Повышение технико – экономической эффективности работы тепломеханического оборудования теплосетей в условиях ТЭЦ

Министерство образования и науки Республики Казахстан Карагандинский университет Бизнеса Управления и Права Бизнес-колледж «Допущен к защите» Директор колледжа ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ На тему: «Повышение технико – экономической эффективности работы тепломеханического оборудования теплосетей в условиях ТЭЦ» Специальность 2201002 – «Теплоэнергетические установки тепловых

электрических станций» Выполнил Научный руководитель Караганда 2011 Учащийся Форма обучения Очная Группа кТЭ-07(3,5) Направление подготовки / специальность: 2201002– «Теплоэнергетические установки тепловых электрических станций» 1.

Тема Повышение технико – экономической эффективности работы тепломеханического оборудования теплосетей в условиях ТЭЦ 2. Дата выдачи темы «5» января 2010 г. 3. Календарный график выполнения и содержание пояснительной записки. Наименование этапа работы Планируемый срок окончания этапа Фактический срок окончания этапа 1. Альтернативные системы теплоснабжения с использованием тепловых

насосов. 1.1 Понятие теплового насоса 1.2 Устройство теплового насоса 1.3 Принцип действия теплового насоса 1.4 Источники энергии 1.5 Грунт как источник низкопотенциальной тепловой энергии 1.6 Виды систем использования низкопотенциальной тепловой энергии земли 1.7 Тепловые насосы в жилых помещениях 1.8 Категории, виды и функции тепловых насосов.

Тепловые насосы типа «воздух-воздух» 1.9 Преимущества и ограничения замкнутых теплонасосных систем 1.10 Тепловые насосы в Европе – сколько и какие 1.11 Виды установленных систем Выводы 05.01-2. Компрессор - элемент теплового насоса 2.1 Историческая справка 2. Классификация компрессоров 2.3 Объемные компрессоры 2.4 Динамические компрессоры 2.5

Насосы трения и инерции Выводы 12.01 – 3. Применение теплового насоса для теплоснабжения жилых зданий. 3.1 Расчет теплового насоса и его оборудования 3.2 Расчет горизонтального коллектора теплового насоса 3.3 Расчет зонда Выводы 29.01 – 4. Экономическая эффективность применения теплового насоса для

отопления жилых зданий. 4.1 Экономический расчет местной системы отопления жилого дома, без теплового насоса (с помощью электрических тэнов) 4.2 Экономический расчет отопления жилого дома, с применением теплового насоса 5.Охрана труда и техника безопасности 09.02 – 6. Оформление пояснительной записки. Прохождение нормоконтроля 15.02 – 7.Срок представления учащимся законченного проекта : «22» февраля 2011г.

Руководитель (подпись) Консультанты по разделам: Охрана труда Исаев В.Л. « » 2011 год Экономика Жилкин В.С. « » 2011 год. Нормоконтроль Краснов А.М.« » 2011 год. Учащаяся Калиниченко Д.И. Аннотация В данном дипломном проекте разработаны технические мероприятия по повышению эффективности работы тепловых сетей в условиях ТЭЦ – 3 г.Караганды.

На основании гидравлического и теплотехнического расчетов тепловых сетей по температурному графику 150/0С установлено, что снижение циркуляции от 7500 т/ч до 6386 т/ч приводит к устранению среза по температуре от 13,0С при подпитке 3281 т/ч. В дипломном проекте установлено, что при расчетной циркуляции 6386 т/ч при температуре наружного воздуха t = - 320С обеспечивается оптимальный теплосъем с турбоустановки 749 Гкал/ч. Содержание Введение 1 Техническое состояние теплофикационного оборудования и тепловых сетей

в условиях КарТЭЦ - 1.1 Принципиальная тепловая схема тепломеханического оборудования КарТЭЦ -1.2 Схема подключения и техническое состояние теплофикационного оборудования ТЭЦ – 1.3 Температурный и гидравлический режимы теплосетей 2 Гидравлический и температурный режимы тепловых сетей 2.1 Методы гидравлического расчета тепловых сетей 2.2.

Расчет пропускной способности трубопроводов водяных, паровых и конденсационных тепловых сетей. 3. Расчетные расходы теплоносителя 4. Схемы тепловых сетей 5. Эксплуатация тепловых сетей 3 Разработка оптимальных гидравлического и температурного режимов тепловых сетей, обслуживаемых КарТЭЦ – 3.1 Разработка комплекса технических мероприятий по повышению эффективности работы котельного и турбинного оборудования в условиях

КарТЭЦ -3.2 Расчет гидравлического и температурного режимов теплосети КарТЭЦ -4 Технико – экономическая эффективность и охрана труда 4.1 Экономическая эффективность предлагаемых мероприятий 4.2 Техника безопасности и охрана труда в эксплуатационном районе Заключение Список использованной литературы Введение

В последние годы из-за увеличения потребности населения, различных промышленных отраслей и социальной сферы в дешевой тепловой энергии на фоне ухудшающейся экологической обстановки (выбросы в атмосферу продуктов сгорания химического топлива, загрязнение водоемов ядосодержащими продуктами работы промышленных предприятий) проблема повышения технико – экономических и экологических показателей тепловых электрических станций и тепловых сетей, решаемая путем организации технических мероприятий по повышению располагаемых

напоров и снижению расходимости по температуре прямой и обратной в трубопроводах, становится актуальной. Очень остро данный вопрос проявляется на примере развитых в промышленном отношении городов Казахстана, в частности для теплоснабжения г. Караганды, что определяет актуальность выбранной темы данного дипломного проекта. Расчет гидравлического и температурного режимов тепловых сетей, в сочетании с изучением оптимального режима работы теплофикационного оборудования тепловой электрической станции

(подогреватели сетевой воды (бойлера), конденсатные, сетевые и циркуляционные насосы), должен опираться на изучение существующей гидравлики тепловых сетей, видов, процессов и оборудования производства, правил технической эксплуатации и устройств теплотехнических установок. Анализ технико-экономических показателей работы теплофикационного оборудования тепловых сетей в условиях ТЭЦ – 3 г. Караганды указывает на низкие теплотехнические параметры подогревателей сетевой воды, циркуляционных

и сетевых насосов и как следствие на низкие располагаемые напоры у потребителей. При таких условиях организация технических мероприятий по повышению технико – экономической эффективности работы Карагандинской ТЭЦ – 3 становится наиболее актуальной в рамках решения вопросов по улучшению показателей системы горячего водоснабжения г. Караганды. Целью данного дипломного проекта является разработка оптимальных гидравлического и температурного режимов

работы тепловых сетей, обеспечиваемых горячей водой от ТЭЦ – 3 г. Караганды. Для достижения поставленной цели были поставлены следующие задачи: 1. Изучение существующих гидравлического и температурного режимов работы тепловых сетей от ТЭЦ -3 г.Караганды. 2. Анализ технического состояния теплофикационного оборудования и тепловых сетей в системе горячего водоснабжения от ТЭЦ-3 г. Караганды.

3. Теплотехнический расчет теплофикационного оборудования в условиях ТЭЦ-3. 4. Разработка технических мероприятий по достижению оптимальных гидравлического и температурного режимов работы тепловых сетей для ТЭЦ-3 г.Караганды. 1 Техническое состояние теплофикационного оборудования и тепловых сетей в условиях Карагандинской ТЭЦ - 3 1.1 Принципиальная тепловая схема тепломеханического оборудования

Карагандинской ТЭЦ -3 ТЭЦ-3 – круглогодичный источник электрической энергии и тепла, сетевой воды с давлением в подающем трубопроводе 14 ати, в обратном трубопроводе 1 ати, имеет семь котлов БКЗ -420 -140 -5, производительностью 420 т/час, 250 Гкал, давлением острого пара 140 ата, температурой перегретого пара 560°С. КПД станции 98,8%. Расчётный циркуляционный режим 11945 т/ч, подпитка 2800 т/ч.

На каждом котле по четыре бункера и по четыре мельницы, пылепроизводительностью 18 т/ч экибастузского угля. В каждом котле расположены четыре двухпоточные горелки. Марки насосов, установленные на втором подъёме: СЭ-2500/180, с рабочим давлением на входе насосов 8 кгс/см2; электородвигатели типа 2А- 3М-1600/600 у4, 4А-3М31600/600 ухл4, мощностью 1460 кВт, с частотой вращения 2975 оборотов в минуту. В принципиальной тепловой схеме тепломеханического оборудования

ТЭЦ – 3 (рисунок 2): ЦТРП-1 – центральный тепловой распределительный пункт, К/А – котельный агрегат, ЦВД – цилиндр высокого давления, ЦСД – цилиндр среднего давления, ЦНД – цилиндр низкого давления, ПСН – подпорные сетевые насосы первого подъёма, ПСГ - 1,2 – подогреватели сетевые горизонтальные, КЭН – конденсатный электронасос,

ПНД – подогреватель низкого давления (4 подогревателя), ПВД – подогреватели высокого давления (3 подогревателя), ПЭН – подогревательный электронасос, ПСВ – подогреватель сетевой воды, СЭН – сетевые электронасосы второго подъёма, АБ – аккумуляторные баки. Тепловая схема ТЭЦ-3 включает шесть насосов подпитки тепловой сети.

Деаэраторы ДВ-800 шестиатмосферные в количестве 11 штук, четыре турбоагрегата Т-110/120-130-3, номинальной электрической мощностью 110 МВт, тепловой мощностью 175 Гкал/час, номинальный расход пара 480 т/час, расход пара в конденсатор 18 т/ч, общей мощностью 700 Гкал/час. Имеет в своём составе 8 бойлеров турбин ПСГ, с теплообменной площадью нагрева 2300 м2, и пиковые бойлера в количестве 11 штук с теплообменной

площадью 500 м2. Водоснабжение станции осуществляется по двум трубопроводам диаметром 900 и 1000 мм питьевой водой. Основным топливом является Экибастузский уголь. Резервное топливо – мазут, который используется для растопки котлов и подсветки при отключении пылесистем. Запас мазута хранится в трёх баках общей ёмкостью 2100 м3. Годовой расход мазута – 3,701 тыс.тн. или 5041 т.у.т что составляет 0,41% от общего количества условного

топлива. 1.2 Схема подключения и техническое состояние теплофикационного оборудования ТЭЦ – 3 С ТЭЦ-3 выходят две очереди, диаметром 1000 мм и 1200 мм, доходят до ЦТРП-1. ЦТРП-1 располагается после ТЭЦ-3, здесь идёт распределение теплоносителя по трём магистралям: М-4А диаметром 1200мм, М-4 диаметром 820мм, М-3 диаметром 800мм. Технологическая схема магистралей приведена на рисунке 1.

На ЦТРП-1 установлены три насоса марки 200Д-90, производительностью 594 м3/час, напором водяного столба 35 м, диаметром рабочего колеса 500 мм. Три электродвигателя: два электродвигателя типа М-280М2-4, мощностью 200 кВт, 1480 оборотов в минуту, два электродвигателя типа М-280МL-6, мощностью 132 Квт,1000 оборотов в минуту. Установленная мощность 532 кВт. На ЦТРП-1 имеются два бака-аккумулятора по 2000 м3 каждый.

Теплотрасса М-4 обслуживает зону «Сельмаш», теплотрасса М-3 обслуживает остальные районы Майкудука: микрорайоны 18,19, 1 и 2 кварталы, улицы Белинского, Архитектурная, Щорса, Лихачёва. М-4А проходит транзитом через Майкудук и в П-5 соединяется с М-3. У ОН-87 с М-3 отходит отпайка М-5 на мкр. Степные 1,2,3,4, мкр. 27,28/1,28/2,29, 30.

У ОН-87 с М-3 отходит отпайка М-10 на Гульдер,1,2. Далее от ОН-87 проходит М-3б до конечных потребителей улицы Ермекова. С ТЭЦ-3 выходит ещё одна трасса М-8 диаметром 800мм до Пришахтинска и Сортировки. Организация, транспортирующая тепловую энергию от источника до потребителя, называется ТОО «Теплотранзит Караганда», которая поддерживает температурный и гидравлический режимы

на тепловых сетях и на вводах потребителей. На тепловых сетях г. Караганды расположены двенадцать магистральных насосных, на одной из которых работают баки-аккумуляторы, предназначенные для поддержания гидравлического режима. На распределительных тепловых сетях расположены 48 насосных станций, узлов смешивания, ЦТП, которые работают в различных режимах: подмес-подкачка, откачка, подмес-откачка, подкачка.

