Системы теплоснабжения предприятий (СТСПП)

Системы теплоснабжения предприятий (СТСПП) - это комплекс устройств по выработке, транспортированию и обеспечению потребителей необходимым количеством теплоты требуемых параметров.

Система теплоснабжения (рис. 1) включает в себя:

1. Источник (ТЭЦ, котельная);

2. Магистральные сети (тепловые);

3. Распределительные сети (тепловые);

4. Потребители тепла (промышленные потребители,

жилые и общественные объекты ЖКХ);

5. Абонентский ввод (тепловой узел, местный тепловой пункт МТП, элеваторный узел);

6. Центральный тепловой пункт ЦТП.

Рис.1. Система теплоснабжения.

Виды тепловых нагрузок:

· Потребление тепловых нагрузок:

1- отопление (нагрузка на отопление);

2- вентиляцию (тепло в калорифере (теплообменнике);

3- горячее водоснабжение;

4- технологические нужды п.п.

· Тепловые нагрузки различают:

1- сезонные (отопление, вентиляция);

2- круглогодичные (горячее водоснабжение, технологические нужды).

Классификация систем теплоснабжения:

1- по схеме подачи тепла потребителю;

2- по виду теплоносителя;

3- по способу отпуска теплоты потребителю;

4- по числу параллельно идущих теплопроводов;

5- по числу ступеней присоединения.

• 1. По схеме подачи тепла потребителю:

- децентрализованные – источник тепла на месте потребления. В этом случае отсутствуют тепловые сети; применяются в районах с малой концентрацией тепловой нагрузки, когда небольшие здания расположены на неплотно застраиваемых участках, а также при технико-экономических обоснованиях.

- централизованные – источник теплоснабжения (ТЭЦ или котельная) располагаются на значительном расстоянии от потребителей теплоты. Поэтому каждая СТС состоит из трех звеньев (источник теплоты – тепловые сети – местные системы теплоснабжения). Местные СТС – тепловые подстанции и теплоприемники.

Централизованные системы отопления имеют преимущества перед децентрализованными, и в настоящее время ЦCТ определяют ведущую роль в развитии теплоснабжения крупных городов и промышленных предприятий. В г. Петрозаводске ТЭЦ введена в строй в 1977 году.

• 2. По виду теплоносителя:

- паровые системы (теплоноситель – водяной пар);

- водяные системы (теплоноситель – горячая вода).

Горячая вода используется для удовлетворения нагрузок на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. Водяной пар используется на предприятиях для технологических нужд (редко используют перегретую воду). При требуемой температуре теплоносителя у потребителя до 150˚С используют горячую воду, а при более высоких параметрах – водяной пар. К теплоносителям предъявляют специальные требования:

а. санитарно – гигиенические (в помещениях ЖКС температура нагреваемых приборов не допускается выше 90˚С, в промышленных цехах она может быть и выше);

б. технико – экономические (стоимость материала, монтажа и эксплуатации должна быть оптимальной);

в. эксплуатационные (теплоноситель должен обладать качествами, которые позволяли бы производить централизованную регулировку теплоотдачи систем потребления).

Сравнительная характеристика воды и пара как теплоносителя:

Преимущества воды: диапазон изменения температур в широких пределах (от 25˚до 150˚С); возможность транспортирования на большие расстояния без уменьшения ее теплового потенциала (15-20 км); возможность централизованного регулирования температуры теплоносителя на источнике; простота присоединения местных систем к тепловым сетям.

Недостатки воды: требуется значительный расход электроэнергии на работу насосов по перекачке тепла; температура теплоносителя может быть меньше заданной.

Преимущества пара: применяют как для тепловых потребителей, так и для силовых и технологических нужд; быстрый прогрев и остывание системы, что ценно для помещений, где периодически требуется отопление; в паровых системах можно не учитывать гидростатическое давление по причине низкой объемной массы (в 1650 раз меньше объема воды). Паровые системы могут применяться в гористой местности и в многоэтажных зданиях; отсутствие расхода электроэнергии на транспортировку пара (без насосов); простота начальной регулировки вследствие саморегулировки пара.

Недостатки пара: при транспортировке на значительные расстояния имеют место большие потери температуры и давления, поэтому радиус паровых систем всего 6-15 км, а водяных – от 30 до 60 км. Срок службы паровых систем значительно ниже, чем водяных из-за коррозии труб.

• 3. По способу отпуска теплоты потребителю:

- для отопления – схемы подключения ТС: зависимые и независимые;

- для горячего теплоснабжения – схемы подключения ТС: закрытые и открытые.

Зависимая схема подключения – когда вода из теплосети непосредственно поступает в нагревательные приборы местной отопительной системы (МОС).

Независимая схема подключения – когда имеется два раздельных контура (первичный – вода, циркулирующая в тепловой сети, и вторичный – собственный контур дома, вода, циркулирующая в МОС), при этом, вода из теплосети через теплообменник отдает тепло воде собственного контура. Вода из ТС доходит только до тепловой подстанции МОС (тепловая подстанция – это ЦТП или МТП), где в подогревателях (теплообменниках ТА) нагревают воду, которая циркулирует в МОС. В этом случае имеет место два теплоносителя: греющий (вода из ТС) и нагреваемый (вода в МОС). Давление первичного контура никак не передается на давление вторичного, который работает за счет собственного циркуляционного насоса.

