Тепловые потери трубопроводов

Суммарные тепловые потери трубопровода определяются по формуле:

(7.3)

где: - действительные удельные тепловые потери изолирован­ным трубопроводом, кДж/(с.м.);

l - длина рассматриваемого участка по генплану,м.

l к – суммарная длина компенсаторов,м.

– коэффициент местных потерь тепла, учитывающий потери фланцев, фасонных частей и арматуры (таблица 8).

 

Таблица 8 - Значение коэффициентов

 

Способ прокладки	Магистральные тепловые сети	Распределительные тепловые сети
Надземная прокладка	1,2	1,3
Бесканальная прокладка	1,1	1,13
В каналах и тоннелях	1,15	1,25

 

Действительные удельные тепловые потери изолированным трубопроводом определяется по формуле:

(7.4)

где: действительное полное термическое сопротивление изолированного трубопровода, м.с.град/кДж.

Величина действительного полного термического сопротивления изолированного трубопровода определяется в зависимости от способа прокладки трубопроводов. Рассмотрим наиболее часто встречающиеся случаи:

а) Надземная прокладка трубопроводов

Полное термическое сопротивление будет равно:

, (7.5)

где: - термическое сопротивление основного изоляционного слоя;

- термического сопротивления защитного покрытия;

- термическое сопротивление теплоотдаче от поверхности

изоляции к окружающему воздуху.

Величина термического сопротивления защитного покрытия обыч­но мала и ею допускается пренебрегать.

Термическое сопротивление основного слоя изоляции определя­ется по формуле:

(7.6)

где - наружный диаметр основного слоя изоляции, м;

- наружный диаметр трубопровода, м;

-коэффициент теплопроводности основного слоя изоляции (приложение 27), кДж/с.м.град);

Наружный диаметр основного слоя изоляции равен:

(7.7)

Термическое сопротивление теплоотдаче от поверхности изоля­ция к окружающему воздуху определяется по формуле:

(7.8)

где: - наружный диаметр защитного покрытия изоляции, равен d_из +(0,01…0,02),м.

- коэффициент теплоотдачи от поверхности изоляционной конструкции в окружающую среду (таблица 9) кДж/(с.м²град). Скорость ветра определяется из приложения 6.

 

Таблица 9 - Коэффициент теплоотдачи от поверхности изоляционной конструкции в окружающую среду.[7]

№№	Условия прокладки трубопроводов	Коэффициент теплоотдачи,кДж/с.м2град)
1.	В непроходных каналах	0,00814
2.	В проходных каналах и тоннелях	0,0105
3.	На открытом воздухе: - при скорости ветра 5 м/с - при скорости ветра 10 м/с - при скорости ветра 15 м/с	0,0209 0,0291 0, 0349

 

б) Бесканальная прокладка трубопроводов

Полное термическое сопротивление будет равно:

 

R¹_т = R_из + R _гр.т +R_о, (7.9)

где: R_из – см. формулу 7.6.

R _гр.т -термическое сопротивление грунта для изолированных труб,

R_о – термическое сопротивление взаимного влияния при двухтрубной прокладке, при однотрубной прокладке R=0.

Термическое сопротивление грунта для изолированных труб определяется по формуле:

R _гр.т = , (7.10)

где: h – глубина заложения трубопровода от поверхности земли до его оси,м.

-коэффициент теплопроводности грунта (таблица 10),кДж/(с.м.град).

 

Таблица 10 - Усредненный расчетный коэффициент теплопроводности грунта.[7]

№	Классификация грунта по влажности	Коэффициент теплопроводности, кДж/(с.м.град)
1.	Маловлажный	0,0017
2.	Влажный	0,0023
3.	Водонасыщенный	0,0029

 

Глубину заложения оси трубопровода следует принимать с учетом следующего условия:

h = h_{1 + ,} м (7.11)

где: h₁ – заглубление трубопровода от поверхности земли до верха защитной оболочки, h₁ 0,7 м.[8]

 

Термическое сопротивление взаимного влияния при двухтрубной прокладке трубопроводов определяется по формуле:

, (7.12)

где: h_о –горизонтальное расстояние между осями труб,м.