В отопительный период 2010-11г. работали по температурному графику 150/70 0С. Тепловые сети Юго-Востока и центра города имеют кольцевую схему работы, остальные районы радиальную. На Карагандинской ТЭЦ – 3 основными подогревателями сетевой воды являются ПСГ №1 – 2300 –2-8-1, ПСГ № 2 –2300-3-8-1. Пар на них поступает из теплофикационных отборов турбин, имеющих тепловую мощность 87,5 Гкал/ч при расходе пара на турбину 485т/ч, с параметрами t = 5550С,

Р = 130 кгс/см2. Теплопроизводительность отборов ТГ ПСГ и ПСВ - 692 Гкал/ч. Теплопроизводительность ПБ и ПГВ 510 Гкал/ч. Итого расчетная теплопоизводительность теплообменного оборудования ТЭЦ - 1202 Гкал/ч. В котельном цехе ТЭЦ – 3 установлены 7 котлов БКЗ – 420 – 140, с параметрами пара за котлом t= 5600С,

Р=140 кгс/см2 теплопроизводительностью 250Гкал/ч. 7х250 = 1750 Гкал/ч (рисунок 3). 1.3 Температурный и гидравлический режимы тепловых сетей Располагаемая тепловая мощность ТЭЦ – 3 - 745,88 Гкал/ч, позволяет при циркуляции 11945т/ч и подпитке 2800 т/ч нагреть воду до 1030С при темпертуре наружного воздуха -130С. При дальнейшем понижении температуры наружного воздуха, температура теплоносителя и соответственно

температура в помещениях будет снижаться. Производительность насосного оборудования и пропускная способность теплообменных аппаратов позволит поддерживать циркуляцию 11500 – 12000 т/ч. Увеличение располагаемой мощности станции до 928 Гкал позволит снять данную проблему. Рисунок 2. Принципиальная схема подключения теплофикационного оборудования ТЭЦ - 3 Рисунок 3. Схема тепловых отборов с турбинной установки

Т – 100 – 130 КарТЭЦ -3 Таблица 1 - Фактически исполняемый ТЭЦ-3 температурный график 150/70 0С с учётом ГВС Необходимое тепло для нагрева подпитки до t обратки, Гкал/ч Необходимое тепло для нагрева теплосети с tобр до tпр. по графику, Гкал/ч Необходи-мое тепло для нагрева теплосети по графику, Гкал/ч Температура наружного воздуха Температура прямой сетевой воды от

ТЭЦ расчётная Т2 обратной сетевой воды расчётная 8 65,0 42,8 119,784 265,4179 385,2019 7 65,0 42,3 118,44 271,1515 389,5915 6 65,0 41,8 116,928 277,6018 394,5298 5 65,0 41,2 115,444 283,9327 399,3767 4 65,0 40,7 113,988 290,1441 404,1321 3 65,0 40,2 112,504 296,4749 408,9789 2 65,3 39,8 111,496 303,8808 415,3768 1 67,9 40,9 114,408 322,9928 437,4008 0 70,5 41,9 117,264 342,1048 459,3688 -1 73,1 42,9 120,092 361,2168 481,3088 -2 75,7 43,9 122,892 380,3288 503,2208 -3 78,3 44,9 125,636 399,4408 525,0768 -4 80,9 45,9 128,38 418,5528 546,9328 -5 83,5 46,8 131,068 437,6648 568,7328 -6 86,0 47,8 133,728 456,7768 590,5048 -7 88,5 48,7 136,36 475,8888 612,2488 -8 91,1 49,6 138,964 495,0008 633,9648 -9 93,6 50,6 141,568 514,1128 655,6808 -10 96,1 51,5 144,116 533,2248 677,3408 -11 98,6 52,4 146,664 552,3368 699,0008 -12 101,1 53,3 149,156 571,4488 720,6048

-13 103,6 54,2 151,648 590,5608 742,2088 -14 103,5 53,6 149,996 596,4139 746,4099 -15 102,8 52,6 147,308 599,0418 746,3498 -16 102,0 51,7 144,676 601,6697 746,3457 -17 101,3 50,7 142,044 604,2976 746,3416 -18 100,6 49,8 139,44 606,9255 746,3655 -19 99,9 48,9 136,808 609,5534 746,3614 -20 99,2 47,9 134,204 612,1813 746,3853 -21 98,5 47,0 131,628 614,6897 746,3177 -22 97,8 46,1 129,052 617,3176 746,3696 -23 97,1 45,2 126,476 619,9455 746,4215 -24 96,4 44,3 123,9 622,454 746,354 -25 95,7 43,3 121,352 625,0819 746,4339 -26 95,0 42,4 118,804 627,5903 746,3943 -27 94,3 41,5 116,256 630,2182 746,4742

-28 93,6 40,6 113,736 632,6072 746,3432 -29 92,9 39,7 111,188 635,2351 746,4231 -30 92,2 38,8 108,668 637,7436 746,4116 -31 91,5 37,9 106,148 640,252 746,4 -32 90,8 37,0 103,628 642,7605 746,3885 Таблица 2 - Требуемый температурный график с учётом ГВС при располагаемом тепле ТЭЦ - 927,6 Гкал/ч заданной циркуляции 11945 т/ч и подпитке 2800 т/ч. Температура наружного воздуха Температура прямой сетевой воды от

ТЭЦ расчётная Т2 обратной сетевой воды расчётная Т3 t смеси 8 65,0 42,9 49,8 7 65,0 42,3 49,4 6 65,0 41,8 49,0 5 65,0 41,2 48,7 4 65,0 40,7 48,3 3 65,0 40,1 47,9 2 65,5 39,9 47,9 1 68,2 41,0 49,5 0 70,8 42,0 51,0 -1 73,4 43,0 52,5 -2 76,0 44,0 54,0 -3 78,6 45,0 55,5 -4 81,1 45,9 56,9 -5 83,7 46,9 58,4 -6 86,3 47,9 59,9 -7 88,8 48,8 61,3 -8 91,3 49,7 62,7 -9 93,8 50,6 64,1 -10 96,4 51,6 65,6 -11 98,9 52,5 67,0 -12 101,4 53,4 68,4 -13 103,9 54,3 69,8 -14 106,3 55,1 71,1 -15 108,8 56,0 72,5 -16 111,3 56,9 73,9 -17 113,7 57,7 75,2 -18 116,2 58,6 76,6 -19 118,6 59,4 77,9 -20 121,1 60,3 79,3 -21 123,5 61,1 80,6 -22 126,0 62,0 82,0

-23 128,4 62,8 83,3 -24 130,8 63,6 84,6 -25 133,2 64,4 85,9 -26 135,6 65,2 87,2 -27 138,0 66,0 88,5 -28 140,4 66,8 89,8 -29 142,8 67,6 91,1 -30 145,2 68,4 92,4 -31 147,6 69,2 93,7 -32 150,0 70,0 95,0 При заданной циркуляции 11945 т/ч, подпитке – 2800 т/ч, температурный график 150/700С – выполним при условии, если на Карагандинской ТЭЦ-3 произведут работы по поднятию располагаемой мощности до установленной. При этом появится возможность избежать недогревов помещений, а также стабилизировать гидравлический

режим тепловых сетей. Выводы: В данной главе выполнено следующее: 1. Рассмотрена существующая принципиальная тепловая схема (ПТС) подключения теплофикационного оборудования Карагандинской ТЭЦ -3; 2. Выполнен анализ технико – экономической эффективности работы тепловых сетей, обслуживаемых ТЭЦ – 3; 3. Изучен классический температурный график 150/700С, уточнённый с учётом ГВС; 4. Исследован требуемый температурный график с учётом

ГВС при располагаемом тепле ТЭЦ - 927,6 Гкал/ч заданной циркуляции - 11945 т/ч и подпитке - 2800 т/ч. 2 Гидравлический и температурный режимы тепловых сетей 2.1 Методы гидравлического расчета тепловых сетей 2.1.1 Задачи гидравлического расчета тепловых сетей Основной задачей гидравлического расчета является определение диаметров трубопроводов, а также потерь давления на участках тепловых сетей.

По результатам гидравлических расчетов разрабатывают гидравлические режимы систем теплоснабжения, подбирают сетевые и подпиточные насосы, авторегуляторы, дроссельные устройства, оборудование тепловых пунктов. Гидравлический расчет тепловой сети производится с целью определения гидравлического сопротивления каждого участка тепловой сети, начиная от источника тепла до самого концевого потребителя. 2.1.2 Расчет потерь давления в тепловой сети. Потери давления на трение и местные сопротивления трубопроводов

При движении теплоносителя по трубам полные потери давления ΔР складываются из потерь давления на трение ΔРл (гидравлическое сопротивление стенок трубопровода потоку жидкости или газа) и потерь давления в местных сопротивлениях ΔРм: ΔР = ΔРл + ΔРм . (1) Потери давления на трение ΔРл определяют по формуле ΔРл = RL (2) где R – удельные потери давления, Па/м, определяемые по формуле . (3)

В формулах (2), (3) приняты следующие обозначения: λ – коэффициент гидравлического трения; d – внутренний диаметр трубопровода, м; p – плотность теплоносителя, кг/м3; w – скорость движения теплоносителя, м/с; L – длина трубопровода, м. Потери давления в местных сопротивления ΔРм определяют по формуле , (4) где ξ – сумма коэффициентов местных сопротивлений. Потери давления в местных сопротивлениях определи из выражения , (5) где

Lэ – эквивалентная длина местных сопротивлений Lэ = Σξ . (6) Перед выполнением гидравлического расчета разрабатывают расчетную схему тепловых сетей. На ней проставляют номера участков (сначала по главной магистрали, а потом по ответвлениям), расходы теплоносителя (кг/с или т/ч), длины участков в метрах. Главной магистралью является наиболее протяженная и нагруженная ветвь сети от источника теплоты (точки

подключения) до наиболее удаленного потребителя. При известном располагаемом давлении ΔРр для всей сети, а также для ответвлений предварительно определяют ориентировочные средние удельные потери давления Rm, Па/м: Rm= . (7) где ΣL – суммарная протяженность расчетной ветви (ответвления), на потери давления в которой используется величина ΔРр; а – коэффициент, учитывающий долю потерь давления в местных сопротивлениях. Гидравлический расчет выполняют по таблицам и номограммам.

Сначала выполняют расчет главной магистрали. По известным расходам, ориентируясь на рекомендованные величины удельных потерь давления R, определяют диаметры трубопроводов dн *S, фактические удельные потери давления R, Па/м, а также скорость движения теплоносителя w, м/с. Условный проход труб независимо от расчетного расхода теплоносителя должен приниматься в тепловых сетях не менее 32 мм. Скорость движения воды не должна быть более 3,5 м/с.

Определив диаметры трубопроводов, находят количество компенсаторов на участках и другие виды местных сопротивлений. Потери давления в местных сопротивлениях определяют по формуле (5), либо по формуле (6). Затем определяют полные потери давления на участках главной магистрали и суммарные по всей ее длине. Далее выполняют гидравлический расчет ответвлений, увязывая потери давления в них с соответствующими частями главной магистрали (от точки деления потоков до концевых потребителей).

Увязку потерь давления следует выполнять подбором диаметров трубопроводов ответвлений. Невязка не должна быть более 10%. Если такая увязка невозможна, то излишний напор на ответвлениях должен быть погашен соплами элеваторов, дроссельными диафрагмами и авторегуляторами потребителей. Таблицы и номограммы гидравлического расчета, приведенные в (7,8,9) составлены для эквивалентной шероховатости труб Кэ = 0,5 мм (рисунок 4). Определение диаметров трубопроводов производится при суммарных зимних

расчётных часовых расходах теплоносителя. Независимо от результатов расчёта наименьшие диаметры труб принимают: для распределительных сетей 40мм и для ответвлений к отдельным зданиям 25мм. Коэффициент шероховатости стенок трубопровода и удельный вес теплоносителя приняты соответственно: . Рисунок 4. Номограмма для гидравлического расчёта трубопроводов водяных тепловых сетей Для выбранных диаметров трубопроводов водяных тепловых сетей в случае необходимости определяют потери

давления при расходах воды, отличающихся от расчётных: летних, при максимальном отборе на горячее водоснабжение в двухтрубных сетях при открытой системе и др. Результаты расчётов учитывают при выборе характеристик сетевых и подкачивающих насосов и при разработке гидравлических режимов. При определении диаметров паропроводов удельные потери давления на трение вычисляют исходя из принятого перепада давлений пара, учитывающего его начальные параметры у источника тепла и заданные – у потребителя.

В паропроводах определяется также падение температуры пара, что имеет важное значение при заданной конечной температуре пара у потребителя. При выборе диаметров сборных конденсаторопроводов удельные потери давления определяют на основе перепада давлений между конденсатоотводчиком и сборным баком конденсата с учётом возможности образования пароводяной 2.2. Расчет пропускной способности трубопроводов водяных, паровых и конденсационных тепловых сетей Потеря давления на участке трубопровода определяется выражением

ΔH= Δ , (8) где Δ - потеря давления на трение в кгс/ ; - потеря давления в местных сопротивлениях в кгс/ ; Δh – удельная потеря давления на трение в кгс/ ; – приведённая длина трубопровода в м. Потеря давления на трение вычисляется по формуле Δ , кгс/ , (9) где l – длина участка трубопровода, по плану, в м. Потерю давления в местных сопротивлениях кгс/ (10) где - эквивалентная длина местных сопротивлений в м; υ – скорость теплоносителя в м/с; -9,8 м/

- ускорение свободного падения; - средний удельный вес теплоносителя на рассчитываемом участке трубопровода в кгс/ ; – сумма коэффициентов местных сопротивлений на участке; - значения коэффициентов для каждого вида местных сопротивлений. Удельную потерю давления на трение Δh= λ = 0.00638λ , кгс/ (11) где λ – коэффициент гидравлического сопротивления трения; G – расчётный расход теплоносителя на рассчитываемом участке в т/ч; - внутренний диаметр трубы в м.

Приведённую длину трубопровода определяют по формуле = + м. (12) Эквивалентную длину местных сопротивлений определяют выражением = м. (13) Сварные стыковые швы труб при подсчёте эквивалентной длины местных сопротивлений не учитываются. При гидравлических расчетах тепловых сетей внутренний диаметр (м), пропускную способность трубопровода (т/ч), а также скорость теплоносителя (м/с) определяются выражениями = ; (14)

G = 12,5 ; (15) υ= 0,354 . (16) В таблице 4 пропускная способность в Гкал/ч дана для чисто отопительной нагрузки. При турбулентном режиме движения теплоносителя коэффициент гидравлического сопротивления трения λ для стальных труб определяют по формулам: для турбулентного движения в области квадратичного закона при Re≥ по формуле Прандтля-Никурадзе λ = . (17) где: - эквивалентная шероховатость трубы в м;

Re – число Рейнольдса; - предельное значение числа Рейнольдса. Для турбулентного движения в переходной области, при Re< , коэффициент гидравлического сопротивления при трении определяется полуэмпирическим выражением Кольбрука- Уайта &#955; = . (18) Предельное значение числа Рейнольдса, характеризующее границу переходной области и области квадратичного закона есть =560 . (19)

График для определения коэффициента сопротивления трения в области квадратичного закона, при Re< . При отсутствии данных о характере и количестве местных сопротивлений на трубопроводе эквивалентную длину местных сопротивлений можно определять приближенно по формуле =&#945; , (20) где &#945; – коэффициент, учитывающий долю падения давления в местных сопротивлениях по отношению к падению давления на трение. Таблица 3 - Пропускная способность (в т/ч) паропроводов с

П-образными компенсаторами при потере давления порядка 1 ат/км с учетом местных сопротивлений (kэ = 0,2 мм). Условный проход труб D y , в мм Параметры пара: Рраб, в кгс/см ; t, в 0С; ,в кгс/м3 Рраб=8 t =250 =3,35 Рраб=13 t =300 =4,98 Рраб=16 t =325 =5,85 Рраб=21 t =350 =7,18 Рраб=36 t =425 =11,79 25 32 40 50 70 80 100 125 0.035 0.06 0.1 0.2 0.45 0.73 1.2 2.2 0.045 0.08 0.13 0.24 0.55 0.9 1.5 2.7 0.05 0.085 0.14 0.26 0.6 0.95 1.6 2.9 0.055 0.095 0.16 0.29 0.67 1.1 1.7 3.2 0.07 0.12 0.2 0.37 0.85 1.3 2.3 4.1

Число Рейнольдса, как безразмерный критериальный параметр, характеризующий режим течения жидкости, определяется геометрическими параметрами трубопровода (характерным размером трубы (м)), молекулярными свойствами жидкости (коэффициент динамической вязкости, плотность теплоносителя) и скоростью течения жидкости по трубе , (21) где коэффициент кинематической вязкости , определяемый коэффициентом динамической вязкости . Рисунок 5 Значение числа Рейнольдса можно определить по номограммам, изображенным на рисунках 6,7.