Открытый водоразбор – напрямую из тепловой сети. Закрытый водоразбор – через теплообменник вода из ТС нагревает воду питьевого водопровода.

Оборудование тепловой подстанции при зависимой схеме проще и дешевле, чем при независимой, однако, необходимо учитывать, что в зависимых схемах давление передается из тепловой сети в МОС, которая выдерживает давление до 6-10 атм. в зависимости от типа нагревательных приборов. Пример: чугунные радиаторы выдерживают 6 атм.

Схемы присоединения систем отопления к тепловым сетям:

· Зависимая схема без смешения (рис.2).

Т₁ – подающий теплопровод ТС,

-1 -1 Т₂ – обратный трубопровод ТС,

1 – арматура отключающего устройства.

Рис. 2. Зависимая схема без смешения

Температура в подающем трубопроводе ТС не превышает предела, установленного санитарными нормами для приборов местных систем. Это возможно в случае малого источника тепла, когда котельная вырабатывает теплоноситель параметрами 95˚-70˚С или в системе отопления промышленных зданий t ≥ 100˚ С, но она допустима.

· Зависимая схема с элеваторным смешением (рис. 3).

→ 130˚С → 90-95˚С

70˚С ↑

Рис. 3. Зависимая схема с элеваторным смешением Рис. 4. Элеватор

Вода из подающего трубопровода Т₁ с t = 130˚C поступает в элеватор (рис. 4), через патрубок к элеватору подсасывается вода из обратной местной сети Т₂ t =70˚C. Благодаря соплу, которое встроено в элеватор, и по принципу инжекции, происходит смешение t= 130˚C и t=70˚C, смешанная вода t = 90˚С поступает в нагревательные приборы. Элеваторы рассчитываются, и подбирается диаметр сопла. У нас в стране большинство вводов в здания снабжено элеваторами там, где по теплосетям транспортируют перегретую воду. Необходимо учитывать, что для работы элеватора требуется напор на воде 15 м водного столба.

· Зависимая схема с насосным смешением ( рис. 5).

В случае недостаточного напора ставят

центробежный насос на перемычке между

90˚С↑ 70˚С ↓ подающим и обратным трубопроводом и он

← как элеватор подмешивает к подающей воде

обратную охлажденную воду. Но насос

дорогостоящее оборудование.

130˚С ↑ Существует схема и с элеватором и с насосом.

Рис. 5. Зависимая схема с насосным смешением

· Независимая схема (с теплообменником) (рис.6).

Независимая схема делит МОС на два контура, не допуская колебаний давлений. Оба контура гидравлически изолированы и независимы друг от друга. В данной схеме легко учитывать потребность в тепле, регулировать подачу тепла, т.е. устранять проблему перетопа, а, следовательно, экономить.

1. Местная отопительная система;

2. Циркуляционный насос;

→ 3. Теплообменник;

4. Расширенный бак;

5. Отключающая арматура.

↓

↑ ↓

Рис. 6. Независимая схема (с теплообменником)

Схемы подключения ГВС к тепловым сетям.

· В закрытых системах теплоснабжения теплоноситель полностью возвращается к

источнику теплоснабжения (за исключением утечек). Теплоноситель используют как греющую среду в теплообменных аппаратах. Закрытые системы гидравлически изолированы от тепловых сетей, что обеспечивает стабильное качество воды в ГВС, т.к. нет выноса шлаковых отложений в систему ГВС (это плюс). Однако, в систему ГВС (в трубы) поступает вода из холодного водопровода, который не подвергается деаэрации (удалению кислорода и углекислого газа), нагревается и усугубляет коррозионную активность, следовательно, быстрее происходит разрушение труб от коррозии, чем в открытых схемах. Поэтому в закрытых системах рекомендуют применять неметаллические, пластиковые трубы.

Закрытые схемы различают одноступенчатые и многоступенчатые. Выбор схемы зависит от соотношения расхода тепла на отопление и ГВС. Выбор схемы присоединения производится на основании расчета.

· В открытых системах ГВС используют не только теплоту, подводимую

теплоносителем из тепловой сети в местную сеть, но и сам теплоноситель. В открытых схемах трубы ГВС коррозируют в меньшей степени, чем в закрытых системах, т.к. вода поступает из тепловой сети после химводочистки (ХВО), но при этом возможно нарушение стабильности санитарных норм показателей воды. Открытые схемы дешевле. Чем закрытые, т.к. не требуются затраты на теплообменники и насосное оборудование.

Схемы присоединения систем горячего водоснабжения зданий к тепловым сетям.

· Одноступенчатые схемы (рис. 7, 8):

Один теплообменник и нагрев на ГВС происходит перед МОС).

→

→

←

Рис. 7. Одноступенчатая предвключенная

→

→

←

Рис. 8. Одноступенчатая параллельная

· Многоступенчатые схемы (рис. 9, 10):

Т = 55-60˚С

→

→

Т = 30˚С Т = 5˚С

←

←

Рис. 9. Последовательная двухступенчатая

→ →

← ←

Рис. 10. Смешанная двухступенчатая

Двухступенчатые схемы эффективны в применении тем, что происходит глубокое снижение температуры обратной воды, а также имеет место независимый расход тепла на отопление и ГВС, т.е. колебание расхода в системе ГВС не отражается на работе МОС, что может происходить в открытых схемах.