Расстояние между осями труб для бесканальной прокладки принимается из приложения 29, для канальной прокладки - из приложения 30.

 

в) Прокладка в непроходных каналах.

Полное термическое сопротивление будет равно:

 

R¹_т = R_из + R_н + R_кан + R _гр.к +R_о, (7.13)

где: R_из, R_н, R_о – см.формулы 7.6,7.8,7.7.12.

R_кан - термическое сопротивление теплоотдаче от воздуха к стенке канала,

R _гр.к - термическое сопротивление грунта для канала.

Термическое сопротивление теплоотдаче от воздуха к стенке канала определяется по формуле:

, (7.14)

где: - коэффициент теплоотдачи от воздуха в канале к его внутренней поверхности, =0,00814 кДж/(с.м² град).[7]

- диаметр эквивалентный внутреннему периметру сечению канала, м.

Эквивалентный диаметр можно определить:

 

d_эк = П_в/ , м (7.15)

где: П_в –внутренний периметр сечения канала (приложение 30),м.

Термическое сопротивление грунта для канала определяется по формуле:

R _гр.к = (7.16)

где: h – глубина заложения оси трубопровода, м.

 

Глубину заложения оси трубопровода следует принимать с учетом следующего условия:

h = h₂ + h_к/2,м. (7.17)

где: h_к –высота канала (приложение 30), м.

h₂ –заглубление канала от поверхности земли до верха перекрытий каналов и тоннелей, h₂ 0,5 м.[8]

 

г) Прокладка в проходных каналах и тоннелях

Полное термическое сопротивление определяется также, как для надземной прокладки.

Согласно СНиП [8] температура на поверхности теплоизоляционной конструкции в тоннелях, коллекторах, камерах и в других местах, доступных обслуживанию должна быть не более 60⁰С. Действительная температура на поверхности изоляции определяется по формуле:

, ⁰С. (7.18)

 

8. ВЫБОР ТЕПЛОФИКАЦИОННОГО ОБОРУДОВАНИЯ ИСТОЧНИКА ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ

 

Выбор основного теплофикационного оборудования источника теплоснабжения определяется характеристиками обслуживаемых тепловых потребителей, поэтому необходимо иметь полное представление о характере, емкости, параметрах, режиме работы и динамике развития всех видов потребителей теплоты. Источники теплоснабжения можно разбить на две группы: теплоэлектроцентрали ('ТЭЦ) и котельные.3адача теплофикационного оборудования заключается в подготовке теплоносителя к транспортировке по тепловой сети и в приёме использованного теплоносителя. Технологические схемы котельных и ТЭЦ содержат ряд звеньев одинакового значения, по этому, для них используется однотипное оборудование.

 

Выбор оборудования ТЭЦ

Характер теплофикационного оборудования зависит от профиля ТЭЦ и типа системы теплоснабжения, а также от того входит ТЭЦ ы энергосистему или работает отдельно. При водяных системах теплоснабжения основное теплофикационное оборудование включает в себя: пароводяные подогреватели, подпиточные установки, сетевые и подпиточные насосы. При паровых системах паропреобразовательные, компрессорные редукционно-охладительные и конденсаторные установки.

Отпуск пара тепловым потребителем от ТЭЦ производится следующим образом:

а) из отборов или из противодавления турбин;

б) от паропреобразовательных установок, обогреваемых паром из отборов или их противодавления турбин;

в) от термокомпрессоров, пар к которым поступает из отборов турбин или частью из отборов турбин, частью из парогенераторов;

г) из парогенераторов непосредственно или через редукционно-охладительные установки (РОУ).