Предельным значениям числа Рейнольдса соответствуют предельные значения скоростей теплоносителей и предельных расходов , которые определяют по формулам: =560 , (22) = 560 * = 15500&#956; , т/ч (23) Отношение эквивалентной шероховатости к внутреннему диаметру трубы называется относительной эквивалентной шероховатостью. Таблица 4 - коэффициент &#945; для определения суммарных эквивалентных длин местных сопротивлений Типы компенсаторов Условный проход труб

D y в мм Знач.коэффициента а Для паропроводов Для водяных тепловых сетей и конденсато-роводов Сальниковые П-образные с гнутыми отводами П-образные со сварными отводами Сальниковые П-образные с гнутыми отводами П-образные со сварными отводами Транзитные магистрали До 1000 300 200-350 400-500 600-1000 0,2 0,5 0,7 0,9 1,2 0,2 0,3 0,5 0,7 1 Разветвленные тепловые сети До 400 450-1000 До 150 175-200 250-300 175-250 300-350 400-500 600-1000 0,4 0,5 0,5 0,6 0,8 0,8 1 1 1,2 0,3 0,4 0,3 0,4 0,6 0,6 0,8 0,9 1

для жидкого теплоносителя (воды) при Рисунок 6. Номограмма для определения числа Рейнольдса При гидравлических расчётах трубопроводов тепловых сетей величину эквивалентной шероховатости принимают: 1) для водяных тепловых сетей = 0,5 мм 2) для паропроводов =0,2 мм 3) для конденсаторопроводов = 1,0 мм Потерю давления на трение и в местных сопротивлениях, а также пропускную способность существующих тепловых сетей с учётом изменения эквивалентной шероховатости в процессе эксплуатации определяют на

основании испытаний по формулам: &#916;H = &#916; , кгс/ . (24) G= , т/ч (25) В формулах (24), (25) приняты следующие обозначения: &#916; - полная потеря давления на трение и в местных сопротивлениях в существующих тепловых сетях по данным замеров в натуре в кгс/ ; расход теплоносителя, при котором замеряли потерю давления, в т/ч. 2.3. Расчетные расходы теплоносителя Зимний расчётный часовой расход сетевой воды для гидравлического

расчёта двухтрубных водяных сетей принимают равным сумме расчётных зимних часовых расходов воды потребителями, которые, в свою очередь, равны сумме расчётных часовых расходов воды на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение, определяемых по формулам. Летний расчётный часовой расход сетевой воды для гидравлического расчёта двухтрубных водяных тепловых сетей принимают равным сумме летних расчётных часовых расходов воды потребителями на горячее водоснабжение, определяемых по формулам, приведённым в таблице 10.

Зимний и летний расчётные часовые расходы сетевой воды для гидравлического расчёта отдельных тепловых сетей для горячего водоснабжения принимают равными сумме зимних и летних расчётных часовых расходов воды потребителями на горячее водоснабжение, определяемых по формулам. Зимний расчётный часовой расход пара для гидравлического расчёта паропроводов определяют как сумму расчётных максимальных тепловых расходов пара потребителями на технологические процессы, отопление,

вентиляцию и горячее водоснабжение. Расчётный часовой расход пара для гидравлического расчёта паропроводов насыщенного пара определяют, учитывая дополнительный расход пара, который идёт на возмещение конденсирующего пара. Номограмма для определения коэффициента сопротивления трения в переходной области Re< Рисунок 7 2.4. Схемы тепловых сетей Тепловые сети являются одним из узлов комплекса сооружений системы централизованного теплоснабжения, включающего источник тепла, тепловую сеть и местные системы

потребителей тепла. По своему назначению тепловые сети в соответст¬вии с классификацией подразделяют¬ся на следующие категории: магистральные — от источника тепла до территории промышленных предприятий и микрорайонов (или квар¬талов) населенных мест; распределительные — от магистральных тепловых сетей по территории промышленных предприятий и микрорайонов (или кварталов) населенных мест до узлов ответвлений тепловых сетей к отдельным зда¬ниям; ответвления к отдельным зданиям — от распреде¬лительных тепловых

сетей (в отдельных случаях от ма¬гистральных) до ввода в здание (до обреза фундамента или стены здания). Схемы тепловых сетей в зависимости от взаимного размещения источников тепла и потребителей могут быть: 1. Лучевыми (радиальными) с прокладкой от одного источника тепла отдельных магистралей в районы раз¬мещения тепловых потребителей (рисунок 8), эти магист¬рали могут быть одинарными или дублированными. При теплоснабжении от нескольких источников лу¬чевые магистрали, как правило, соединяются между собой

перемычками (рисунок 9). Перемычки между магистралями одного или не¬скольких источников тепла предназначены для прове¬дения летних ремонтов с наименьшим ограничением потребителей бытового горячего водоснабжения. 2. Кольцевыми с прокладкой от источника тепла к од¬ной группе потребителей не менее двух магистралей, соединяющихся между собой в районе размещения пот¬ребителей, обеспечивая двухстороннюю подачу тепла. Лучевые схемы с дублированными магистралями или кольцевые применяются для подачи тепла к потре¬бителям,

не допускающим перерывов в подаче тепла. В зависимости от теплоносителя тепловые сети под¬разделяются на водяные, паровые и сети сбора и воз¬врата конденсата (конденсатопроводы). Водяные тепловые сети могут быть закрытыми и открытыми в зависимости от способа подачи тепла к местным системам горячего водоснабжения. В закрытой системе вода в местную систему горя¬чего водоснабжения поступает из системы питьевого водопровода и подогревается в водоводяных подогрева¬телях, установленных на вводе

тепловой сети в каждое здание или группу зданий В открытой системе вода для местной системы го¬рячего водоснабжения отбирается непосредственно из тепловой сети на вводе ее в каждое здание или группу зданий. 1 — источник тепла, 2 — магистраль 3 — перемычки Рисунок 8 - Лучевая схема тепловых сетей города при одном источнике тепла 1, 2, 3, 4 — источники тепла Рисунок 9 - Схема тепловых сетей города при нескольких источниках тепла

Отобранная из тепловых сетей вода компенсируется таким же количеством воды на ТЭЦ или в котельной. Водяные сети подразделяются на одно, двух, трех- и четырехтрубные. Однотрубные водяные сети применяют для центра¬лизованной подачи воды на бытовое горячее водоснаб¬жение или на технологические процессы при установке у всех потребителей местных баков аккумуляторов го¬рячей воды, рассчитанных на подачу среднечасового (за сутки) количества воды, или же при присоединении потребителей

с круглосуточным непрерывным расходом воды. В однотрубных системах для совместной подачи тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабже¬ние вода, охлажденная в системах отопления и венти¬ляции, используется полностью для бытового горячего водоснабжения. Равенство в расходах воды, поступающей от ис¬точника тепла и использованной на горячее водоснаб¬жение, достигается повышением ее температуры до 180— 200° С, увеличением полезного перепада температур, по¬дачей от основного источника тепла базовой нагрузки

и местным аккумулированием горячей воды после си¬стем отопления. Разработаны две принципиально различные схемы однотрубных тепловых сетей — с прокладкой одной трубы до каждого потребите¬ля (рисунок 10) и с прокладкой одной трубы только на транзитном участке магистрали. Во второй схеме источник тепла, снимающий пику тепловой нагрузки, размещается в районе тепловых пот¬ребителей в узле перехода однотрубной магистрали в двухтрубные тепловые сети.

Первая схема может быть реализована без слива, если у всех потребителей отношение среднечасовой (за неделю) нагрузки горячего водоснабжения к рас¬четной часовой нагрузке отопления составляет не ме¬нее 0,55—0,65. Вторая схема может быть всегда выпол¬нена без слива воды. При отношении среднечасовой (за неделю) нагрузки горячего водоснабжения к расчетной часовой нагрузке отопления порядка 20-25% эта схема обеспечивает коэффициент теплофикации около 0,5 (по данным с сайта

http://www.skladrabot.ru/). Двухтрубные водяные сети являются основными для совместной подачи тепла на отопление, вентиляцию и бытовое горячее водоснабжение жилых районов и промышленных предприятий (рисунки 11, 12). Двухтрубные бытовые сети применяются так же для подачи воды на бытовое горячее водоснабжение или технологические процессы, когда суточный режим воды приводит к остыванию воды ниже допустимых пределов и при этом отсутствует возможность установки у потребителей местных баков аккумуляторов.

Согласно рисунку 11 принципиальная схема двухтрубной водяной тепловой сети открытого типа включает следующие составляющие: 1 — турбина; 2 — пиковый котел; 3 — подогреватель сетевой воды; 4 — конденсатор; 5—химводоочистка; 6- подогреватель подпиточной воды; 7 — вакуумный деаэратор; 8 — бак-аккумулятор; 9 — подпиточные насосы; 10 — сетевые насосы;

11 — трубопро¬вод воды питьевого водопровода; 12 — обратный трубопровод; 13 — подающий трубопровод; 14 — энергетический котел; 15 — сме¬ситель; 16 — бак-аккумулятор местной системы горячего водоснабжения; 17 — циркуляционный насос местной системы горячего водоснабжения; 18 — калорифер системы вентиляции. 1 — турбина; 2 — химводоочистка;

3 — сетевые насосы: 4 — подогреватели сетевой воды; 5 — деаэратор; 6 — пиковый котел; 7—энер-гетический котел; 8 — местные системы потребителей Рисунок 10. Принципиальная схема однотрубной водяной сети при теплоснабжении от ТЭЦ Рисунок 11 - Принципиальная схема двухтрубной водяной сети с непосредственным водоразбором на го¬рячее водоснабжение—открытая система. Источник тепла -

ТЭЦ Рисунок 12 - Принципиальная схема закрытой двухтрубной водяной сети На схеме, изображенной на рисунке 12, указаны основные компоненты двухтрубной водяной теплосети закрытого типа: 1— трубопровод подпиточной воды; 2 — подпиточный насос; 3 — первая группа сетевых насосов; 4 — первая ступень сетевых подогревателей; 5 — вторая группа сетевых насосов; 6 — вторая ступень сетевых подогревателей;

7 — пико¬вый котел; 8— котел энергетический; 9 — турбина. 2.5. ТЕПЛОНОСИТЕЛЬ Перенос теплоты и холода по трубопроводам осуществляют при помощи жидкостей или газов, называемых теплоносителями. При централизованном теплоснабжении в качестве теплоносителя применяют, как правило, воду. Она недорога, практически несжимаема, способна переносить количество теплоты при равных объемах почти в 100 раз больше, чем водяной пар.

В то же время имеет ряд недостатков, усложняющих проектирование и эксплуатацию систем. Ее плотность, объем и вязкость зависят от температуры; температура кипения – от давления; кислородорастворимость – от температуры и давления. Кроме того, она имеет большую плотность и вступает в химические и электрохимические реакции с металлами, что заставляет защищать инженерные системы от их разрушения. Одним из методов защиты систем от деструктивных воздействий воды является применение оборудования,

соответствующего ее качеству. Контактирующие с водой элементы, как обязательное минимальное требование, выполняют из устойчивых к коррозии металлов: специальной латуни, хромированной стали, нержавеющей стали. Уплотнители изготавливают из устойчивых к растворенным в воде химическим веществам: бутадиенакрилонитрильного и этиленпропиленового каучука, фторопласта. Несмотря на специально подготовленное оборудование, к качеству воды предъявляют высокие требования, особенно, в современных автоматически регулируемых инженерных системах

здания. Регулирование и контроль параметров воды в них осуществляют отверстиями и каналами весьма малых проходных сечений. От их состояния зависит эффективность работы системы в целом и ее элементов в частности, поэтому качество воды должно быть не нормативно декларируемым, а реализованным на практике. Особенно это относится к нашей стране, где только начинается процесс перехода от морально и физически устаревших систем к новым системам, а также осуществляется попытка их совмещения.

По отечественной норме для закрытых и открытых систем теплоснабжения с вакуумной деаэрацией необходимо использовать воду питьевую по ГОСТ 2874-82, а при наличии термической деаэрации в закрытых системах допускается применение технической воды. Такое нормирование по ряду важных показателей зачастую не обеспечивает должной защиты систем от коррозии, которая способствует загрязнению теплоносителя. Но даже при высоком исходном качестве теплоносителя, в современных системах теплоноситель необходимо

дополнительно фильтровать от загрязнений, попадающих при монтаже и эксплуатации оборудования. Современным мировым направлением независимого присоединения к теплосети является применение местных (квартирных, котеджных) тепловых пунктов. Такие тепловые пункты начали применять уже и в Казахстане. При их использовании необходимо уделять внимание добавкам к воде, снижающим температуру ее кристаллизации. Наибольшее распространение получили коммерческие антифризы на основе этиленгликоля

и пропиленгликоля. Ими защищают системы отопления периодического действия от разрушения путем предотвращения перехода воды при ее остывании из жидкого в твердое агрегатное состояние. Кроме того, имеющимися в составе антифриза ингибиторами коррозии, предотвращают деструкцию внутренних поверхностей элементов этих систем вследствие химических либо электрохимических процессов при взаимодействии с водой. Добавки к воде влияют на гидравлические и теплотехнические характеристики оборудования системы.