• 4. По числу параллельно идущих теплопроводов.

В зависимости от числа труб, передающих теплоноситель в одном направлении различают одно-, двух- и многотрубные системы ТС. По минимальному числу труб может быть:

- открытая однотрубная система – применяется при централизованном отоплении на технологические и бытовые нужды, когда вся сетевая вода разбирается потребителями при подаче теплоты на отопление, вентиляцию и ГВС, т.е. когда Q_от + Q_вент. =Q_гвс. Такие ситуации характерны для южных районов и технологических потребителей (редко встречаются).

- двухтрубная система – самая распространенная, состоит из подающего (Т1) и обратного (Т2) трубопроводов.

- трехтрубная – состоит из соединения двухтрубной системы водоснабжения на отопление и вентиляцию и третьей трубы для целей ГВС, что не очень удобно.

- четырехтрубная – когда добавляется циркуляционный трубопровод на ГВС.

Условные обозначения трубопроводов в соответствии с ГОСТом:

1. подающий трубопровод (Т₁),

2. обратный трубопровод (Т₂),

3. трубопровод ГВС (Т₃),

4. циркуляционный трубопровод ГВС (Т₄),

5. трубопровод технологических нужд (Тт).

• 5. По числу ступеней присоединения.

Различают одноступенчатые и многоступенчатые схемы систем теплоснабжения.

Одноступенчатая схема (рис. 11) – когда потребители теплоты присоединяются к тепловым сетям при помощи МТП.

Рис. 11. Одноступенчатая схема

1- потребители тепла,

2- местные тепловые узлы (МТП),

3- элемент промышленной котельной с паровыми и водогрейными котлами,

4- водогрейный котел (пиковый),

5- сетевой паро- водяной подогреватель,

6- перемычка с отключающей арматурой для создания различных режимов работы (для отключения водогрейного котла),

7- сетевой насос,

8- ЦТП.

Двухступенчатая схема (рис. 12).

Рис. 12. Двухступенчатая схема

Многоступенчатая схема – когда между источником теплоты и потребителями размещают ЦТП и групповые тепловые пункты (ГТП). Эти пункты предназначены для приготовления теплоносителей требуемых параметров, для регулирования расхода теплоты и распределения по местным системам потребителей, а также для учета и контроля расхода теплоты и воды.

Схемы тепловых сетей

Схемы тепловых сетей зависят от:

· Размещения источников теплоты по отношению к району потребления;

· От характера тепловой нагрузки;

· От вида теплоносителя (пар, вода).

При выборе схемы тепловых сетей исходят из условий надежности, экономичности, стремясь к получению наиболее простой конфигурации сети и наименьшей длины трубопроводов.

Тепловые сети делятся на категории:

1. Магистральные сети;

2. Распределительные сети;

3. Внутриквартальные сети;

4. Ответвления к потребителям (зданиям).

Тепловые сети проектируются по следующим схемам:

1. Тупиковая (рис. 13) – наиболее простая, имеет распространение в поселках и малых городах:

1-источник,

2-магистральные сети,

3-распределительные сети,

4-квартальные сети,

5-ответвления,

6- потребители,

7-перемычка.

Рис. 13 Тупиковая схема

2. Радиальная (рис. 14) – устраивается, когда нет возможности предусмотреть кольцевую, но перерыв в теплоснабжении недопустим:

Рис. 14 Радиальная схема

3. Кольцевая – наиболее дорогая, сооружается в крупных городах, обеспечивает бесперебойное теплоснабжение, для чего должен быть предусмотрен второй источник тепловой энергии:

Рис . 15 Кольцевая схема

Паровые системы теплоснабжения (ПСТ).

Паровые системы теплоснабжения применяются в основном на крупных промышленных предприятиях и могут иметь место на объектах, окружающих промышленных потребителей, а так же в городах с неблагоприятным рельефом местности.

Виды паровых систем:

1-однотрубные (рис. 16) (нет возврата конденсата в систему):

1-источник (паровой котел),

2-стена промышленного потребителя – граница абонентского ввода потребителя,

3-калорифер,

4-пароводяной теплообменник для

ГВС,

5-пароводяной теплообменник для МОС,

6-технологический агрегат,

Рис. 16 Однотрубная паровая система 7-конденсатоотводчики,

8- сброс конденсата в дренаж.

Рис. 17 Автоматический конденсатоотводчик.

Однотрубную схему целесообразно применять, когда по условиям технологического процесса конденсат имеет значительные загрязнения и качество этих загрязнений неэффективно для очистки. Данная схема применяется для прогрева мазута, пропарки железобетонных изделий.

2-двухтрубные (рис. 18):

1-источник (паровой котел),

2-стена промышленного

потребителя – граница

абонентского ввода потребителя,

3-калорифер,

4-пароводяной теплообменник для

ГВС,

5-пароводяной теплообменник для

МОС,

6-технологический агрегат,

7-конденсатоотводчики,

Рис. 18 Двухтрубная паровая система 8-конденсатопровод,

9-конденсатный бак,

10-конденсатный насос.

Двухтрубные системы с возвратом конденсата применяют, если конденсат не содержит агрессивных солей и других загрязнений (т.е. он условно-чистый). Схемы прокладывают как правило, таким образом, что в конденсатный бак конденсат поступает самотеком.