На современных ТЭЦ в СССР устанавливают теплофикационные турбины мощностью 50 – 250 МВт двух основных типов: конденсационные с отбором пара (Т, ПТ) и с противодавлением (Р,ПР). Турбины типа Т имеют теплофикационный регулируемый отбор пара, который направляется в расположенные на ТЭЦ подогревательные установки для подогрева воды, используемой в качестве теплоносителя для целей отопления, вентиляции и горячее водоснабжение. В турбинах типа ПТ имеется два отбора пара: теплофикационный и производственный. Параметры турбин Т и ПТ приведены в приложении 32. Турбины типа ПР имеют два отбора пара, которые используются для подогрева воды. В турбинах типа Р отработавший пар из противодавления используется для снабжения технологических потребителей. Параметры турбины Р и ПР приведены в приложении 33.

При выборе типа турбин определяющими являются параметры и ёмкость тепловых потребителей и, в частности давление и расход пара на технологическую нагрузку или тепловая нагрузка коммунально-бытового потребителя. Единичная мощность и тип агрегатов выбирается наиболее крупными наиболее высокими начальными параметрами пара. На ТЭЦ устанавливается не менее двух турбин для обеспечения капитального ремонта. В горнодобывающей, химической, металлургической и ряде других отраслей промышленности прекращение питания электроэнергией приводит к опасным авариям. Поэтому на изоляционной ТЭЦ выбирают не менее трех турбогенераторов и часто устанавливают резервный турбогенератор.

Конденсационные турбины с отборами пара типа Т и ПТ являются универсальными. Однако средний удельный расход теплоты на выработанной 1 кВт.ч., у этих турбин больше чем у турбин с противодавлением. Если номинальная производительность отбора используется менее 2000 ч/год то устанавливаются турбины типа Т. Турбины тип ПТ выбирается в случае длительного использования производственного отбора.

У турбин с противодавлением средний удельный расход теплоты на выработку 1кВт.ч меньше, чем у конденсационных. Однако эти турбины имеют жесткую зависимость между развиваемой ими электри­ческой мощности и тепловой нагрузкой, поэтому они используются для покрытия "базовой" части графика тепловой нагрузки (производ­ственной паровой нагрузки). В переменных условиях промышленного потребления более гибки турбины с производственным отбором пара. Правильное сочетание турбин различных типов для покрытия тепло­вой нагрузки позволяет наилучшим образом использовать преимущество этих турбин.

На ТЭЦ имеющих большой отпуск пара технологическим потреби­телям и значительные внешние потери конденсата, применяются паропреобразовательные установки. В них первичный греющий пар отдаёт своё тепло вторичному пару. Конденсат первичного греющего пара сохраняется на ТЭЦ и используется для питания парогенераторов. Вторичный пар направляется внешним потребителям. Следует иметь в виду, что применение паропреобразователей приводит к снижению выработки электроэнергии на тепловом потреблении. Параметры паропреобразователей, выпускаемые нашей промышленностью, приведены в приложении 34.

Редукционно-охладительные установки применяются для снижения давления и температуры острого пара. В нормальных условиях РОУ предназначаются для резервирования регулируемых отборов или противодавления турбин паром от парогенераторов и включаются только при выходе из работы турбоагрегатов, а также в периоды максимальной паровой нагрузки ТЭЦ при недостатке пара из отборов турбин. В некоторых случаях, когда давление пара в отборах или противодавлении турбин не соответствует давлению, требуемому отдельными потребителями, применяется постоянно действующие РОУ.

Производительность РОУ, служащих для резервирования производственных отборов пара, принимается равной отбору дара данных параметров одной турбины. Производительность постоянно действующих РОУ определяется по максимальному расчетному расходу па­ра данного давления потребителя. При этом предусматривается резервная РОУ, если данной потребитель не допускает перерыва в подаче пара. Парогенераторы редукционно-охладительных установок приведены в приложении 35.

Термокомпрессоры применяются для повышения давления пара отпускаемого потребителем из отбора или противодавления турбин, до требуемого значения. Применение паровых компрессоров позволяет уменьшить расход острого пара на теплоснабжение и собственные нужды за счет использования низкопотенциальных паровых отходов станции. Повышение давления пара создается чаще всего в компрессорах.

