3104

Топливное хозяйство. Жидкое и газообразное топливо

Книга

Энергетика

Топливное хозяйство. Жидкое и газообразное топливо ЖИДКОЕ ТОПЛИВО Сырая нефть представляет собой смесь жидких углеводородов различного состава, в которых могут быть растворены твердые углеводороды. Состав рабочей части топлива - Cр + Hр + Sр + Oр...

Русский

2012-10-24

5.85 MB

55 чел.

Топливное хозяйство. Жидкое и газообразное топливо

ЖИДКОЕ ТОПЛИВО

Сырая нефть представляет собой смесь жидких углеводородов различного состава, в которых могут быть растворены твердые углеводороды.

Состав рабочей части топлива - Cр + Hр + Sр + Oр + Nр + Aр + Wр = 100%. Где C,  H, S, - горючие элементы, O, N – внутренний балласт, A, W – внешний балласт (зольность и влажность).

        Элементарный состав нефти изменяется в относительно узких пределах, Состав ее органической массы может быть принят следующим: Ср = 87,0%; Нр = 12,5%; 0р + Nр = 0,5%. В рабочей массе содержатся следы минеральных примесей, а, кроме того, может содержаться до 1% влаги и значительное количество серы, доходящее до 3,5% и выше. Низшая теплота сгорания нефти составляет приблизительно 10 000 ккал/кг; плотность изменяется в не очень широких пределах; ориентировочно ее можно оценить в 0,90— 0,95 кг/м3. Сырая нефть в качестве топлива не используется и перерабатывается в моторное топливо, смазочные масла различных марок, трансформаторное масло и т. п. В качестве энергетического топлива используется только отход нефтепереработки — мазут.

Нефть, нефтепродукты и мазут характеризуются содержанием серы, плотностью, вязкостью, температурами застывания, вспышки и воспламенения.

Сера — вредная примесь, так как она вызывает коррозию аппаратуры при переработке нефти и коррозию поверхностей нагрева котельных агрегатов при сжигании мазута, а также приводит к загрязнению атмосферы сернистым ангидридом SOx.

При переработке нефти сера частично переходит в нефтепродукты, но большей частью остается в мазуте. По содержанию серы нефть и мазут делят на три класса:

  •  малосернистые с содержанием серы не более 0,50% (Sр  0,5%),
  •  сернистые с содержанием серы от 0,51 до 2,00% (Sр = 0,5 2%) ,  
  •  многосернистые с содержанием серы более 2,00% (Sр = 2,5 3,5%).

В результате совершенствования процессов переработки нефти снижается выход мазутов, но значительно повышается их вязкость. В настоящее время сжигается только вязкий мазут.

Загрязненность мазута внешним балластом зависит от условий добычи, хранения и перевозок. Зольность совершенно ничтожна (доли процента). Влажность мазута в местностях, ближе расположенных к промыслам, обычно не превышает 1%, а по мере удаления увеличивается и в среднем составляет около 3%. Примесь парафина в нефтяных остатках, не отражаясь на их теплотехнических свойствах, способствует повышению температуры  застывания, которая для некоторых мазутов доходит до 42°С. Такой мазут для перекачки и сжигания приходится систематически подогревать до 70—115°С. Первоначально мазут разогревают в цистернах, баках, нефтехранилищах для перекачки его по трубопроводам. Для этого устанавливают в них змеевики, обогреваемые паром или горячей водой при температуре не выше 145°С. Нефтехранилища и баки должны обязательно сообщаться с атмосферой. Наружные мазутопроводы тщательно утепляют или прокладывают совместно с паропроводами. Мазут, подаваемый к форсункам, дополнительно подогревается в поверхностных теплообменниках.

Мазут немного легче воды; плотность его колеблется в пределах 0,89—0,998. Вследствие этого вода, примешанная к мазуту, при хранении в резервуарах может отстаиваться, опускаясь вниз. При вязких мазутах отстаивание может происходить только при прогреве.

Вязкость (вязкость - свойство жидкостей и газов оказывать сопротивление взаимному перемещению частиц (молекул) под действием приложенных сил) нефти и главным образом мазута определяет возможность транспортирования их по трубопроводам, а также распыления: чем выше вязкость топлива, тем труднее перекачивать и распылять его.

Вязкость нефти, нефтепродуктов и мазута выражают обычно в единицах условной вязкости ВУ.

      Согласно ГОСТ 6258-52 условной вязкостью называют отношение времени истечения из вискозиметра типа ВУ 200 мл испытуемого нефтепродукта при температуре испытания (ко времени истечения 200 мл дистиллированной воды при температуре 20° С). Величина этого отношения выражается как число условных градусов. Условная вязкость при температуре  обозначается ВУ.  С повышением температуры вязкость нефтепродуктов уменьшается

     При понижении температуры наступает такой момент, когда нефть, нефтепродукт или мазут загустевает (застывает), превращаясь в нетранспортабельный твердый продукт. Температурой застывания нефтепродукта называют ту температуру, при которой он в условиях опыта загустевает настолько, что при наклоне пробирки под углом 45° к горизонту уровень продукта остается неподвижным в течение 1 мин.