3-многотрубные (рис. 19):

Рис. 19 Трёхтрубная паровая система

Трехтрубная (многотрубная) схема применяется, когда потребителю требуется пар различных параметров. Котельная вырабатывает пар с максимальным давлением и температурой, которые требуются одному из потребителей. Если имеются потребители, которым требуется пар с более низкими параметрами, то пар пропускают через редукционную установку (РУ), в которой пар снижает только давление или через редукционную охладительную установку (РОУ), если необходимо понизить и давление, и температуру.

Оборудование тепловых сетей

Различают следующие способы прокладки тепловых сетей:

1. Надземная (наземная) прокладка – имеет место на территории промышленных предприятий, при пересечении дорог и препятствий, в районах вечной мерзлоты;

2. Подземная прокладка бывает:

-в непроходных каналах,

-в полупроходных каналах,

-в проходных каналах (коллекторах),

-бесканальная.

Коллекторы и полупроходные каналы имеют место в крупных городах, на территории промышленных предприятий, где имеет смысл прокладывать различные инженерные сети (коммуникации) совместно. Этот способ прокладки удобен в обслуживании сетей, но дорогостоящий. Трубы тепловых сетей, прокладываемые в непроходных каналах и бесканально, не обслуживаются. Таким образом, выбор прокладки сетей зависит от условий территории, вида грунта, застройки и технико-экономического обоснования.

Глубина прокладки тепловых сетей зависит от места прокладки. Максимальная глубина в непроезжей части составляет 0,5 м до верха канала, в проезжей части – 0,7 м. Тепловые сети прокладываются с уклоном ί_min=0.002 (ί_min=h/L).

Оборудование тепловых сетей, которое требует постоянного контроля и обслуживания, устанавливается в теплофикационных камерах (рис. 20). Это: задвижки, дисковые затворы, регулирующие клапаны, устройства для выпуска воздуха и спуска воды (опорожнения сети). Как правило, совместно с камерой сооружают неподвижные опоры. Необходимо сооружать (в водонасыщенных грунтах) дренажные сети ( на песчаную подготовку укладывают трубы с отверстиями сверху и по бокам и засыпают щебнем).

1. железобетонный лоток (канал),

2. плиты перекрытия,

3. бетонная подушка,

4. скользящая опора (высота скользящей опоры выше толщины изоляции),

5. тепловая изоляция,

6. труба.

7. дренажный трубопровод (в водонасыщенных грунтах)

Рис. 20 Теплофикационная камера

В тепловых сетях применяют электросварные или бесшовные трубы, а также возможны варианты и чугунные трубы из высокопрочного чугуна с шаровидным графитом.

Для дворовых сетей при рабочем давлении Р_раб до 1,6 МПа и температурой Т до 115˚С можно применять неметаллические (пластиковые) трубы.

Опорные конструкции.

Различают: - подвижные (свободные) опоры,

- неподвижные (мертвые) опоры.

Подвижные опоры предназначены для восприятия веса трубы и обеспечения свободного перемещения труб (при температурных удлинениях). Количество подвижных опор определяется по таблицам в зависимости от диаметра и веса трубы. По принципу свободного перемещения подвижные опоры различаются на: скользящие опоры (скользячки), катковые, шариковые, подвижные.

Подвижные опоры используют во всех способах прокладки, кроме бесканальной.

Неподвижные опоры служат для восприятия температурной деформации методом закрепления трубопровода, а также для разграничения участков компенсации тепловых удлинений. Различают неподвижные опоры:

-щитовые (при подземной прокладке),

-на балке, на фундаменте, на стойках (при наземной прокладке или в тоннелях).

Компенсация тепловых удлинений.

Компенсаторы предназначены для восприятия температурных удлинений теплопровода и разгрузки труб от температурных напряжений и деформаций. В тепловых сетях применяют следующие виды компенсаторов:

1. гибкие (п-образные):

1- вылет компенсатора,

2- спинка компенсатора,

3- сварные крутоизогнутые отводы,

4- подвижные опоры,

5- стяжные болты,

устанавливаются на Рис. 21 Гибкая (П-образная) опора стяжных хомутах.

∆l = α∙L (τ_max-τ_min), где α – коэффициент линейного расширения,

L – длина между неподвижными опорами (участок компенсации).

П- образные компенсаторы растягиваются на половину тепловых удлинений. Растяжку делают на первых сварных стыках от компенсатора.

П-образные компенсатора, как и углы поворота не требуют обслуживания.

2. углы поворота трассы (самокомпенсация),

3. сильфонные, линзовые (одна или много гофр),

Компенсирующая способность сильфонного компенсатора

составляет 50-150 мм.

Сильфонный трехволновый компенсатор.

4. сальниковые (рис. 22):

1-корпус,

2-стакан,

3-сальниковая набивка,

4-грунтбукса,

5-фланец нажимной,

6-стяжной болт.

Рис. 22 Сальниковый компенсатор

Сальниковый компенсатор может быть односторонним и двухсторонним.

Углы поворота трассы и п-образные компенсаторы работают как радиальные, а сильфонные, линзовые и сальниковые – как осевые.

Бесканальная прокладка.