Подогрев горячей воды, направляемой в тепловую сеть, производится на ТЭЦ в специальных подогревательных установках, обогреваемых паром из отборов или противодавления турбин, а на некоторых ТЭЦ частично в водогрейных котлах. На ТЭЦ с турбогенераторами малой мощности устанавливается общая центральная подогревательная установка которая включает в себя подогреватели, сетевые насосы и подпиточные устройства. На ТЭЦ большой мощности подогреватели воды и сетевые насосы устанавливаются индивидуально к каждому агрегату, при этом подпиточные устройства сооружаются централизованными для всей ТЭЦ.

Выбор оборудования подогревательных установок производятся исходя из следующих основных положений. Энергетическая эффективность одноступенчатой схемы является очень низкой из-за чрезмерного давления отработанного пара и соответствующего сокращения удельной выработки электроэнергии на базе отпускаемого тепла. Значительное повышение энергетической эффективности обеспечивается при переходе к двухступенчатой или трехступенчатой схеме подогрева сетевой воды, при которой функции первой ступени выполняют основные подогреватели сетевой воды, обогреваемые паром при давлении 0,09 - 0,12 МПа из отборов противодавления турбин. Такие давления обеспечивают подогрев воды до 85 - 104 °С. Роль второй ступени подогрева выполняют подогреватели сетевой воды, обогреваемые свежим паром от парогенераторов, который дросселируется в РОУ до давления 0,7…1,4 МПа. При больших тепловых нагрузках в места подогревателей уславливаются пиковые водогрейные котлы.

Суммарная теплопроизводительность подогревателей и водогрейных котлов должна быть равна максимальному расходу теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. Резервные подогреватели и водогрейные котлы не устанавливаются. Распределение тепловой нагрузки между ступенями производится с учетом коэффициента теплофикации.

Тепловая производительность основного подогревателя будет равна:

(8.1)

где: - максимальный расход тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение, кДж/с;

- оптимальный коэффициент теплофикации района, в рас­четах можно принимать в пределах 0,4 … 0,6.

 

Тепловая производительность пикового подогревателя или водогрейного котла будет равна:

, (8.2)

По известной теплопроизводительности подогревателя определяется необходимая площадь поверхности нагрева:

(8.3)

где: - коэффициент теплопередачи подогревателя,

- средний теплофикационный напор в подогревателе, °С.

При достаточной чистоте поверхности нагрева, высоких скоростях воды и надежном дренаже конденсата и воздуха из парового пространства в теплофикационных пароводяных подогревателях коэффициент теплопередачи будет равен 3…4 кДж/(с.м².град).

Средний температурный напор в подогревателе при противотоке теплоносителей определяется по формуле

 

, (8.4)

где: - температура пара на входе в подогреватель, °С;

- температура конденсата на выходе из подогревателя, °С;

и - температуры сетевой воды на выходе из подогревателя и на выходе в него (для соответствующей ступе­ни), °С;

Температура пара на входе в подогреватель при пароснабжении из отборов турбин принимается по приложению 32,33, при пароснабжении из парогенератора через РОУ принимается по приложению 37.

Температуру конденсата можно принимать равной температуре насыщения при соответствующем давлении (приложение 10).

При необходимой площади поверхности нагрева подбирается подогреватель из числа выпускаемых промышленностью. Для подогрева сетевой воды применяются вертикальные и горизонтальные пароводяные подогреватели. На ТЭЦ с турбоагрегатами единичной мощностью до 50 МВт преимущественно применяются вертикальные пароводяные подогреватели с прямыми трубками (приложение 37). Пароводяные подогреватели теплофикационных турбин большой мощности выполняются горизонтальными (приложение 38). Основные данные стальных водогрейных котлов приведены в приложении 36.

Для удовлетворения "пиковой" тепловой нагрузки на современных ТЭЦ обычно используются водогрейные котлы, работающие на газомазутном топливе (приложение 36). На ТЭЦ, работающих на твер­дом топливе, «пиковую» нагрузку можно также покрывать из паровых котлов низкого и среднего давления, пар которых используется для подогрева сетевой воды в пароводяных подогревателях (приложение 39).