Менее существенное воздействие, по сравнению с этиленгликолем, оказывает пропиленгликоль. Особого внимания заслуживает обеспечение качества воды в процессе эксплуатации системы горячего водоснабжения. В последние десятилетия выявлено, что данная система является со временем источником заражения легионеллами. Опасность этой тенденции весьма значительна, поскольку последствия для человека могут быть трагичны. В современной отечественной практике проектирования систем горячего водоснабжения эта проблема не только

не решается, но иногда даже усугубляется. Так, проектирование систем горячего водоснабжения с циркуляцией воды под действием только гравитационного давления не позволяет автоматизировать процесс дезинфекции трубопроводов при помощи терморегуляторов на циркуляционных трубопроводах. Этими терморегуляторами, повсеместно применяемыми за рубежом, защищают системы от легионеллы и получают экономический эффект от рационального обеспечения циркуляции воды.

2.6 Эксплуатация тепловых сетей 2.6.1 Задачи и организационная структура Основной задачей электростанции, котельных, электрических и тепловых сетей является производство, передача, распределение и отпуск электрической энергии и тепла потребителям (далее – энергопроизводство). Основными технологическими звеньями энергопроизводства являются энергопроизводящие организации (электростанции, котельные, далее – энергообъекты), и энергопередающие организации (электрические и тепловые сети, далее

– энергообъекты), связанные общностью режимов и централизованным оперативно – диспетчерским управлением. Основные обязанности работников отрасли: - соблюдение договорных условий энергоснабжения потребителей; - поддержание нормального качества отпускаемой энергии стандартной частоты и напряжения электрического тока, давления и температуры теплоносителя; - соблюдение оперативно – диспетчерской дисциплины; - содержание оборудования, зданий и сооружений в состоянии эксплуатационной готовности; - обеспечение максимальной

надежности энергопроизводства и экономичности в полном соответствии с законодательством по энергосбережению и настоящими Правилами; - соблюдение требований промышленной и пожарной безопасности в процессе эксплуатации оборудования и сооружений; - выполнение требований законодательства по охране труда; - снижение вредного влияния производства на людей и окружающую среду; - использование достижений научно-технического прогресса в целях повышения экономичности, надежности, безопасности, улучшения экологического состояния энергообъектов.

Предприятие тепловых сетей состоит из трех основных подразделений: Административно-управленческого аппарата, производственных отделов, цехов и служб, эксплуатационных районов. Эксплуатационный район является основным производственным подразделением предприятия тепловых сетей. Он осуществляет всю эксплуатацию сетей, выполняет профилактические и текущие ремонты, производит распределение и учет тепла, проводит тепловой надзор за потребителями с выдачей предписания.

2.6.2 Испытания тепловых сетей Все тепловые сети до ввода в постоянную эксплуатацию должны подвергаться: а) опрессовке – для определения плотности и механической прочности трубопроводов и арматуры; б) гидравлическим испытаниям – для определения гидравлических характеристик трубопроводов; в) тепловым испытаниям – для определения фактических тепловых потерь сети; г) испытания на расчетную температуру – с целью проверки работы компенсационных устройств сети и фиксации их нормального положения.

Находящиеся в эксплуатации тепловые сети должны подвергаться контрольным испытаниям в следующие сроки: а) опрессовке – ежегодно после окончания отопительного периода для выявления дефектов, подлежащих устранению при капитальном ремонте, а также после окончания ремонта, перед включением сети в эксплуатацию; б) гидравлическим и тепловым испытаниям – один раз в три – четыре года; в) испытаниям на расчетную температуру – один раз в два года. Все виды испытаний теплосети проводятся отдельно.

Совмещение во времени двух видов испытаний не допускается. Испытания тепловой сети на расчетную температуру, опрессовка, испытания на тепловые гидравлические потери производятся согласно инструкциям и программ по наряду. Для проведения каждого испытания на предприятии организуется специальная бригада во главе с руководителем испытаний; в состав бригады должны обязательно входить обходчики сети, участки которых испытываются.

Пуск водяных теплопроводов. Заполнение, промывка, включение циркуляции, прогрев и другие операции по пуску водяных тепловых сетей должны производиться в соответствии с местной инструкцией, в которой приведены необходимые меры безопасности персонала пусковой бригады. Участки теплопровода, включаемого в действующую сеть, должны заполняться через обратную линию. Повышение температуры в тепловой сети должно осуществляться постепенно и равномерно со скоростью, не

превышающей 300С в час. Заполнение тепловой сети водой с температурой выше 700С не допускается. Заполнение должно производиться при отключенных системах со скоростью, установленной энергоснабжающей организацией. Воздушная арматура должна иметь отводы, направляемые вниз в сторону, противоположную рабочему месту наблюдающего. Производство всех видов работ и нахождение лиц, не участвующих в пуске, вблизи трубопроводов запрещаются. 2.6.3 Требования по защите тепловых сетей от электрохимической коррозии

Строящиеся и существующие тепловые сети должны быть защищены от наружной электрохимической коррозии, которая в зависимости от способов прокладки и условий эксплуатации может обусловливаться: а) электрохимическим взаимодействием металла труб с увлажненной тепловой изоляцией или иной окружающей средой; б) наличием блуждающих токов, стекающих с трубы в грунт через увлажненную тепловую изоляцию. Наибольшую опасность электрокоррозии представляют устойчивые анодные зоны; устойчивые катодные зоны

безопасны. Все трубопроводы тепловых сетей как при подземной, так и надземной прокладке необходимо защищать от коррозии. Защита от коррозии трубопровода не может быть обеспечена с помощью какого-либо одного мероприятия. Она должна осуществляться применением комплекса технических мероприятий; необходимость каждого из них устанавливается на основе изучения местных условий и проекта антикоррозионной защиты, составляемого проектной организацией. Проектировать защиту тепловых сетей от блуждающих токов должна организация,

проектирующая тепловые сети. Мероприятия по защите от блуждающих токов строящихся и действующих тепловых сетей осуществляются организациями и предприятиями, в введение которых находятся эти сети. До ввода теплосети в эксплуатацию должны быть выполнены следующие мероприятия: а) приканальной прокладке – антикоррозионная защита труб и оборудования при помощи покрытия, электроизоляция подвижных и не подвижных опор, установка шунтирующих и токопроводящих уравнительных электроперемычек, создание контрольно-измерительных

пунктов «КИП» для измерения потенциалов не трубопроводах согласно СНиП 11-Г.10-73*(11-36-73*). б) при бесканальной прокладке антикоррозионная защита труб и оборудования при помощи покрытия, установка электроперемычек и создание КИП. При защите тепловых сетей от наружной коррозии должны быть выдержаны следующие абсолютные значения защитных потенциалов: при изоляции минеральной ватой – не ниже 0,4.

В по отношению к стальному электроду сравнения и 0,95 В по отношению к медносульфатному электроду, а при изоляции автоклавным пенобетоном – соответственно – 0,5 и – 1,1 В. Внутренняя защита труб от коррозии осуществляется путем химической или термической обработки воды. Измерения на трубопроводах. Для определения степени опасности коррозии как на строящихся, так и на эксплуатирующихся теплопроводах производится измерения различных показателей.

К таким показателям относятся: сопротивление грунта на различных участках трассы, разность потенциалов между трубопроводом и землей и между землей и рельсом, сила тока на работающих и опробуемых дренажах и др. За внутренней коррозией водяных тепловых сетей необходимо ввести систематический контроль путем анализов сетевой воды, а также установки индикаторов коррозии в наиболее характерных точках. Для контроля за внешней коррозией трубопроводов от блуждающих токов тепловая сеть не реже одного раза

в три года должна быть проверена электроразведкой; при обнаружении электрокоррозии должны быть приняты меры по защите от блуждающих токов. Контрольная проверка участков, на которых обнаружена коррозия, должна производиться не реже одного раза в год. 2.6.5. Обслуживание тепловых сетей Обходы (объезды) тепловых сетей должны осуществлять группы, состоящие не менее чем из трех человек, по графикам, утвержденным главным инженером эксплуатирующей организации, но не реже одного раза в месяц

летом, а новых теплопроводов – в течение первого года эксплуатации не реже одного раза в неделю зимой. Результат осмотра заносится в листок обхода. Периодически, но не реже одного раза в квартал, все магистральные теплопроводы подвергаются контрольному осмотру начальником эксплуатационного района (участка) или главным инженером эксплуатирующей организации. Распоряжением по району за мастерами и слесарями должны быть закреплены определенные участки тепловых сетей с точным указанием границ обслуживания.

Оперативное обслуживание тепловых сетей по району в смене осуществляет дежурный диспетчер района, а в центральной службе сети – дежурный диспетчер службы. Запрещается открывать и закрывать крышки подземных люков непосредственно руками, гаечными ключами или другими, не предназначенными для этого предметами; для этого должны использоваться специальные крюки длиной не менее 500 мм. Естественная вентиляция камер и каналов до начала и во время работы должна создаваться

открытием не менее двух люков с установкой специальных козырьков. Принудительная вентиляция должна производиться вентилятором или компрессором более 330С с полным обменом воздуха в подземном сооружении в течение 10-15 мин. Площадки и лестницы в камерах должны устраиваться также и для обслуживания арматуры, расположенной на высоте более 1,5 м. В полупроходных каналах все работы должны производиться при отключенных трубопроводах

и температуре воздуха не более 330С. При опробовании и прогреве трубопроводов пара и воды после ремонта подтягивать болты фланцевых соединений следует при избыточном давлении не выше 0,5 МПа (5 кгс/см2). На всех фланцевых соединениях болты надо затягивать постепенно, поочередно с диаметрально противоположных сторон. Подтягивать сальниковые стальные компенсаторы допускается при давлении в трубопроводах не более 1,2 МПа (0,2 кгс/см2) и температуре теплоносителя не выше 450С.

Во всех остальных случаях добивка сальников должна выполняться только после опорожнения трубопроводов. Заменять сальниковую набивку компенсаторов можно только после полного опорожнения трубопровода. Выводы: В процессе написания данной главы сделаны следующие выводы: 1. Описаны основные методы гидравлического расчета тепловых сетей: расчет потерь давления на местные сопротивления и сопротивления трения (гидравлическое сопротивление, определяемое значением числа

Рейнольдса жидкости и коэффициентом шероховатости внутренней трубы); параметры трубопровода (диаметры диафрагм, устанавливаемых на фланцы, стоны). Установлено, что при числах Рейнольдса выше предельного (турбулентный режим) коэффициент гидравлического трения определяется полуэмпирическим законом Прандтля – Никурадзе, а ниже предельного Рейнольдса (переходной режим) работает закон Кольбрута - Уайта; 2. Введены формулы для удельных потерь давления на местные сопротивления и гидравлическое

трение. Введены пропускная и экспериментальная длины трубопровода. Записаны формулы, определяющие ориентировочные удельные потери на местные сопротивления и потери на местные сопротивления с учетом коэффициента сопротивления. Описан алгоритм полуэкспериментальной оценки гидравлических характеристик модельной тепловой сети в расчете на прогнозирование допустимых значений располагаемых напоров и массовых расходов теплоносителя;

3. Приведена классификация тепловых сетей; 4. Сформулированы выражения, определяющие массовый расход теплоносителя в зависимости от установленных тепловых нагрузок; 5. Сформулированы основные положения об эксплуатации тепловых сетей. 3 Разработка оптимальных гидравлического и температурного режимов тепловых сетей, обслуживаемых Карагандинской ТЭЦ – 3 3.1 Разработка комплекса технических мероприятий по повышению эффективности работы

котельного и турбинного оборудования в условиях ТЭЦ -3 г.Караганды 3.1.1 Котельный цех В котельном цехе ТЭЦ-3 установлены 7 котлов БКЗ – 420 – 140 -250, с параметрами пара за котлом t=5600С, Р=140 кгс/см2 теплопроизводительностью 250Гкал/ч. 7х250 = 1750 Гкал/ч. В соответствии распоряжений технического директора

ТОО «Караганды – Жылу» №14 от 30.05.2006г. и №14 от 30.05.2005г. введены ограничения на расход пара не более 380т/ч, температурой пара не более t = 5400С, чем снижена теплопроизводительность котлов с 250 Гкал/ч до 221,6 Гкал/ч. 7 х 221,6 = 1551,2 Гкал/ч. Таблица 5 - тепловые и паровые нагрузки котлов БКЗ – 420 – 250 – 140 в условиях Карагандинской ТЭЦ - 3 № пп Котлоагрегат Паровая нагрузка, т/ч

Тепловая нагрузка, Гкал/ч Причины ограничения 1 Котлоагрегат № 1 380 220 Распоряжение 2 Котлоагрегат № 2 350 205 Распоряжение технического директора, сгоревшее ВЗП. 3 Котлоагрегат № 3 380 220 Распоряжение. 4 Котлоагрегат № 4 380 220 Распоряжение. 5 Котлоагрегат № 5 320 185 Ограничение по эмульгатору. Брызгоунос. 6 Котлоагрегат № 6 360 208 Ограничение по эмульгатору.