Для тепловых сетей бесканальной прокладки используют трубопроводы с пенополиуретановой изоляцией (ППУ-изоляция). Россия – страна с самым высоким уровнем централизованного теплоснабжения, протяженность тепловых сетей в нашей стране составляет примерно 260 тысяч километров, а в Карелии – примерно 999 тыс. метров. Из них 50% тепловых сетей требуют капитального ремонта. Тепловые сети теряют 30% отпускного тепла, что составляет примерно 80 млн. тут/год. Для решения этих проблем предлагается бесканальная прокладка с ППУ-изоляцией. Преимущества данной прокладки:

- повышение долговечности с 10 до 30 лет,

- снижение теплопотерь с 30% до 3%,

- снижение эксплуатационных расходов в 9 раз,

- снижение расходов на ремонт теплотрасс в 3 раза,

- снижение сроков строительства,

- наличие системы оперативно-дистанционного контроля (ОДК) за увлажнением изоляционного слоя.

Статистика накопленных дефектов:

38% -повреждение сторонними лицами системы ОДК,

32%-повреждение стальных оболочек,

14%- повреждение стыковых соединений,

8%-ошибки сборки ОДК,

2%-некачественная сварка,

6%-внутренняя коррозия металла.

При бесканальной прокладке используют полиэтиленовую оболочку.

Классификация источников генерации теплоты.

Источник – это котельная, комплекс оборудования, котельная установка (КУ).

КУ – это комплекс устройств, предназначенных для выработки тепловой энергии в виде горячей воды или пара.

Котельные установки по своему назначению в соответствие со СНиП II-35-76 «Котельные установки» классифицируются:

• Энергетические – снабжают паром паросиловые установки, вырабатывающие электроэнергию. Обычно входят в комплекс электростанций (ТЭЦ), которые подразделяются на: конденсационные (КЭС), вырабатывающие только электрическую энергию и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), вырабатывающие электрическую и тепловую энергию.
• Отопительно-производственные – имеют место на промышленных предприятиях (ПП) и обеспечивают тепловой энергией (паром) технологические процессы производства и нужды отопления, вентиляции и ГВС.
• Отопительные – предназначены для снабжения горячей водой жилищно-коммунального сектора (ЖКС) на нужды отопления, вентиляции и ГВС.

Котельные установки по размещению делятся на:

• отдельностоящие;
• пристроенные к зданиям другого назначения;
• встроенные в здания другого назначения;
• крышные.

Котельные установки по надежности отпуска тепла потребителю делятся на две категории:

I категория – это установки, которые являются единственным источником тепла систем теплоснабжения (СТС) и обеспечивают потребителей I категории, не имеющих резервного источника тепла.

II категория – все остальные котельные установки.

Потребители тепла по надежности тепловых систем делятся на две категории:

I категория – это потребители, нарушение теплоснабжения которых связано с опасностью для жизни людей, со значительным ущербом, который может быть нанесен технологическому оборудованию, массовым браком продукции. Перечень потребителей I категории утверждают министерства и ведомства по согласованию с Госпланом и Госстроем.

II категория – остальные потребители.

Расчет и выбор оборудования котельных установок.

Тепловые нагрузки для расчета и выбора оборудования должны определяться для трех характерных режимов:

1. максимальный зимний режим рассчитывается при средней температуре в наиболее холодную пятидневку;
2. режим наиболее холодного месяца рассчитывается при средней температуре наружного воздуха в наиболее холодный месяц;
3. летний режим рассчитывается для температуры воздуха теплого периода.

Указанные расчетные температуры воздуха определяются в соответствии со СНиП 23-01-99 «Строительная климатология».

Расчетная производительность котельной определяется суммой максимальных часовых расходов на отопление, вентиляцию при максимально-зимнем режиме, расчетных расходов на ГВС, расчетных расходов тепла на технологические нужды. Кроме того при определении расчетной производительности учитывается расход на собственные нужды, теплопотери в установке, теплопотери в сетях.

Q_общ=Q_от+Q_вент+Q_гвс+Q_тн+Q_с.н.+Q_тпку+Q_тпгс []

Количество и единичная производительность котлоагрегатов, устанавливаемые в котельной, определяют по расчетной по расчетной производительности котельной для максимально зимнего режима, при этом проверяя режим работы количества котлов для теплого периода года. В случае выхода из строя наибольшего по производительности котла в котельной I категории оставшиеся котлы должны обеспечить отпуск тепла

- на технологические нужды и вентиляцию, в количестве, определяемом минимально допустимыми нагрузками,

- на отопление, в количестве, определяемом для режима наиболее холодного месяца.

В случае выхода из строя одного котла в котельной II категории количество тепла, отпускаемого потребителю, не нормируется.

Максимальное количество котлов в котельной принимается на основе технико-экономических расчетов. Минимальное количество котлов – два. Для новой котельной рекомендуется устанавливать не более четырех котлов.

В котельных установках должны устанавливаться котлы заводского изготовления, применяя типовые компоновки серийновыпускаемых котлоагрегатов и современные модели вспомогательного оборудования. Целесообразно устанавливать в котельной однотипные котлы с одинаковой производительностью.

Требования при проектировании котельных.

Проектирование новых и реконструкция существующих котельных установок осуществляется в соответствии с утвержденными схемами теплоснабжения. При отсутствии этих схем проектирование допускается на основе технико-экономических обоснований (ТЭО).