Паропроизводительность и количество парогенераторов на ТЭЦ выбирают по суммарной потребности в паре и количеству паровых турбин. При этом за счет пара энергетических парогенераторов по­крывается "базовая" составляющая тепловой нагрузки, после того как энергия пара будет частично использована в турбинах для вы­работки электрической энергии. Количество парогенераторов не обязательно равно количеству турбин.

На мощных ТЭЦ применяется блочная компоновка (моноблок: парогенератор- турбина, или дубль–блок: два парогенератора–турбина). При этом резервный парогенератор не устанавливается (резерв по теплофика-ционной нагрузке предусматривают при выборе пиковых водогрейных котлов).

На ТЭЦ с производственной нагрузкой обычно применяют схемы с поперечными связями по острому пару и устанавливают резервный парогенератор. Для обеспечения надежности теплоснабжения на станции должно быть установлено не менее трех-четырех парогенераторов одинаковой теплопроизводительности.

Параметры энергетических парогенераторов высокого давления приведены в приложении 40.

Выбор насосов зависят от типа подогревательной установки, т.е. могут быть центральные подогревательные установки, которые включают в себя сетевые насосы и подпиточные устройства и могут быть индивидуальные подогревательные установки, которые включа­ют а себя сетевые насосы, но при этом подпиточные устройства сооружаются централизованными для всейТЭЦ.

Количество насосов должно приниматься:

- сетевых не менее двух, из которых один является резерв­ным, при четырех рабочих сетевых насосах в одной группе допускается резервный насос не устанавливать,

- подкачивающих - не менее трех, из которых один является резервным;

- подпиточных - в закрытых системах теплоснабжения не менее двух, в открытых системах не менее трех, из которых один являет­ся резервным;

- в узлах деления водяной сети на зоны в закрытых системных устанавливается один подпиточный насос, в открытых системах один рабочий и один резервный.

Для выбора типа насоса необходимо знать его производитель­ность и развиваемый напор. В приложении 41 приведены характерис­тики насосов для тепловых сетей.

Согласно СНиП [8] производительность рабочих насосов должна приниматься:

- сетевых и подкачивающих насосов для закрытых систем теплоснабжения в отопительный период – по суммарному расчетному часовому расходу воды;

- сетевых и подкачивающих насосов на подающих трубопроводах тепловых сетей для: открытых систем теплоснабжения в отопительный период - равной сумме максимальных часовых расходов на отопление и вентиляцию и среднечасового расхода воды на горячее водоснаб­жение с коэффициентом 1,2;

- подкачивающих насосов для открытых систем теплоснабжения на обратных трубопроводах тепловых сетей в отопительный период по суммарному расчетному расходу воды;

- сетевых и подкачивающих насосов для закрытых и открытых систем теплоснабжения в летний период по максимальному часовому расходу воды на горячее водоснабжение в летний период (на 20% ниже чем, расход воды в отопительный период).

Производительность рабочих подпиточных насосов в закрытых системах теплоснабжения должна приниматься равной расходу воды на компенсацию утечки из тепловой сети (0,5% объема воды в тру­бопроводах тепловой сети), в открытых системах - равной суме максимального часового расхода воды на горячее водоснабжение и расхода вода на компенсацию утечки.

Рабочий напор сетевых насосов закрытой водяной сети при суммарных расчетных расходах воды должен быть равен:

(8.5)

где: - потеря напора в подогревательной установке станции, типовой котельной и станционных коммуникациях, м;

и - потери напора в подающей и обратной линиях тепло­вой сети, м.

- располагаемый напор на абонентском вводе, м;

Напор подкачивающих насосов должен определяться по пьезо­метрическому графику.

Напор подкачивающих насосов должен определяться из условия поддержания в водяных тепловых сетях статического давления .

Напор насосов, устанавливаемых у паровых абонентов для от­качки конденсата на станцию должен быть равен:

(8.6)

где: - потеря напора в конденсатопроводе на участке от сборного бака абонента до приемного бака станции при расчетном расходе конденсата в конденсатопроводе, м;

- разность геодезических отметок бака станции и бака абонента (может иметь отрицательное значение),м.