; p_п – давление насыщения водяного пара в продуктах сгорания – определяется по таблице свойств воды.

Сначала строится i-d диаграмма. Проводятся линии постоянной температуры. Линии постоянной энтальпии проводятся под углом 135 ⁰ к оси ординат. Проводится линия f=100 %.

Графический расчет проводится в следующей последовательности.

1. По температуре и влагосодержанию дымовых газов на входе в камеру на i-d диаграмму наносят точку А.

2. Проводят изотерму на выходе из камеры до пересечения с линией f=100 %. Точка В.

3. Проводят линию АВ. Точку пересечения линии АВ с изотермой t₁ обозначим 1.

4. По i-d диаграмме определяют энтальпию и влагосодержание газов в т.1.

5. Определяют температуру воды в т.1.

.

6. Проводят изотерму температуры воды в т.1 до пересечения с линией f=100 %. Точка 1'.

7. Соединяют точки 1 и 1'. Точку пересечения ее с изотермой t₂ обозначим 2.

8. Определяют по i-d диаграмме энтальпию и влагосодержание в т.2.

9. Находят температуру воды в т.2.

.

Рис.10.8. Графический расчет процесса охлаждения продуктов сгорания

10. По температуре и влагосодержанию дымовых газов на входе в камеру на i-d диаграмму наносят точку А.

11. Проводят изотерму на выходе из камеры до пересечения с линией f=100 %. Точка В.

12. Проводят линию АВ. Точку пересечения линии АВ с изотермой t₁ обозначим 1.

13. По i-d диаграмме определяют энтальпию и влагосодержание газов в т.1.

14. Определяют температуру воды в т.1.

.

15. Проводят изотерму температуры воды в т.1 до пересечения с линией f=100 %. Точка 1'.

16. Соединяют точки 1 и 1'. Точку пересечения ее с изотермой t₂ обозначим 2.

17. Определяют по i-d диаграмме энтальпию и влагосодержание в т.2.

18. Находят температуру воды в т.2.

.

19. Проводят изотерму до пересечения с линией f=100 %. Точка 2'.

Аналогично выполняется расчет процесса охлаждения газов и на последующих участках.

Полезный объем контактной камеры насадочного типа в общем виде находят по формуле

,

где Q, к, Dt – количество теплоты, коэффициент теплопередачи и среднелогарифмическая разность температур газов и воды; f – коэффициент смачиваемости; f – удельная поверхность насадки, т.е. геометрическая поверхность элементов насадки, отнесенная к единице объема камеры. Коэффициент смачиваемости зависит от плотности орошения и размеров колец. Индекс "и" означает зону испарения, индекс "к" означает зону конденсации. При наличии в камере зон испарения и конденсации

Здесь - температура воды на линии насыщения.

- оборотное тепло. Если зона испарения отсутствует, то Q_и=0, и теплопроизводительность контактной камеры равна теплоте конденсации.

На эффективность работы контактной камеры большое влияние оказывает режимы движения потоков газов и воды. При малой плотности орошения и небольшой скорости газов в толще насадки вода движется ламинарно в виде тонких пленок. Насадка частично смочена водой, поэтому охлаждение газов происходит на отдельных участках. Гидравлическое сопротивление при этом минимально. Этот режим соответствует участку 1 на рис.10.9. Этот режим заканчивается точкой торможения Т. При повышении плотности орошения и скорости газов наступает пленочно-струйный режим – участок 2. Поверхность насадки почти полностью смочена. При дальнейшем повышении скорости газа и плотности орошения нижние 2-3 ряда колец полностью залиты водой.

Рис.10.9. Гидродинамические режимы и переходные точки в насадке

Происходит подвисание воды – т.П. Начинается третий режим – участок 3. Он характерен турбулизацией водяной пленки. При дальнейшем увеличении плотности орошения вся насадка залита водой, через которую барботируются продукты сгорания. Таким образом, вода становится сплошной средой, а газы – дисперсной. Это явление называется инверсией фаз – т.И. Участок 4 соответствует режиму эмульгирования газов. При дальнейшем увеличении плотности орошения происходит захлебывание – т.З. Вода вместе с газами выбрасывается из насадки и попадает в газоход.

Скорость газов в точке инверсии определяется по уравнению

.

Режим 1 соответствует условию < 0.45. Режим 2 соответствует диапазону =0.45…0.85. В точке подвисания =0.85. Участки 3 и 4 соответствуют =1. Скорость газов в контактной камере не должна превышать скорость инверсии.

Плотность орошения определяется как , - площадь поперечного сечения контактной камеры; - средний объем продуктов сгорания, определенный при их средней температуре. Если в контактной камере две зоны, то поперечное сечение определяется по параметрам зоны испарения. По выбранной площади сечения рассчитывается скорость газов в зоне конденсации и сравнивается со скоростью инверсии. Если найденное значение скорости больше скорости инверсии, то площадь поперечного сечения корректируется. Средняя температура продуктов сгорания определяется отдельно для обеих зон по кривой охлаждения.

.

Средний объем газов при нормальных условиях определяется по формуле

.

Величина d_ср определяется по кривой охлаждения при . Средний объем газов в контактной камере

.

Значение коэффициента теплопередачи для зон испарения и конденсации определяется следующим образом.

1. Определяется парциальное давление водяных паров в газах в соответствующих зонах.