Вид топлива для котельной определяется по согласованию с топливоснабжающими организациями в установленном порядке. При этом использование твердого и жидкого топлива на крышных КУ не допускается.

Современные котельные установки должны удовлетворять следующим требованиям:

- минимальные затраты на сооружения КУ,

-применяемое в КУ оборудование должно быть высокоэкономичным и безопасным в эксплуатации,

-все оборудование должно соответствовать требованиям по охране окружающей среды,

-для встроенных, пристроенных и крышных КУ следует применять автоматизированные котельные установки в полной заводской готовности,

-максимальная мощность встроенных котельных на жидком и газообразном топливе до 3,5 МВт, на твердом – до 1,7МВт,

-отдельностоящие КУ следует размещать в центре тепловых нагрузок с учетом розы ветров,

-если требуется отпуск теплоты в виде пара, то котельную установку проектируют с паровыми котлами, в которых предусматривают установку паро-водяных подогревателей для отпуска горячей воды,

-если требуется пар и большое количество воды, то устанавливают и паровые, и водогрейные котлы,

-если требуется только горячая вода, то устанавливают только водогрейные котлы.

Требования к помещениям котельной.

В зависимости от климатических условий котельные установки подразделяются на:

• закрытые, когда все оборудование размещено в помещении котельной,
• полуоткрытые, когда вспомогательное оборудование (насосы, аккумуляторные емкости, деаэраторы)устанавливаются вне здания котельной,
• открытые, когда защищены только котлоагрегаты и имеются закрытые служебные помещения.

Размеры помещения котельной определяются количеством количеством и габаритами размещаемого оборудования. Традиционно котлы располагаются фронтом по прямой линии перпендикулярно наружной стене, в которой есть окна.

Теплофикация от тепловых электрических станций (ТЭС).

Теплофикация: - В комбинированном технологическом процессе теплоэлектроцентрали, называемом теплофикацией, производят два вида энергии: электрическую и тепловую, в отличии от КЭС, в которой производят только электрическую энергию.

В современных ТЭЦ энергетические котлы готовят пар давлением до 300 атм и температурой до 600˚С, электрическая мощность до 1500МВт, тепловая мощность до 6000 МВт (5000 Гкал/час), при этом КПД достигает 70%, в отличии от КЭС, КПД которой до 40%. КЭС, как правило, работает на твердом топливе. Принцип работы заключается в том, что тепловая энергия перегретого пара, полученного в парогенераторе (в котле) преобразуется в паровой турбине в механическую энергию, которая в генераторе преобразуется в электрическую. Отработавший в турбине пар конденсируется. Для увеличения КПД турбины отработавший пар отправляется в конденсатор (теплообменник), в котором понижается давление (повышается вакуум) и понижается температура, а пар превращается в конденсат, который вновь возвращается в парогенератор. Это замкнутый технологический цикл.

1. парогенератор (ПГ),

2. паровая турбина,

3. электрогенератор,

4. преобразователь электроэнергии- трансформатор,

5. конденсатор,

6. конденсаторный насос,

7. регенеративные отборы пара с турбиной,

8. обессоливающая установка,

9. подогреватель паро-водяной низкого давления (ПНД),

10. деаэратор для

дегазации питательной

воды,

11. питательный насос,

Рис.23. Принципиальная схема КЭС

12. пароводяной подогреватель высокого давления (ПВД),

13. блок химводоочистки (ХВО),

14. водогрейный типовой котел (блок из нескольких котлов),

15. блок пароводяных подогревателей сетевой

воды,

16. потребители теплоты ЖКС,

17. блок сетевых насосов,

18. подпиточные насосы.

Рис.24. Принципиальная схема ТЭЦ.

На ТЭЦ комбинированное производство тепло- и электроэнергии способствует более экономичному использованию топлива по сравнению с раздельной выработкой на КЭС и тепловой энергией на котельной установке (КУ). На ТЭЦ используют как органическое топливо, так и ядерное (АТЭЦ).

Основное оборудование Петрозаводской ТЭЦ.

Общая электрическая мощность станции - 280 МВт.

Общая тепловая мощность станции – 689 Гкал/час.

1. Три парогенератора марки БКЗ-420-140, производство Барнаульского котельного завода, 420 тонн/час, 140 атм (14 МПа);
2. Турбина марки ПТ-60, электрическая мощность – 60МВт, тепловая мощность – 139 Гкал/час.
3. Два турбоагрегата Т-110, суммарная электрическая мощность – 220 МВт, суммарная тепловая мощность – 350 Гкал/час.
4. Два водогрейных котла марки КВГМ-100-150, производство Дорогобужского котельного завода, теплопроизводительность (тепловая мощность) 100Гкал/час, температура нагрева воды - 150˚С. Тепловая нагрузка на ТЭЦ неравномерна в течение года, поэтому часть тепла в период пиковых нагрузок вырабатывается (40-50%) пиковыми водогрейными котлами КВГМ-100-150.

Для эффективности работы ТЭЦ рассчитывается ряд показателей. Одним из главных является коэффициент теплофикации ТЭЦ – это доля тепла, отпускаемая основным энергетическим оборудованием при наибольшей нагрузке при общей максимальной нагрузке ТЭЦ.

α_т=, где

Q_турб – часть тепловой нагрузки ТЭЦ, покрываемой теплотой пара из отборов турбины для нагрева сетевой воды в теплообменном аппарате,

Q_мах – максимальная нагрузка ТЭЦ.