Высокое сопротивление. 7 Котлоагрегат № 7 380 220 Распоряжение. 8 Итого 2550 1478 При работе к/а № 1, 2, 3, 4, 5, 6 производится пара – 2170т/ч или 1262 Гкал/ч. Перемена в котлах т.е. замена к/а № 5 на 7 увеличения паровой нагрузки не приносит в связи с тем (2210т/ч, 1281 Гкал/ч), что к/а 6 и 7 должны работать на ТГ № 5, а паропровод не рассчитан на пропуск 740 т/ч пара до

ТГ № 4 и поэтому котлы запирают друг друга и нагрузки снижаются до 355 &#247; 360т/ч. 3.1.2 Распределение пара на турбинную установку Четыре турбины забирают 485 х 4 = 1945 т/ч пара или 1135 Гкал/ч. Тепловая нагрузка турбин составляет – 692 Гкал/ч; 92,12 Гкал/ч – собственные нужды ТЭЦ. Расход тепла на собственные нужды котельного цеха по нормативным характеристикам при температуре наружного воздуха -

32&#186;С – 26,44 Гкал/ч. Расход тепла на собственные нужды турбинного цеха при температуре наружного воздуха - 32&#186;С – 6,0 Гкал/ч; Расход тепла на теплофикационную установку – 12,3 Гкал/ч Потери пара, конденсата, питательной воды и продувку котлов, принимаем 5,37 % (нормативный расчет) – 7,0 Гкал/ч; Потери тепла, связанные с подготовкой обессоленной воды – 2,64 Гкал/ч; Расход тепла для предотвращения замерзания градирен зимой -

12,5 Гкал/ч; Потери теплового потока 1,81% (факт 2006года) - 23,3 Гкал/ч; Расход тепла на хозяйственно-бытовые нужды – 1,94 Гкал/ч. Остаток: 1281 – 1135 – 92,12 = 53,88 Гкал/ч - тепло на ПБ. Суммарное тепло ТЭЦ для нагрева сетевой воды и подпиточной воды, без учёта загрязнения и отглушеных трубок теплообменных аппаратов 692 + 53,88 = 745,88

Гкал/ч. 3.1.3 Гидравлическая схема ТЭЦ –3 На ТЭЦ-3 установлены: 7 насосов первого подъёма ПСН – типа Д–2500-45 общей производительностью 17500т/ч. Из расчёта 6 в работе 1 в резерве – 15000 т/ч. 7 насосов второго подъёма СЭН 2500-180-10. Для обеспечения расхода сетевой воды через ПСГ – 3500т/ч и без кавитационной работы СЭНов (на входе не менее 2 кгс/см2, суммарное сопротивление

ПСГ № 1, 2 – 1,6 &#247; 2,0 кгс/см2 , плюс гидравлические потери сети), необходимо поддерживать давление на входе в ПСГ 5,5&#247; 6,0 кгс/см2. При этом за счёт увеличения давления падает производительность ПСН до 2200 &#247; 2300т/ч. Что составляет общий расход сетевой воды через ПСГ 13800т/ч. После ПСГ сетевая вода с давлением 2кгс/см2 поступает на всас

СЭНов и всас НГВ (насос греющей воды для ДСВ – 800 первой очереди). По паспортным характеристикам СЭН – 2500 – 180 выдаёт 2500т/ч и 18 кгс/см2 при давлении на входе 6 кгс/см2. При снижении давления на всасе линейно падает давление и расход на выходе. Поэтому производительность СЭНов снижается до 1900 – 2000т/ч, с давлением на напоре 16 кгс/см2. Что составляет на шесть насосов 11400 – 12000т/ч. Таблица 6 -

Технические характеристики сетевых подогревателей ПСВ-500-3-23 ПСВ – 500 -3 – 23 (4 шт) 1 Поверхность нагрева 500 м 2 Давление в трубной системе 23 кгс/см 3 Давление в корпусе 3 кгс/см 4 Температура воды на входе 70 С 5 Температура воды на выходе 120 С 6 Температура пара 400 С 7 Расход воды 1200 м /ч 8

Трубки Л – 68, 19&#215;9 длина 4545, 1928 шт От 1800 т/ч забирает НГВ и собственные нужды ТЭЦ. На выходе с ТЭЦ установлены ПБ (ПСВ – 500-14-23) первой и второй очереди. Шесть штук находится в рабочем состоянии. По паспортным данным при давлении сетевой воды на входе 24 кгс/см2 расход составляет 1500т/ч. При снижении давления на входе пропускная способность снижается до 1300т/ч.

Пропускная способность ПБ – 7800т/ч, остальные 4000 т/ч приходится байпасировать с потерей температуры смеси после ПБ. Собственное гидравлическое сопротивление ПБ 0,8 –1,0 кгс/см2 плюс гидравлические потери трубопроводов. Поэтому на выходе с ТЭЦ возможно поддерживать давление прямой сетевой воды 12,0 – 13,5 кгс/см2, при циркуляции не более 11500 – 12000т/ч. Таблица 7 - Технические характеристики сетевых подогревателей

ПСВ – 200 - 7 – 15 ПСВ – 200 -7 – 15 (1 шт) 1 Поверхность нагрева 200 м 2 Давление в трубной системе 15 кгс/см 3 Давление в корпусе 7 кгс/см 4 Температура воды на входе 70 С 5 Температура воды на выходе 150 С 6 Температура пара 400 С 7 Расход воды 500 м /ч 8 Трубки Л – 68, 19&#215;1 длина 3410, 1020 шт Таблица 8 -

Технические характеристики сетевых подогревателей ПСВ – 500 -14 – 23 ПСВ – 500 -14 – 23 (14 шт) 1 Поверхность нагрева 500 м 2 Давление в трубной системе Р = 23 кгс/см 3 Давление в корпусе Р = 14 кгс/см 4 Температура воды на входе 70 С 5 Температура воды на выходе 150 С 6 Температура пара 400 С 7 Расход воды 1800 м /ч 8

Гидравлическое сопротивление 6 м.в.ст. 9 Вес подогревателя 14967 кг 10 Трубки Л – 68, 19&#215;1 длина 4545, 1928 шт Таблица 9 - Технические характеристики сетевых подогревателей ПСВ – 315 -3 – 23 ПСВ – 315 -3 – 23 (3 шт) 1 Поверхность нагрева 315 м 2 Давление в трубной системе Р = 23 кгс/см 3 Давление в корпусе

Р = 3 кгс/см 4 Температура воды на входе 70 С 5 Температура воды на выходе 120 С 6 Температура пара 400 С 7 Расход воды 725 т/ч 8 Вес подогревателя 11646 кг 9 Трубки Л – 68, 19&#215;1 длина 4545, 1212 шт Таблица 10 - Технические характеристики сетевых подогревателей ПСВ – 500 - 5 – 15 ПСВ – 500 - 5 – 15 (5 шт) 1 Поверхность нагрева 500 м 2

Давление в трубной системе Р = 15 кгс/см 3 Давление в корпусе Р = 5 кгс/см 4 Температура воды на входе 70 С 5 Температура воды на выходе 120 С Таблица 11 - Технические характеристики сетевых подогревателей ПСГ – 1, ПСГ – 2 ПСГ I - при 1 ступенчатом подогреве (2 шт) ПСГ II- при 2 ступенчатом подогреве (2 шт) 1 Поверхность теплообмена 2300 м 2300 м 2

Тепло производительность: а) номинальная б) максимальная 87,5 Гкал/ч 175 Гкал/ч 87,5 Гкал/ч 110 Гкал/ч 3 Греющий пар: а) расход номинальный б) расход максимальный 170 т/ч 340 т/ч 170 т/ч 215 т/ч 4 Давление рабочие: а) номинальное (абсолютное) б) максимальное (избыточное) 0,3 – 2 кгс/см 2 кгс/ см 0,6 – 2,5 кгс/см 3 кгс/ см 5 Температура максимальная 250 С 250 С 6 Нагревающая вода: а) расход номинальный б) расход максимальный в) давление (избыточное) рабочее 3500

т/ч 4500 т/ч 8 кгс/ см 3500 т/ч 4500 т/ч 8 кгс/ см 7 Температура на входе максимальная 115 С 120 С 8 Число ходов 4 4 9 Гидравлическое сопротивление: а) при номинальном расходе б) при максимальном расходе 6,4 м.в.ст. 10,3 м.в.ст. 6,4 м.в.ст. 10,3 м.в.ст. 10 Объём: а) парового пространства б) водяного пространства 29,3 м 24 м 29,1 м 23 м 11 Трубки 24&#215;1, ЛО – 70 -1 длина 6290 мм длина 4995 мм 3.2

Расчет гидравлического и температурного режимов теплосети КарТЭЦ -3 3.2.1 Разработка гидравлического режима Гидравлический расчет работы тепловой сети подразделяется на динамический (при циркуляции теплоносителя) и статистический (при состоянии покоя тепловой сети). При разработке гидравлического режима тепловой сети должны быть выполнены следующие требования: - не превышение давления в абонентских системах отопления, оборудованных чугунными радиаторами выше 6 атм

(60 м в. ст); - обеспечение избыточного давления на всасывающих патрубках сетевых насосов не менее 1 кг/см2 для обеспечения их устойчивой работы (10 м в.ст) - обеспечение невскипания воды в подающем трубопроводе теплосети при динамическом режиме; - для систем подключенных к тепловой сети по непосредственной (безэлеваторной схеме) располагаемый напор должен не менее чем в 3 раза превышать гидравлические потери этих систем, практически 5 м. в. ст. При статистическом режиме работы теплосети должно обеспечиваться заполнение

внутренних систем отопления в самой высокой точке. 3.2.2 Установление температурного режима Тепловая нагрузка потребителей непостоянная. Её изменение вызвано неравномерным расходом горячей воды в течении суток, что следует учитывать в режиме работы теплоснабжения. Для поддержания определённых параметров теплоносителя применяют различные способы регулирования отпуска тепла. В водяных тепловых сетях основное регулирование отпуска тепла в зависимости

от температуры наружного воздуха осуществляется, как правило, централизованно (на ТЭЦ или в котельной) следующими тремя способами: а) качественное регулирование – изменением температуры сетевой воды в подающем трубопроводе без регулирования расхода воды; б) количественное регулирование – изменением расхода сетевой воды при сохранении постоянной температуры воды в подающем трубопроводе. в) качественно – количественное регулирование – изменением температуры сетевой воды в подающем трубопроводе

с соответствующим изменением её расхода. Для корректирования центрального регулирования в водяных тепловых сетях проводится дополнительно групповое местное регулирование на центральных тепловых пунктах и на тепловых пунктах жилых и общественных зданий, а также местное индивидуальное регулирование на отдельных агрегатах и приборах. В водяных тепловых сетях из общей тепловой нагрузки основной величиной (до 70-90 %) является расход тепла на отопление и вентиляцию и только 10-30% на горячее водоснабжение.

Поэтому центральное регулирование отпуска тепла в водяных тепловых сетях должно удовлетворять температурному режиму работы местных систем отопления и вентиляции в зависимости от температуры наружного воздуха. В водяных двухтрубных тепловых сетях, несущих в основном тепловую нагрузку на отопление и вентиляцию, применяется главным образом центральное качественное регулирование отпуска тепла. Этот принцип регулирования осуществляется по отопительному графику в пределах изменения температуры

воды в подающем трубопроводе от максимальной, соответствующей расчётной температуре наружного воздуха, до минимальной, необходимой для обеспечения температуры воды, поступающей в местные системы горячего водоснабжения. Для снижения температуры сетевой воды в подающей линии системы отопления с 150 до 95 0С применяются специальные смесительные установки (элеваторы и насосы), обеспечивающие присоединение местных отопительных систем коммунальных зданий. Температурный график тепловой сети – кривая температур воды

в подающем и обратном трубопроводе, выражающая их зависимость от температуры наружного воздуха и обозначаемая, например, 150/700С, где 1500С – температура сетевой воды в подающем трубопроводе и 70 0С – в обратной линии. На рисунке 13 показан температурный график качественного центрального регулирования отпуска тепла для жилых и общественных зданий. На графике показаны три линии температур сетевой воды. Линия 1 характеризует изменение температуры сетевой воды в подающем трубопроводе сети.

Эта линия указывает уровень температуры подающей сетевой воды, который должен поддерживаться на ТЭЦ или в котельной в зависимости от температуры наружного воздуха. По линии 2 должны работать местные системы отопления, присоединённые к тепловым сетям через смесительные установки (элеватор или насос). Максимальная температура воды здесь после смешения должна быть не выше 950С. Все отопительные и вентиляционные установки независимо от способа присоединения их к тепловым сетям

должны возвращать обратную сетевую воду с температурой не выше 700С, то есть по линии 3. Повышение температуры возвращаемой воды против кривой 3 приведёт к уменьшению температуры перепада и, следовательно, к перегрузке тепловых сетей и повышению расхода электроэнергии на перекачку воды. Температурный режим устанавливаем из выражений ; (26) 1. температура в подающем трубопроводе 2. температура смешенной воды 3. температура обратной воды Рисунок 13 -

Температурный график 150/700С , (27) где, tв – температура воздуха внутри помещения,0С, tн - расчетная температура наружного воздуха,0С, tп – произвольная температура наружного воздуха,0С, tпод – температура воды при расчетной температуре наружного воздуха,0С, t0 – температура воды обратного трубопровода при той же температуре наружного воздуха,0С, tпод - температура воды подающего трубопровода при той же наружной температуре,0С. 3.2.3 Фактически выполняемый температурный график

Фактически выполняеемый Карагандинской ТЭЦ-3 температурный график из-за дефицита располагаемой тепловой мощности отличается от требуемого при качественном способе регулирования. Температуру внутри помещений можно определить как , (28) где – tв - температура воздуха внутри помещений; t11-фактическая температура теплоносителя; t1- температура теплоносителя по графику; tн-температура наружного воздуха Таблица 12 - фактически исполняемый

Карагандинской ТЭЦ-3 температурный график Температура наружного воздуха Температура прямой сетевой воды от ТЭЦ расчётная Т2 обратной сетевой воды расчётная Температура в помещениях потребителей тепловой энергии 8 65,0 42,8 21,8 7 65,0 42,3 21,3 6 65,0 41,8 20,6 5 65,0 41,2 19,9 4 65,0 40,7 19,3 3 65,0 40,2 18,6 2 65,3 39,8 18,0 1 67,9 40,9 18,0 0 70,5 41,9 18,0 -1 73,1 42,9 18,0 -2 75,7 43,9 18,0 -3 78,3 44,9 18,0 -4 80,9 45,9 18,0 -5 83,5 46,8 18,0 -6 86,0 47,8 18,0 -7 88,5 48,7 18,0 -8 91,1 49,6 18,0 -9 93,6 50,6 18,0 -10 96,1 51,5 18,0 -11 98,6 52,4 18,0 -12 101,1 53,3 18,0

-13 103,6 54,2 18,0 -14 103,5 53,6 17,3 -15 102,8 52,6 16,5 -16 102,0 51,7 15,6 -17 101,3 50,7 14,7 -18 100,6 49,8 13,9 -19 99,9 48,9 13,0 -20 99,2 47,9 12,2 -21 98,5 47,0 11,3 -22 97,8 46,1 10,4 -23 97,1 45,2 9,6 -24 96,4 44,3 8,7 -25 95,7 43,3 7,8 -26 95,0 42,4 7,0 -27 94,3 41,5 6,1 -28 93,6 40,6 5,3 -29 92,9 39,7 4,4 -30 92,2 38,8 3,5 -31 91,5 37,9 2,7 -32 90,8 37,0 1,8 Из рисунка 15 видно что при понижении температуры наружного воздуха ниже -130С температура внутри помещений

снижается, что приводит к тому что потребители тепловой энергии вынуждены увеличивать дроссельные устройства элеваторов для увеличения температуры помещений до комфортных величин. Это приводит к увеличению циркуляции и разрегулировки гидравлического режима тепловых сетей. 3.2.4 Присоединение потребителей Выбор схемы присоединения абонента к тепловой сети осуществляют, прежде всего, по параметрам теплоносителя на вводе в здание и характеристикам внутренних систем абонента.