,

Здесь - газовые постоянные воды и сухих газов.

2. Определяется средняя температура воды

.

3. Находят давление насыщения и теплоту парообразования r при .

4. По скорости газов и их средней температуре по номограммам [] находят a и .

5. Коэффициент теплопередачи определяется по формуле

. Знак "+" соответствует зоне испарения, знак "-" – зоне конденсации. Высота контактной камеры определяется как . Такое значение высоты контактной камеры можно принимать при равномерном орошении водой насадки. В действительности, имеет место некоторая неравномерность, поэтому высоту контактной камеры увеличивают на 3d, где d – диаметр кольца.

Тепловой расчет КТАНа.

Параметры воды, нагреваемой в КТАНе, зависят от возможного использования ее в котельной. Можно нагревать воду – сырую или после водоподготовки, подпиточную воду, воду для горячего водоснабжения, для технических и иных нужд. Трубный пучок может иметь несколько независимых рядов трубок, т.е., можно нагревать различные потоки воды. В этом случае ряды труб располагаются в соответствии с выходными температурами нагреваемой воды. Холодные - сверху, горячие – снизу. В расчетах сначала определяют температуру рядов после первого по ходу газов ряда трубок. Разность температур газов и воды на выходе из предыдущего ряда, а также на входе в последующий ряд должна быть не менее 8-10 ⁰С. Если это условие не выполняется, то уменьшают тепловую нагрузку ряда и повторяют расчет.

Температуру газов и их влагосодержание на выходе из ряда труб можно найти по номограмме [] по известному изменению энтальпии газов , где Q_i – теплопроизводительность ряда.

Если теплопроизводительность котла с подключением КТАНа меняется, то нужно выполнить перерасчет расхода топлива. Действительный расход топлива в котле

. Здесь Q_кот – теплопроизводительность котла; - теплопроизводительность КТАНа.

Расчет поверхности насадки КТАНа проводят для каждого ряда отдельно. Поверхность данного ряда трубок

. Здесь - среднелогарифмическая разность температур воды и газов; k_i – коэффициент теплопередачи.

. Коэффициент f₁=0.8…1.0 учитывает термическое сопротивление отложений внутри трубок; коэффициент f₂=0.98…1.0 учитывает термическое сопротивление отложений на наружной поверхности труб. В насадке КТАНа используются трубки с наружным диаметром 20 мм с толщиной стенки 2 мм. Со стороны газов коэффициент теплоотдачи определяется по формуле

, где - скорости газов и воды, соответственно. Принимают скорость газов 6…10 м/с, скорость воды – до 3 м/с. При коэффициенте избытка воздуха a до 1.3 А₁=116.3, при a > 1.3 А₁=104.7.

Со стороны воды , вт/м^{2 0}С.

Насадка КТАНа может выполняться из змеевиков или из пакета с трубными досками. Число рядов змеевиков равно 4,6,8,10… Проходное сечение для газов

.

При шахматном расположении труб в пакете расстояние между трубками . Расстояние между центрами трубок . Высота слоя . Ширина насадки при шахматном расположении

Рис.10.10. Схема трубного пучка

Расход орошающей воды равен (6…8)(l' + b) м³/ч.

Аэродинамический расчет контактного теплообменника.

Применение контактного теплообменника (КТ) возможно при наличии дымососной тяги. Размещают КТ на всасывающей стороне дымососа индивидуально к каждому котлу. При выборе оборудования нужно предусмотреть обводной газоход для отвода дымовых газов при отключении КТ или для пропуска части горячих газов для подсушивания влажного газа после КТ. При установке КТ можно заменить дымосос на более высоконапорный или сохранить прежний. В этом случае аэродинамическое сопротивление КТ не должно превышать DH дымососа при работе на горячих и охлажденных продуктах сгорания. Разность напоров при переходе дымососа к новому режиму работы на охлажденных газах можно определить по формуле

. Здесь H_д – напор дымососа до установки КТ. Проще всего оставить прежний дымосос, поэтому аэродинамическое сопротивление КТ не должно превышать DH_д.

Потери напора КТ складываются из потерь напора: на входе в КТ; при проходе газов через орошающую насадку; при проходе газов через пассивную или активную насадки; при повороте газового потока на 90⁰; в каплеуловителе. Потери напора на местных сопротивлениях определяются по формуле д'Арси - , где - динамический напор.

Коэффициенты гидравлического сопротивления для каждого из вышеперечисленных видов потерь напора определяются, например, по данным []. При проходе газов через орошающую насадку , где -число рядов труб по глубине пучка; =0.4; - определяется по номограмме в []. При проходе через активную насадку

. Здесь - определяют по номограмме из []; Z₂ – число труб по глубине пучка (определяется в тепловом расчете); C_s, C_d – коэффициенты, зависящие от диаметра трубок, шагов трубок по ширине S₁ и глубине S₂ пучка. S₁=a – из теплового расчета; S₂=(0.75…1.0)d. C_s, C_d – определяются по номограмме [].

Гидравлический расчет КТАНа.

 

Потери давления в насадке КТАНа состоят из линейных и местных потерь. Линейные потери давления определяются по формуле . Местные потери давления определяются по формуле . Значения коэффициента линейных потерь определяются в соответствии с режимом течения воды в трубках и относительной шероховатостью стенок. Коэффициент местного гидравлического сопротивления определяют в соответствии с видом местного сопротивления.