Значение α_т составляет0,4…0,7.

Источники теплоснабжения в Карелии.

В Республике Карелия:

• пять ТЭЦ в городах: Петрозаводск, Кондопога, Костомукша, Сегежа, Питкяранта;
• 72 отопительно-производственные котельные установки (ОПКУ) на таких предприятиях, как заводы: «Авангард», «ПетрозаводскМаш», Надвоицкий алюминиевый, «ОТЗ»;
• 382 отопительные котельные установки (ОКУ), 78% из которых имеют отопительную мощность до 5МВт.

Общая выработка энергии муниципальными котельными составляет 900 000 Гкал, работают котельные на твердом топливе: уголь, торф, щепа, биотопливо; на мазуте и газе.

Доля производства тепловой энергии в общем объеме распределяется следующим образом: ТЭИ-33%, районные – 18% (>116 МВт), квартальные – 23% (23-116 МВт), групповые – 17 (3,5-23 МВт), домовые – (<3,5 МВт).

Когенерация – комбинированный процесс одновременного производства тепла и электрической энергии внутри устройства, называемого когенерационной установкой (электростанцией) КЭ.

Такая установка представляет собой высокоэффективное использование первичного источника энергии – газа - для получения двух форм энергии: тепловой и электрической. Главное преимущество КЭ состоит в том, что преобразование энергии здесь происходит с большей эффективностью. Когенерационная установка состоит из газовой турбины генератора, системы отбора тепла и системы управления. Тепло отбирается из выхлопа масляного радиатора и охлаждающей жидкости. В среднем на 100 КВт электроэнергии потребитель получает 150 КВт тепловой энергии для нужд отопления и ГВС.

В настоящее время когенераторы используются на линии ТЭЦ (до 30МВт) – газопоршневая (газотурбинная) установка, работающая на природном газе, биогазе и т.д.

Газо-турбинная установка (ГТУ).

1. компрессор для подачи воздуха в камеру сгорания;

2. камера сгорания;

3. газовая турбина;

4. электрогенератор;

Рис.25. Схема газо-турбинной установки.

Рис.26. Схемы ГТУ - ТЭЦ.

5. котел (утилизатор;

6. газовый подогреватель сетевой воды;

7. воздух;

8. топливо;

9. сетевая вода на входе;

10. сетевая вода на выходе;

11. дымосос

Тригенерация - это комбинированное производство электроэнергии, тепла и холода. При этом холод вырабатывается арсорбционной холодильной машиной, потребляющей не электрическую, а тепловую энергию. Тригенерация выгодна, поскольку дает возможность достаточно эффективно использовать утилизированное тепло не только зимой для отопления, но и летом для кондиционирования помещения или для технологических нужд.

Тепловая схема производственно-отопительной котельной с паровыми котлами.

Назначение: котельная вырабатывает пар на технологические нужды и на пароводяные сетевые подогреватели для нужд жилищно-коммунальной системы (отопление, вентиляция, ГВС).

Рис.27. Тепловая схема производственной котельной

1. паровой котел,
2. расширитель непрерывной продувки(против шлама),
3. насос сырой воды,
4. барбатер,
5. охладитель непрерывной продувки,
6. подогреватель сырой воды,
7. блок ХВО,
8. питательный насос,
9. подпиточный насос,
10. охладитель подпиточной воды,
11. сетевой насос,
12. охладитель конденсата,
13. сетевой подогреватель,
14. подогреватель химически-очищенной воды,
15. охладитель выпара,
16. атмосферный деаэратор,
17. редукционно-охладительная установка РОУ.

Т1-подающий трубопровод ТС

Т2-обратный трубопровод ТС

Т3-трубопровод ГВС

Т4-циркуляционный трубопровод ГВС

Т92-трубопровод давления Р до 0,7 МПа

Т96- трубопровод давления Р до 0,2 МПа

Т97- трубопровод давления Р свыше 1,3 МПа

Т81-конденсатопровод общего назначения

В3-производственный водопровод

В6-трубопровод химически очищенной смягченной воды

В29- трубопровод питательной воды для подачи в котёл

В30- трубопровод подпиточной воды

В32- трубопровод непрерывной продувки

К13- трубопровод самотечной безнапорной канализации, для сливов и дренажей

ЕО-выпуск

Тепловая схема котельной установки включает три технологических цикла:

1. Паровые котлы вырабатывают подогретый пар (Р=1,4 МПа, t= 250˚С). Пар от котлов идет техническим потребителям. Т₉₇ – потребитель, который потребляет пар, и потребитель Т₉₂ –на сетевые пароводяные подогреватели (на ЖСК).
2. Линия подпитки – сырая вода, предварительно подогретая в двух последовательно установленных подогревателях, насосом подается в ХВО. После ХВО вода подогревается в двух пароводяных подогревателях и нагревается после очистки воды в деаэраторе, насосом направляется в котел.
3. Сбор конденсата с производства (Т₉₇, Т₉₂) от пароводяных подогревателей.

Расчет тепловой схемы котельной выполняется для трех режимов: максимально-зимнего, наиболее холодного и летнего месяцев.