Параметры теплоносителя на вводе указывают теплоснабжающие организации. Таковыми параметрами являются: давление в подающей и обратной магистрали тепловой сети, статическое давление, а также возможный диапазон колебания этих давлений, расчетный график температур в сети Характеристики внутренних систем принимают по проекту либо по результатам натурных измерений. Весьма желательным при выборе схемы присоединения абонента является рассмотрение ее работоспособности

с учетом перспективных тенденций изменения гидравлического режима тепловой сети, учетом возможной модернизации внутренних систем… Так, например, увеличение потребителей и повсеместное применение современных систем отопления с количественным регулированием сопровождается возрастанием колебания давления в теплосети. Это требует соответствующей технической защиты систем абонента. Особенно с неавтоматизированными узлами присоединения.

Преобразование характеристик теплоносителя до требуемой кондиции в системах абонента осуществляют в тепловых пунктах. Современные подходы в энергосбережении требуют реализации этих задач непосредственно у потребителя в индивидуальных тепловых пунктах. Для этого используют специальное оборудование, увязанное в функциональные схемы. Во все многообразие схем положены общие подходы, реализуемые для присоединения системы отопления как отдельно, так и совместно с системой горячего водоснабжения и системой теплоснабжения

вентиляционных установок. Схемы присоединения систем отопления разделяют на зависимые без смешения воды, зависимые со смешением воды и независимые. Зависимое присоединение, при котором теплоноситель из теплосети без снижения температуры (без смешения) подают потребителю, является наиболее простым и удобным в эксплуатации. Применяют его при совпадении температур теплоносителя в системе отопления tг и в системе теплоснабжения Т1. Как правило, не превышающих 95 105 °С. Такое присоединение зачастую реализуют в системах теплоснабжения

от групповой котельной установки, предназначенной для зданий промпредприятия либо небольшого населенного пункта. Подавляющее большинство зданий присоединены по зависимой схеме со смешением теплоносителя до температуры tг < Т1. Ранее для смешения воды устанавливали водоструйные насосы (гидроэлеваторы). Вследствие неработоспособности и неэффективности в двухтрубных системах отопления с терморегуляторами широкое распространение получили схемы с насосным смешением воды.

Основными причинами невозможности применения гидроэлеваторов в двухтрубных системах является несовместимость гидравлических режимов оборудования и недостаточность напора для энергоэффективного сочетания клапанов (терморегуляторов у отопительных приборов и автоматических балансировочных клапанов на стояках либо приборных ветках). Гидроэлеватор работает при постоянном гидравлическом режиме, а терморегуляторы в двухтрубной системе создают переменный гидравлический режим.

Поэтому сделан вывод о недопустимости применения элеватора на абонентском вводе, если система отопления оборудована термостатическими клапанами. Это требование соотносят не только к двухтрубной, но и к однотрубной системе отопления. Обусловлено это тем, что в однотрубной системе с терморегуляторами, которые обязательны к установке в соответствии с [27], работа гидроэлеватора также неэффективна. При таком сочетании оборудования невозможно устранить колебания давления теплоносителя, создаваемые

работой терморегуляторов. Эти колебания хоть и в значительно меньшей степени, чем в двухтрубной системе, все же приводят к перераспределению теплоносителя между стояками либо приборными ветками, снижая энергоэффективность системы. Для устранения перетоков теплоносителя в однотрубной системе отопления согласно [9] следует применять автоматические клапаны ограничители расхода. Сочетание элеватора с терморегуляторами и клапанами ограничителями (регулятор расхода) делает систему

отопления неработоспособной, поскольку элеватор не в состоянии обеспечить минимальные требуемые потери давления на регуляторе расхода (примерно 20 кПа). Недостатком гидроэлеватора является также его высокое гидравлическое сопротивление. Необходимость поддержания перед ним повышенного давления в теплосети не лучшим образом отражается на герметичности устаревших трубопроводов и оборудования, что приводит к повышенной аварийности. Безусловно, гидроэлеватор имеет ряд положительных свойств, которые вполне были реализованы

в свое время. Однако, он несовместим с современными системами отопления. Реанимируемый и пропагандируемый в последнее время метод регулирования пропусками теплоносителя (соленоидным клапаном) через гидроэлеватор (с полным отключением циркуляции), который ранее допускался лишь для небольших систем отопления без радиаторных терморегуляторов при положительных температурах наружного воздуха, сегодня иногда распространяют на высотные здания и весь отопительный период.

Реализация такого регулирования в современных зданиях снижает энергоэффективность систем. При каждом закрытии соленоидного клапана разрушается гидравлический баланс системы отопления и тепловой баланс здания, установленные автоматическими балансировочными клапанами на стояках либо приборных ветках и терморегуляторами у отопительных приборов. Особую группу устройств на абонентском вводе представляют регулируемые гидроэлеваторы. С гидравлической точки зрения и современного технического оснащения систем

отопления зданий, они имеют те же недостатки, что и нерегулируемые. Их применение как в новом строительстве, так и при реконструкции не имеет перспективы, поскольку согласно правительственной программы поэтапного оснащения систем отопления средствами регулирования тепловой энергии все системы отопления должны быть с терморегуляторами, а их работа несовместима с гидроэлеваторами. Поэтому, установив гидроэлеватор сегодня, его необходимо будет заменить смесительно циркуляционным

насосом завтра. Насос в схеме присоединения абонента позволяет применить наиболее энергосберегающие автоматизированные решения по регулированию систем абонента, учитывая погодные факторы по датчику температуры наружного воздуха, тепловые характеристики здания и теплогидравлические характеристики систем. Появляется возможность не только качественного, но и качественно количественного регулирования системы отопления практически в любом диапазоне, учитывая специфику теплового режима здания и помещения при

одновременном сокращении потребляемого теплоносителя. Благодаря появлению малошумных бесфундаментных ступенчато либо автоматически регулируемых насосов эти схемы повсеместно вытесняют схемы с гидроэлеваторами. Насосы, за счет универсальности и гибкости управления, позволяют решать любые задачи регулирования систем абонента. Соответственно под эти задачи выбирают место установки насоса.

Для любых функций, возлагаемых на насос, и схем его расположения необходимо обеспечивать перед ним достаточное избыточное давление в соответствии с его кавитационной характеристикой. Некоторым предпочтением, с этой точки зрения является размещение насоса на обратном трубопроводе. Расположение насоса на обратном либо на подающем трубопроводе имеет свою аргументацию. Обычно это зависит от предпочтений проектировщиков и эксплуатационников.

Размещением насоса на подающем трубопроводе уменьшают, например, вероятность засорения при заполнении и эксплуатации системы отопления. В то же время, при пропадании электроэнергии в насос попадает высокотемпературный теплоноситель за счет незначительной циркуляции через него под разностью давлений в подающем и обратном трубопроводе теплосети, поскольку не всегда выполняются рекомендации о необходимости отсечения местной системы отопления в таких ситуациях. При расположении насоса на обратном трубопроводе, устраняют влияние

повышенного давления в обратной магистрали теплосети, часто наблюдаемое в концевых участках теплосети, и создают более благоприятные температурные условия для его работы. Эпизодические отключения электроэнергии требуют прогнозированного обеспечения поведения системы местных систем и разработки мер защиты от пагубных последствий. С этой целью на подмешивающей перемычке устанавливают обратный клапан, предотвращающий попадание теплоносителя

из подающего в обратный трубопровод теплосети. Кроме того, учитывают пропуск теплоносителя через обесточенный насос. Пропускаемый расход зависит от этого перепада и от сопротивления системы отопления. Двухтрубные системы отопления, имея бoльшее гидравлическое сопротивление, чем однотрубные, надежнее в таких ситуациях. Они пропускают меньший расход теплоносителя. Ориентировочно – 10 20 % от расчетного значения, но и этого может оказаться чрезмерно много для температурного

удлинения трубопроводов, деструкции уплотнительных материалов и т. п. при значительном превышении температуры теплоносителя в теплосети над расчетной температурой теплоносителя в системе отопления. Поэтому общим требованием является необходимость предусмотрения защиты местных систем от аварийного повышения параметров теплоносителя, например, применением регулятора теплового потока, закрывающегося при пропадании электричества. Полное отсечение системы отопления современных зданий, имеющих большую

тепловую инерцию, не приводит к ее замораживанию в течение нескольких дней. Более незащищенными являются системы отопления малоинерционных и неутепленных зданий. Поэтому, несмотря на запрещающие требования, иногда делают обводной трубопровод вокруг насоса с установкой обратного клапана. Воздействие перепада давления, развиваемого насосом, держит клапан в закрытом состоянии. При обесточенном насосе под противоположно направленной (относительно насоса) разностью давления в

трубопроводах теплосети открывается обратный клапан и попадает теплоноситель в систему отопления. Особого подхода в обеспечении работоспособности требуют инженерные системы высотных зданий и зданий, расположенных на возвышенности. Ранее применяли схему с насосом на подающем трубопроводеи наделяли его при необходимости повысительной функцией. Сегодня преимущественным способом является независимое подключение абонента, гидравлически отсоединяющее систему отопления от теплосети и минимизирующее аварийные

ситуации. Вариантом абонентского ввода является комбинированное подключение системы отопления к теплосети. Его применяют при зонировании системы отопления высотного здания. Нижнюю зону подключают по зависимой схеме со смешиванием, а верхнюю – по независимой. Вариантом комбинированного подключения является применение независимого подключения всех зон системы отопления высотного жилого здания и зависимого подключения встроенного или пристроенного гаража.

Независимое присоединение системы отопления применяют для создания местного теплогидравлического режима при tг < Т1. Гидравлическое разделение теплосети от системы отопления осуществляют поверхностным теплообменником. Принимают такое решение при превышении давления в теплосети над допустимым давлением для системы отопления либо наоборот – когда статическое давление системы превышает допустимый предел для теплосети. Кроме того, в обосновании выбора независимого присоединения все чаще становятся эксплуатационные

требования работоспособности современных систем отопления. Условия эксплуатации насосов, поквартирных расходомеров, автоматических регуляторов теплогидравлических параметров теплоносителя, терморегуляторов, штампованных стальных радиаторов в большинстве своем требуют применения качественного теплоносителя. Например, без твердых примесей, без спуска воды из системы в теплый период года Обеспечить такие условия возможно лишь при независимом под ключении к теплосети.

Преимуществом независимого подключения является также тот факт, что система отопления в значительно меньшей мере подвержена влиянию изменения гидравлического режима теплосети со временем и меньше сама влияет на теплосеть. Независимое подключение способствует уменьшению объема теплоносителя в теплосети, а значит снижению затрат на водоподготовку. Особо важным является уменьшение инерционности теплосети, что в итоге приводит к улучшению качества предоставляемой услуги по отоплению зданий за счет своевременного

реагирования центрального качественного регулирования на изменение погодных условий. Поэтому независимое подключение является предпочтительным и перспективным техническим решением Взаимное расположение насоса и теплообменника не имеет особого значения. Современные насосы способны эффективно работать как на подающем, так и на обратном трубопроводе. Однако у каждого размещения есть незначительные преимущества, которыми, как правило, пренебрегают.

Насос на обратном трубопроводе имеет несколько больший кавитационный запас и лучший теплоотвод от двигателя с мокрым ротором. В тоже время он перекачивает теплоноситель с большей плотностью, увеличивая потребляемую мощность на валу двигателя и, соответственно, энергопотребление по сравнению с насосом на подающем трубопроводе. Кроме схем с одним теплообменником для системы отопления, применяют схемы и с двумя теплообменниками. Два параллельно включенных теплообменника устанавливают на абонентских вводах зданий, не допускающих

перерывов в подаче теплоты. Каждый теплообменник рассчитывают на 100 % теплопотерь здания. Два параллельно включенных теплообменника применяют также при независимом подключении системы отопления с пофасадным регулированием. Эта схема целесообразна для базовой либо дежурной системы отопления без терморегуляторов на отопительных приборах. Например, для системы отопления общественного здания, совместно работающей на нагрев воздуха с системой кондиционирования.

В этом случае тепловым комфортом управляют терморегуляторы на фанкойлах. При этом уменьшаются колебания давления теплоносителя в системе кондиционирования, и улучшаются ее регулировочные характеристики. Для пофасадных схем с теплообменниками применяют также схемы с одним циркуляционным насосом на обе фасадные ветви. Однако такое решение не обеспечивает в полной мере эффективного регулирования, т. к. при одном насосе смешиваются теплоносители из обратных трубопроводов разных фасадов,

создавая потребность в корректировке параметров каждой фасадной ветви. 3.2.4.1. Устройство и принцип действия элеватора Элеватор предназначен для снижения температуры воды, поступающей из тепловой сети в местную систему, до необходимой температуры. Элеватор состоит из сопла, камеры всасывания, камеры смешения и диффузора. Основной характеристикой элеватора является коэффициент смешения

Up, т.е. отношение расхода подмешиваемой (обратной от системы отопления) воды к расходу горячей воды, поступающей из тепловой сети: , (29) где Gс – расчетный расход сетевой воды, т/час; Gот – расчетный расход воды в местной системе отопления, т/час. Значение Up также определяется из уравнения теплового баланса элеваторного ввода, которое может быть выражено через температуры смешиваемой воды: , (30) где

Т1 – температура горячей воды в подающем трубопроводе тепловой сети 0С; Т2 – температура обратной воды местной системы 0С; Т3–температура смешанной воды, поступающей в местную систему. Для создания расчетного коэффициента смешивания разность напоров в подающем и обратном трубопроводах (располагаемый напор Нрас) перед элеватором должно быть не менее

Нрас=1,4h(1+Up)2м, (31) где h – величина расчетных гидравлических потерь в местной системе отопления, м. От качества изготовления элеватора зависит надежность его работы. Элеватор выбирают в зависимости от диаметра камеры смешивания, который равен . (32) При выборе номера элеватора по расчетному диаметру камеры смешивания следует брать стандартный элеватор с ближайшим меньшим диаметром камеры смешивания, так как завышенный диаметр камеры снижает

КПД элеватора. Диаметр выходного сечения сопла элеватора определяют по формуле , (33) где Hг – напор, дросселируемой в сопле элеватора, м. Элеватор работает по принципу инжектора. Сетевая вода из подающей трубы, проходя по соплу приобретает при выходе из него значительную скорость, при этом давление снижается до величины более низкой чем в патрубке (приемной камеры) подмешиваемой обратной воды. Обратная вода подсасывается выходящей из сопла струей рабочей воды и смешивается в камере

смешивания, где скорость смешиваемой воды выравнивается. В диффузоре, вследствие постепенного увеличения его сечения, скорость смешанного потока падает, давление растет до величины необходимой для преодоления сопротивления отопительной системы. Для обеспечения нормальной работы элеватора сопло должно быть установлено строго по оси диффузора, так как нарушение соосности уменьшает коэффициент смешения.