Расчетная мощность котельной установки определяется суммой мощностей, требующихся потребителям на технологические нужды, отопление, вентиляцию и ГВС при максимально-зимнем режиме. При определении мощности котельной установки должны учитываться мощности, расходуемые на собственные нужды КУ и покрытие потерь котельной и сетей.

Единичная мощность и число котлоагрегатов выбирается по расчетной мощности, определяемой для максимально-зимнего режима (резервные котлоагрегаты не устанавливаются). При выборе числа котлоагрегатов необходимо учитывать: при выходе из строя наиболее мощного котла, оставшиеся в работе котлы должны обеспечивать технические нужды КУ.

Методология расчета тепловой схемы котельной базируется на решении уравнений теплового и материального баланса, составленного для каждого элемента схемы. Увязка этих уравнений производится в конце расчета в зависимости от принятой схемы котельной установки. Если расхождение предварительно принятых в расчете величин с полученными в результате расчета превышает 3%, то расчет следует повторить, представив в качестве исходных данных полученные значения (полученные значения принятые вновь). В результате расчета выбираются к установке котлы с нагрузкой соответствующей максимально-зимнему режиму. Далее из справочника (или данных завода – изготовителя) составляется таблица технических характеристик котла.

Дымовая труба производственной котельной служит не для создания тяги, а для отвода продуктов сгорания на определенную высоту, при которой обеспечивается рассеивание вредных дымовых газов до допустимых санитарными нормами концентраций в зоне нахождения людей. За стандарт качества воздуха приняты предельно-допустимые концентрации (ПДК) различных токсических веществ в выбросах дымовых газов от котельной установки.

Определение высоты дымовой трубы ведется в соответствии с методикой и санитарными нормами СН369-74 (Расчет рассеивания вредных примесей в атмосфере).

Котельная с водогрейными котлами

Рис. 28. Тепловая схема котельной с водогрейными котлами

Т5 – трубопровод горячей воды, подающий воду для технологических процессов (собственных нужд),

Т6 - трубопровод горячей воды, обратный для технологических процессов.

1. блок водогрейных котлов,

2. сетевой насос,

3. насос сырой воды,

4. подогреватель сырой воды,

5. блок ХВО,

6. подпиточный насос,

7. блок деаэрированной воды,

8. охладитель деаэрированной воды,

9. подогреватель химически очищенной воды,

10. вакуумный деаэратор,

11. охладитель выпара,

12. рециркуляционный насос.

Рекомендации по работе тепловой схемы котельной с водогрейными котлами:

1. Надежность и экономичность водогрейных котлов (ВК) зависит от постоянства расхода пропускаемой через них воды, который не должен снижаться относительно расхода, установленного заводом – изготовителем;
2. Во избежании низкотемпературной и сернокислой коррозии металла со стороны дымовых газов температура воды на входе в котел должна быть не ниже 60-70˚С, а для пиковых водогрейных котлов на ТЭЦ не ниже 110˚С. Для повышения температуры воды на входе в котел устанавливается рециркуляционный насос;
3. В водогрейных котельных установках (ВКУ) устанавливаются вакуумные деаэраторы, который работают при абсолютном давлении 0,03 МПа. Вакуум создается водоструйным эжектором. Выделяющийся пар выполняет работу по деаэрации и напрвляется в охладитель выпара. Температура воды после деаэратора составляет 70˚С. В ВКУ готовят перегретую воду по наиболее распространенным температурным графикам (130-70 или 150-70).

Рекомендации по проектированию отдельно-стоящих котельных установок в блочно-модульном исполнении:

1. Расстояние от жилых и общественных зданий до КУ следует принимать по санитарным нормам допустимого уровня шума жилой застройки, от специальных складов – по специальным нормам, от промышленных зданий – по техническим условиям;
2. Типовая модульная котельная установка включает в себя:
   • водогрейные котлы с газомазутными горелками,
   • водоподготовительную установку,
   • оборудование внутреннего газоснабжения с коммерческим узлом учета газа;
   • систему автоматического контроля загазованности;
   • насосную группу;
   • мембранный расширительный бак;
   • расходный бак химически очищенной воды;
   • узел учета тепловой энергии (теплосчетчики);
   • теплообменники;
   • оборудование КИПиА;
   • сигнализацию;
   • электроснабжение;
3. В автоматической котельной управление котлами и оборудованием при нормальной работе не требует вмешательства оператора;
4. Технические решения при проектировании котельных установок должны соответствовать экологическим, санитарно-гигиеническим и противопожарным требованиям;
5. Требования по проектированию крышных котельных.

· мощность – до 3 МВт,

· топливо – газ,

· температура теплоносителя – не выше 115˚С,

· в качестве источника выбирают только автоматизированные котлоагрегаты полной заводской готовности

· отечественного или импортного производства, прошедший сертификацию

· наличие сигнализации

· автоматика в КУ должна:

-контролировать и управлять работой котлов

-при отключении котла обеспечить работу насоса на 10-15 минут

-поддерживать заданную температуру теплоносителя на обратном трубопроводе за счет работы циркуляционного насоса, который препятствует возникновению низкотемпературной коррозии

-осуществлять подпитку системы при понижении давления теплоносителя при помощи подпиточного насоса

-обеспечивать системы вентиляции, отопления, ГВ теплоносителем в соответствии с температурным графиком

-котельная оборудуется световой и звуковой сигнализацией, которая срабатывает при утечке газа.