3.2.4 О давлении в подающем трубопроводе При условии соблюдения расчётного объёма циркуляции и подпитки теплосети КТС ТЭЦ – 3 сможет поддерживать давление в подающем трубопроводе давление 14 кгс/см2. В работе будут задействованы 6 сетевых насосов с полной загрузкой. Один СЭН в резерве. При увеличении расчётного объёма циркуляции и подпитки теплосети давление в подающем трубопроводе будет снижаться пропорционально увеличению объёмам сетевой и подпиточной воды.

Выводы: При написании данной главы выполнено следующее: 1. Изложены методы анализа гидравлического и температурного режимов тепловых сетей; 2. Изучены существующие гидравлический и температурный режимы тепловых сетей, обслуживаемых КарТЭЦ – 3; 3. Выполнен расчет температурного графика тепловых сетей ТЭЦ – 3, с учетом ГВС, откуда установлено, что: фактически выполняемый

Карагандинской ТЭЦ-3 температурный график обеспечивает комфортную температуру в помещениях только до температуры наружного воздуха -130С, при дальнейшем похолодании данный график не обеспечивает требуемым теплом потребителей подключенных к ТЭЦ-3. Для качественного теплоснобжения необходимо увеличивать располагаемую тепловую мощность станции для обеспечения температурного графика 150/700С без срезок; 4. Повышение технико – экономических показателей теплосети, по пропускной способности теплообменников

и по располагаемому напору в трубопроводах очередей на выходе их с Карагандинской ТЭЦ - 3, может быть обеспечено мероприятиями по вводу в строй: восьми не действующих на данный момент (из 14) сетевых подогревателей ПСВ - 500 – 14 – 23; ремонту бойлеров ПСВ – 315 -3 – 23, ПСВ – 500 -3 – 23; возможна реконструкция бойлеров путем их замены на пластинчатые теплообменники модели

ПС, в расчете на тепловые нагрузки теплосетей при расчетном оптимальном температурном графике; 5. При работе котлов № 1, 2, 3, 4, 5, 6 (котел № 7 находится в не рабочем состоянии) производится пара – 2170 т/ч или 1262 Гкал/ч; перемена в котлах т.е. замена к/а № 5 на 7 увеличения паровой нагрузки не приносит в связи с тем (2210т/ч, 1281 Гкал/ч), что к/а 6 и 7 должны работать на ТГ № 5, а паропровод не рассчитан на пропуск 740 т/ч пара до

ТГ № 4 и поэтому котлы запирают друг друга и нагрузки снижаются до 355 &#247; 360т/ч 4 Технико – экономическая эффективность и охрана труда 4.1 Экономическая эффективность предлагаемых мероприятий Качественная оценка экономической эффективности мероприятий по повышению теплотехнических параметров теплофикационного оборудования теплосетей может быть сделана на примере реконструкции бойлеров (сетевых

подогревателей) путем их замены на пластинчатые теплообменники, в расчете на тепловые нагрузки ТЭЦ - 3. В таблице 14 приведены параметры и технические характеристики различных пластинчатых теплообменников, на основании чего, зная стоимость материала (нержавеющая сталь) из которого изготовлены данные установки, можно рассчитать стоимость пластинчатой установки и сравнить со стоимостью бойлерного аппарата. На данный момент времени, по сведениям из сети Internet, стоимость нержавеющей стали составляет в тенге

. Вычисляя площадь отдельной пластины по ее габаритам , а затем, зная толщину пластины, ее объем , по плотности нержавеющей стали, , определим массу отдельной пластины и по максимальному количеству пластин в теплообменнике вычисли массу пластинчатой системы , откуда нетрудно найти стоимость пластинчатой части установки . Результаты расчетов отображены в таблице 13. Поскольку основная часть пластинчатого теплообменника изготовлена из нержавеющей стали и аппарат имеет,

примерно, форму прямоугольного параллелепипеда, по приведенным из таблицы 13 габаритам установки , можно найти ее массу (вместе с пластинчатой системой) по формуле ,а затем примерную стоимость исходного материала установки (по данным сайта http://www.uznai.su/) . Для модели установки пластинчатого теплообменного аппарата типа СВ-76 с расчетной площадью поверхности теплообмена , в комплект которого, согласно таблице 17, должно

входить 75 пластин, общей стоимостью , т.е в расчете на требуемый расход нагреваемой воды из системы теплоснабжения для теплообменника с препадом температуры &#916;t w.от = 95-55=400С: . Таблица 13 – габариты установки Показатель и единица измерения Неразборные паяные Разборные с резиновыми прокладками СВ-51 СВ-76 СВ-300 М3-ХF6 М6-МF6 М10-ВF6 М15-ВFG8 Поверхность нагрева одной пластины, , м2 0,05 0,01 0,3 0,032 0,14 0,24 0,62

Габариты пластин, , мм 50х520 92х617 365х990 140х400 247х747 400х981 650х1885 Объем воды в канале, л 0,047 0,125 0,65 0,09 0,43 1,0 1,55 Максимальное число пластин в теплообменнике 60 150 200 95 250 275 700 Площадь отдельной пластины по ее габаритам , 0,0125 0,057 0,361 0,056 0,184 0,3924 1,225 Объем отдельной пластины по ее габаритам , 0,0125 0,057 0,361 0,056 0,184 0, 3924 1,225

Объем пластинчатой системы , 0,75 8,51 72,27 5,32 46,13 107,91 857,675 Масса отдельной пластины , кг 0,096 0,44 2,78 0,4312 1,42 3,02148 9,4344 Масса пластинчатой системы , кг 5, 78 65,57 556, 48 40,96 355,18 830,907 6604,0975 Таблица 14 - Технические характеристики пластинчатых теплообменников Стоимость пластинчатой части установки , тг. 1386 15735 133555 9831,36 85243 199418 1584983,4

Коэффициент теплопередачи, , Вт/( м2 • 0С) 7700 7890 7545 6615 5950 5935 6810 Габариты теплообменника, мм: - ширина - высота - длина, не более - длина, не менее 103 520 286 58 192 617 497 120 466 1263 739 - 180 480 500 240 320 920 1430 580 470 981 2310 710 650 1885 3270 1170 Объем установки , 0,015 0,058 0,435 0,0432 0,42 1,06507 4,06675 Масса (всесте с пластинчатой системой) установки, , кг 118 454,3 3349 332,64 3241,6 8162 30850

Стоимость исходного материала установки , тг. 283200 1090320 8037600 798336 7779840 19588800 74040000 и вычисленный расход для системы отопления при температурном перепаде сетевой воды &#916;tw.теп = 130 - 70 = 600С: , стоимость пластинчатой составляющей модели СВ-76 составит тг. Воспользовавшись паспортными данными бойлерной установки ПСВ – 500 – 13 – 24 , изготовленной из латуни, а согласно сведениям из сети

Internet стоимость латуни составляет в тенге: , по массе трубной составляющей установки кг, находим ее стоимость тг, т.е по данным цен на металлы и их сплавы на июнь месяц 2008 г стоимость основной составляющей бойлерной установки ПСВ – 500 – 14 – 23 превышает стоимость основной составляющей пластинчатого теплообменника СВ – 76 в 25 раз. Поскольку, технические и конструктивные особенности разборных пластинчатых теплообменников, в отличии от кожухо – трубных, обуславливают существенное снижение затрат на изготовление аппарата,

в сочетании с выше рассчитанной разностью стоимостей основных компонент бойлерного теплообменника ПСВ – 500 – 14 – 23 и пластинчатого аппарата СВ – 76 указывают на экономическую целесообразность реконструкции кожухо – трубной установки путем ее замены на пластинчатый теплообменник. 4.2 Техника безопасности и охрана труда Все лица, принимаемые на работу для обслуживания и ремонта оборудования тепловых сетей должны пройти предварительный медицинский осмотр и в дальнейшем проходить

его периодически в соответствии со списком производств и профессий, утвержденных приказом Министра здравоохранения Республики Казахстан от 12.03.2004 года №243. Запрещается допускать к эксплуатации и ремонту оборудования тепловых сетей лиц, не прошедших предварительного медицинского осмотра, а также лиц, имеющих противопоказания к выполнению указанных работ. Персонал, обслуживающий тепловые сети, должен быть обеспечен по действующим меркам спецодеждой, спецобувью

и индивидуальными средствами защиты, которыми он обязан пользоваться во время работы. При нахождении в помещениях с действующим энергетическим оборудованием, а также в колодцах и каналах необходимо надевать защитные каски. Весь персонал должен быть обучен приемам оказания доврачебной помощи пострадавшим от электрического тока и при других несчастных случаях. Персонал, обслуживающий камеры и проходные каналы, в которых возможно присутствие газа, должен знать:

Перечень, имеющихся в районе камер и участков тепловой сети, опасных в отношении загазованности. Отравляющее действие газа, допускаемые и опасные для человека концентрации газа в воздухе. Способы определения наличия газа. Правила производства работ и пребывания в местах опасных в отношении загазованности. Признаки отравления газом. Правила пользования средствами защиты органов дыхания. Правила эвакуации лиц, пострадавших от газа, из загазованной зоны и приемы оказания им первой помощи.

Переносные и ручные электросветильники при работе в камерах, каналах должны питаться от сети напряжение не выше 12В. Все подземные сооружения должны проверяться на содержание наиболее вероятных вредных веществ в воздухе рабочей зоны непосредственно пред допуском в них. В каждом районе перечень газоопасных камер доводится до персонала района и перечень должен быть вывешен на видном месте. Кроме того, все газоопасные камеры должны иметь отличительную окраску люков (рекомендуется

крышку люка или его цилиндрическую часть окрашивать в желтый цвет и помеченный в оперативной схеме). До начала и во время работы должны быть обеспечены естественные или принудительная вентиляция. Естественная вентиляция должна создаваться открытием не менее двух люков с установкой около них специальных козырьков, направляющих воздушные потоки. Принудительная вентиляция должна производиться при наличии в воздухе подземного сооружения вредных веществ или при температуре воздуха в ней выше 33 0С.

Если естественная и принудительная вентиляция не обеспечивает полное удаление вредных веществ, спуск разрешается только в шланговом противогазе. В обе стороны движения транспорта на расстоянии 10-15 метров от открытых люков подземных сооружений, расположенных на проезжей части должен устанавливаться предупреждающий дорожный знак. Вне населенных пунктов на расстоянии не менее 50 метров, от места и проведения работ со стороны движения транспорта дополнительно выставляется предупреждающий дорожный знак.

Место производства работ должно быть ограждено. В темное время суток и в условиях недостаточной видимости предупреждающие знаки, а также ограждения у места производства работ должны быть освещены лампами напряжением не выше 42В. Огражденная зона в зимнее время должна быть очищена от снега и льда и посыпана песком. При открывании люка камеры следует стоять с наветренной стороны (спиной к ветру). Время пребывания в подземных сооружениях, а также продолжительность отдыха определяет лицо, выдающее

наряд, в зависимости от условий и характера работы с указанием этого в строке наряда « особые условия». Работать в подземном сооружении (теплофикационной камере) при температуре воздуха в нем выше 33 0С допускается только в исключительных случаях с разрешения руководителя работ и под его непосредственным руководством. При температуре воздуха выше 33 0С работа должна производиться в теплой спецодежде, при наличии воды необходимо пользоваться резиновой обувью.

Запрещается работа в подземном сооружении при уровне воды в нем выше 450С. Для работы в теплофикационной камере, а также для периодических осмотрах их должна назначаться проинструктированная бригада, состоящая не менее, чем из трех человек, из которых двое должны находиться у люка и следить за состоянием работающего и воздухозаборным патрубком шлангового противогаза. Запрещается допускать к месту работы посторонних лиц.

Наблюдающий не имеет права отлучаться от люка на другие работы, пока в подземном сооружении находится человек. Если работающий в подземном сооружении почувствовал себя плохо, он должен прекратить работу и выйти на поверхность, при этом наблюдающий должен ему помочь. Запрещается открывать и закрывать подземных люков непосредственно руками, гаечными ключами или не предназначенными для этого предметами, для этого должны использоваться специальные крюки длиной не менее 500 мм.

Прежде чем закрыть люки после окончания работы, руководитель и производитель работ должны убедиться, что все рабочие вышли из ТК, не остались материалы, инструменты и другие посторонние предметы. Оставлять люки после окончания работ в подземном сооружении запрещается. Все трубопроводы должны иметь в верхних точках воздушники, в нижних - дренажное устройство, соединенное непосредственно с атмосферой. Подлежащий осмотру участок трубопровода во избежание попадания в него

горячей воды, должен быть отключен со стороны как смежных трубопроводов и оборудования, так и дренажных и обводных линий. Дренажные линии и воздушники, сообщающиеся непосредственно с атмосферой, должны быть открыты. С трубопроводов, отключенных для ремонта, следует снять давление и освободить их от воды. С электроприводов отключающей арматуры снять напряжение, а с цепей управления электроприводами – предохранители. Отключающая арматура и вентили дренажей должны быть обвязаны цепями или заблокированы другими приспособлениями

и заперты на замки. На вентилях и задвижках отключающей арматуры следует вывешивать знаки безопасности « не открывать – работают люди», на вентилях открытых дренажей – «не закрывать – работают люди». Открывать и закрывать задвижки и вентили с применением рычагов, удлиняющих плечо рукоятки или маховика, не предусмотренных инструкцией по эксплуатации арматуры, запрещается При опробовании и прогреве трубопроводов подтяжку болтов фланцевых соединений следует производить при

избыточном давлении не выше 4кгс/см2 (0,4 МПа). Сальники отельных компенсаторов следует подтягивать при давлении не выше 12 кгс/см2 (1,2МПа), осторожно, чтобы не сорвать болты. Добивку сальников компенсаторов и арматуры допускается производить при избыточном давлении в трубопроводах не более 0,2 кгс/см2 (0,02МПа) и температуре теплоносителя не выше 450С Заменять сальниковую набивку компенсаторов разрешается после полного опорожнения трубопровода.

Подготовку к ремонту вращающегося оборудования следует осуществлять согласно условиям производства работ, указанным в наряде. При этом оборудование должно быть отключено, снято напряжение с электродвигателя оборудования и электроприводов арматуры, питающий кабель отсоединен и заземлен. В подземных тепловых камерах внутренней площадью от 2,5 до 6м2 должно быть не менее двух люков, расположенных до диагонали, а при внутренней площади камер 6м2 и более – 4-х люков

Запрещается производство работа ремонтных и других на участках тепловой сети во время их гидропневматической промывки, при проведении испытаний. Запрещается одновременно проведение испытаний на расчетное давление и расчетную температуру. Пролезать через трубу для осмотра и очистки ее от посторонних предметов разрешается только на прямолинейных участках длиной не более 150м при диаметре трубы не менее 800мм. При этом должен быть обеспечен свободный выход с обоих концов участка.

Для осмотра и очистки труб должно быть назначено не менее 3-х человек, из них два должны находиться у обоих торцов трубы и наблюдать за работающим в трубе. Работу следует производить в брезентовых костюмах и рукавицах, в сапогах, очках и в каске. Кроме того, рабочий, пролезающий через трубу, обязан надеть наколенники и предохранительный пояс со страховочным канатом, конец которого должен находиться в руках наблюдающего со стороны входа в трубу.

У наблюдающего со стороны выхода из трубы должен быть фонарь, освещающий весь участок трубопровода. Время пребывания рабочего внутри трубы на 10-15 минут. При разрыве трубопровода с освобождением грунта и растеканием горячей воды, опасная зона должна быть ограждена и при необходимости должны быть выставлены наблюдающие. На ограждении должны быть установлены предупреждающие знаки безопасности, а в ночное время – сигнальное

освещение. Выводы: 1.Численная оценка экономической эффективности мероприятий по регулирования циркуляции и располагаемой мощности теплофикационной части турбоагрегата Т – 100 – 130, в зависимости от температуры наружного воздуха, в расчете на фиксированную тепловую нагрузку, в условиях теплосетей КарТЭЦ – 3 приводит к проведению компьютерных расчетов себестоимости затрат на производство 1 Гдж/ч тепла; 2.Реконструкция установленных на

Карагандинской ТЭЦ - 3 бойлерных теплообменников, их замены на пластинчатый теплообменные аппараты обеспечит снижение стоимости затрат на установку и эксплуатацию теплообменника в 20 – 25 раз. Заключение Карагандинская ТЭЦ 3 – тепловая электростанция, работающая на выработку электрической энергии номинальной мощностью 100 МВт, максимальной – 120 МВт, давление и температура свежего пара, по установленным характеристикам – 13 МПа; t = 5550С. Фактические параметры пара, после котла – давление 12,7

Мпа; температура – 5400С. В котельном цехе ТЭЦ – 3 установлены 7 котлов БКЗ – 420 – 140, с установленными параметрами пара за котлом t = 5600С, Р=140 кгс/см2 теплопроизводительностью 250Гкал/ч. 7х250 = 1750 Гкал/ч; фактические параметры пара: расход пара не более 380т/ч; температура пара не более t = 5400С; теплопроизводительность котлов – 221,6 Гкал/ч. 7 х 221,6 = 1551,2

Гкал/ч. В турбинном цехе ТЭЦ – 3 установлено четыре турбоагрегата (ст. № 1,2,3 – Т – 110 – 120 – 130 – 3; ст № 4 – Т – 110 – 120 – 130 – 5), забирающих от котлов 1945 т/ч, 1135 Гкал/ч тепла, тепловая мощность турбин – 692 Гкал/ч. Турбина представляет собой трех цилиндровый одновальный агрегат, состоящий из ЦВД, ЦСД и ЦНД. Общее число ступеней- 27. Турбина имеет 7 отборов пара.

Располагаемое тепло ТЭЦ – 3 составляет 745,88 Гкал/ч, что не позволяет качественно снабжать потребителей г.Караганды тепловой энергией. Увеличение располагаемой мощности Карагандинской ТЭЦ-3 до 999 Гкал позволяет устранить вынужденную срезку на температурном графике при температуре наружного воздуха -130С. На Карагандинской ТЭЦ – 3 основными подогревателями сетевой воды являются

ПГС №1 – 2300 –2-8-1, ПСГ № 2 –2300-3-8-1. Пар на них поступает из теплофикационных отборов турбин имеющие тепловую мощность 87,5 Гкал/ч при расходе пара на турбину 485т/ч, с параметрами t = 5550С, Р = 130 кгс/см2. Теплопроизводительность отборов ТГ ПСГ и ПСВ - 692 Гкал/ч. Теплопроизводительность ПБ и ПГВ 510 Гкал/ч. Итого расчетная теплопоизводительность теплообменного оборудования

ТЭЦ – 1202 Гкал/ч. При работе к/а № 1, 2, 3, 4, 5, 6 производится пара – 2170т/ч или 1262 Гкал/ч. Перемена в котлах т.е. замена к/а № 5 на 7 увеличения паровой нагрузки не приносит в связи с тем (2210т/ч, 1281 Гкал/ч), что к/а 6 и 7 должны работать на ТГ № 5, а паропровод не рассчитан на пропуск 740 т/ч пара до ТГ № 4 и поэтому котлы запирают друг друга и нагрузки снижаются до 355 &#247; 360т/ч.

С ТЭЦ-3 выходят две очереди, диаметром 1000 мм и 1200 мм, доходят до ЦТРП-1. ЦТРП-1 располагается после ТЭЦ-3, здесь идёт распределение теплоносителя по трём магистралям: М-4А диаметром 1000мм, М-4 диаметром 820мм, М-3 диаметром 1200мм. На ЦТРП-1 три насоса марки 200Д-90, производительностью 594 м3/час, напором водяного столба 35 м, диаметром рабочего колеса 500 мм; три электродвигателя (два электродвигателя типа

М-280М2-4, мощностью 200 кВт, 1480 оборотов в минуту; два электродвигателя типа М-280МL-6, мощностью 132 Квт,1000 оборотов в минуту). Установленная мощность 532 кВт. На ЦТРП-1 имеются два бака-аккумулятора по 2000 м3 каждый. Теплотрасса М-4 обслуживает зону «Сельмаш», теплотрасса М-3 обслуживает остальные районы Майкудука: микрорайоны 18,19, 1 и 2 кварталы, улицы

Белинского, Архитектурная, Щорса, Лихачёва. М-4А идёт транзитом через Майкудук и в П-5 соединяется с М-3. У ОН-87 с М-3 идёт отпайка М-5 на МКР. Степные 1,2,3,4, МКР. 27,28/1,28/2,29, 30. У ОН-87 с М-3 идёт отпайка М-10 на Гульдер,1,2. Далее от ОН-87 идёт М-3б до конечных потребителей улицы Ермекова.

С ТЭЦ-3 выходит ещё одна трасса М-8 диаметром 800мм до Пришахтинска и Сортировки. Требующие ремонта, или замены кожухо – трубные теплообменники (бойлера), могут быть реконструированы, в условиях Карагандинской ТЭЦ – 3, путем их замены на технически более эффективные пластинчатые теплообменные аппараты. Эксплуатация пластинчатых теплообменников, в расчете на установленную по температурному графику 150/700С

тепловую мощность обеспечит снижение стоимости затрат на установку и эксплуатацию теплообменника в 20 – 25 раз. Заключение: В данной работе: 1. Выполнен анализ технического состояния котельного (7 котлов БКЗ – 420 – 250 – 140) и турбинного (четыре турбоагарегата модели Т – 100 – 130) оборудования теплоэлектростанции ТЭЦ – 3 г.Караганды; 2. Изучена принципиальная схема подключения тепломеханического оборудования существующих

тепловых сетей Карагандинской ТЭЦ – 3, откуда установлено, что: - подогрев сетевой воды осуществляется подогревателями ПГС №1 – 2300 –2-8-1, ПСГ № 2 –2300-3-8-1, и при двухуровневом подогреве тепловая мощность теплофикационной установки 175 Гкал/ч, при пропускной способности 4500 ; - из 14 установленных на выходе с ТЭЦ – 3 теплообменников ПБ (ПСВ – 500-14-23) первой и второй очереди, шесть штук в рабочем состоянии, а оставшиеся 8 требуют, либо капитального ремонта (из – за засоленности и механического износа трубок

бойлеров), либо реконструкции. 3. Поcкольку, по паспортным данным при давлении сетевой воды на входе в бойлера - 24 кгс/см2 , расход составляет 1500 т/ч, при снижении давления на входе пропускная способность снижается до 1300т/ч. Пропускная способность ПБ – 7800 т/ч (остальные 4000 т/ч приходится байпасировать с потерей температуры смеси после ПБ). Из – за гидравлического сопротивления ПБ 0,8 –1,0 кгс/см2 и гидравлических потерь трубопроводов, на выходе с

ТЭЦ - 3 возможно поддерживать давление прямой сетевой воды 12,0 – 13,5 кгс/см2, при циркуляции не более 11500 – 12000т/ч; 4. Сравнение теплотехнических показателей существующих на ТЭЦ – 3 ПБ (ПСВ – 500 – 14 – 23) и технически более эффективных пластинчатых теплообменников (СВ – 76), в расчете на располагаемую тепловую мощность ТЭЦ- 3 (745, 88 Гкал/ч, по температурному графику 110/70; 734 Гкал/ч, по графику теплосетей 150/70), показывает, что

реконструкция бойлеров, путем их замены на пластинчатые теплообменники дает увеличение коэффициента теплопередачи в 7 – 8 раз, снижение металлоемкости в 20 - 25 раз. Поэтому, достижение номинальной пропускной способности теплообменников на выходе в теплосети - 13381 т/ч (располагаемое тепло ТЭЦ 745, 88 Гкал/ч, присоединенная нагрузка – 764,7 Гкал/ч), можно обеспечить техническими мероприятиями по замене бойлеров (ПБ) на теплообменники пластинчатого

типа; 5. Из анализа зависимости расчетной тепловой мощности от расчетной циркуляции по температурному графику 150/700С, при существующей гидравлической схеме теплосетей КарТЭЦ – 3, установлено, что график 150/700 выполняется при температуре наружного воздуха t = - 320С, если тепловая мощность станции составит 928 ГКал Список использованной литературы 1. Антонов Е.

А. Повышение надежности тепловых сетей// Электрические станции. 1978 №1. С.36-39 2. Витальев В.П. Бесканальные прокладки тепловых сетей. М.: Энергоатомиздат 1983, 3. Инструкция по эксплуатации тепловых сетей. М.: Энергия, 1992 4. Инструкция по учету отпуска тепла электростанции и предприятиями тепловых сетей. М Энергия 1998. 5. Инструкция по установке индикаторов коррозии и метод их обработки 6.

Кулаков Н.Г Бережков И.А. Справочник по эксплуатации систем теплоснабжения. Киев: Будивильник, 197. 7. Мадорский Б.М Шмидт В.А. Эксплуатация центральных тепловых пунктов, систем отопления и горячего водоснабжения. М.: Стрйиздат,1971 8. Манюк В.И. Каплинский Я.И. Справочник по наладке и эксплуатации водяных тепловых сетей. М Стройиздат 1982г. 9. Николаев А.А. Справочник проектировщика.

Проектирование тепловых сетей. 1980г. 10. Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанции и тепловых сетей. Алматы 1995г. 11. Панин В.И. обслуживания коммунальных котельных и тепловых сетей. Учебное пособие 1970г. 12. Правила технической эксплуатации электрических станций и тепловых сетей. РК.РД34РК20-501-02 13. Переверзев В.А. Шумов В.В.

Справочник мастера тепловых сетей изд. второе перераб. Ленинград Энергоиздат. Ленинградское отделение 1987г. 14. Строительные нормы и правила СНиП 3.05.0385 «Тепловые сети» Госстрой СССР. – ЦИТП Госстроя СССР 1986-32с 15. Сканави А.Н. Конструирование и расчет систем водяного и воздушного отопления зданий 2-е изд

М.: Стройиздат, 1983 304с. 16. Сканави А.Н. Махов Л.М. Отопление Учебник для вузов. Москва издательства АСБ 2002г 17. Ткачук А.Я. Система отопления: Проектирование и эксплуатация – Киев Будивильник, 1985 136с 18. Типовая инструкция по технической эксплуатации тепловых сетей коммунального теплоснабжения. Согласовано Госэнергонадзораром Минэнерго

России (02.10.00 №32-01-02/25) 19. Тихомиров А.К. Теплоснабжения района города: учебное пособие А.К. Тихомиров. – Хабаровск: Издательство Тихоокеан, гос. ун-та 2006-135с 20. «Паровые и газовые турбины» П.Н.Шляхин. М (Энергия), 1974г. 21. «Тепловые электрические станции» В.Я.Рыжкин. М Энергоатомиздат, 1987г. 22. «Вспомогательное оборудование тепловых электростанций» Л.И.Другов, В.Н.Сорокин. М (Высшая школа), 1968г. 23. «Правила техники безопасности»

Министерство энергетики и электрификации СССР. М Энергоатомиздат, 1984г. 24. Паровые и газовые турбины: учебник для вузов/ М. А. Трубилов, Г. В. Арсеньев, В. В. Фролов и др.; Под ред. А. Г. Костюка, В. В. Фролова. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 352 с. ил. 25. Вукалович М. П. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара

М.: Энергия, 1969 500 с. 26. Бененсон Е. И Иоффе Л. С. Теплофикационные паровые турбины / Под ред. Д. П. Бузина 2-е изд перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1986. – 272 с.: ил. 27. Инструкции по эксплуатации оборудования ТЦ ТЭЦ-3 28. СНиП РК 4.02-42-2006 «Отопление, вентиляция и кондиционирование»