Для большинства нефтепродуктов температура застывания лежит в области отрицательных температур, причем чем легче нефтепродукт, тем ниже эта температура. Однако для некоторых сортов нефти и мазута температура застывания становится положительной, доходя до 25 °С и выше. На температуру застывания нефти и мазута заметно влияет их состав и в первую очередь содержание парафина, который резко повышает температуру застывания.

Температуры вспышки и воспламенения определяют воспламеняемость нефтепродукта и, в частности, пожарную опасность, которую он представляет.

  Температурой вспышки называют ту температуру данного нефтепродукта, нагреваемого в определенных лабораторных условиях, при которой пары его образуют с окружающим воздухом смесь, вспыхивающую при поднесении к ней пламени (температура при которой мазут вспыхивает, при внесении открытого огня, но не горит: tхр< tвс (на10 – 15 0С). Температура вспышки мазута от 90 – 140 0С).

  


    
Температурой воспламенения нефтепродукта называют температуру, при которой нагреваемый в установленных лабораторных условиях продукт загорается при поднесении к нему пламени и горит не менее установленного времени (Температура воспламенения – это температура при которой смесь горит не менее 5 секунд:    tвосп > tвс (на 10 – 15(40) 0С).).

  •  для бензина температура вспышки составляет 20—50 оС,
  •  для мазута 80—140 °С.

Жидкое котельное топливо — топочный мазут — по своему элементарному составу мало отличается от сырой нефти.

   Горючая масса мазута имеет следующий состав:

СР =85,5—87,7%; НР =10,0-11,7%;  OР + NР = 0,6—1,0%, SР = 0,5—3,5%. Теплота сгорания горючей массы — около 10 000 ккал/кг. 

   Теплотой сгорания топлива называется количество тепла, выделяющегося при полном сгорании твердого, жидкого или газообразного топлива. Ее определяют отношением теплоты, выделяющейся при полном сгорании топлива, к массе сгоревшего топлива, т. е.

q = Q,

где: Q - теплота, выделяющаяся при полном сгорании топлива; m - единица массы топлива.                                         

Если принять Q =1 джоулю (Дж); т=1 кг, единицей теплоты сгорания будет = 1 Дж/кг

    В теплотехнике применяют также кратные единицы (кДж/кг, МДж/кг, ГДж/кг).

Теплота сгорания топлива является важнейшей характеристикой рабочей массы топлива. Она зависит от содержания горючих частей в единице массы рабочего топлива. Чем больше в топливе горючих веществ, тем больше теплота его сгорания.

Различают высшую и низшую теплоту сгорания топлива.

Высшая теплота сгорания Qрв, которую получают путем сжигания пробы топлива в калориметрической бомбе, при этом часть тепла расходуется на испарение воды, образующейся при сгорании топлива, а также содержащейся в нем влаги.

Влажность топлива. Влажность мазута в местностях, ближе расположенных к промыслам, обычно не превышает 1%, а по мере удаления увеличивается и в среднем составляет около 3%.

Низшая теплота сгорания топлива Qрн меньше высшей на количество тепла, которое затрачивается на испарение воды, образующейся при полном сгорании топлива, а также влаги, содержащейся в нем. Низшей теплотой сгорания пользуются для практических расчетов, так как при сжигании топлива в топках паровых и водогрейных котлов пары воды уносятся с горячими газами в дымовую трубу.

Теплоту сгорания топлива определяют в особом приборе - калориметре или подсчитывают по процентному содержанию составных частей топлива

Мазут обычно содержит некоторое количество воды, увеличивающееся после водных перевозок, а также при разогреве в цистернах острым паром. Содержание минеральных примесей в мазуте заметно возрастает по сравнению с нефтью, составляя приблизительно 0,3%.

    Мазут подразделяют на шесть марок: Ф5, Ф12, 40, 100, 200 и МП, из них в стационарных котельных установках сжигают только мазут марок 40, 100 и 200. Основные физико-технические характеристики этих марок мазута приведены в табл.

Приемные устройства мазута.

В качестве жидкого топлива на теплогенерирующих установках (ТГЕ) в основном поступает высоковязкий мазут  марки M - l 00 и в небольших количествах растопочный мазут М - 40, в отдельных случаях - маловязкая стабилизированная нефть. Для перекачки мазута, заполнения и слива его из емкостей температура мазута должна быть не ниже 55 °С для мазута марки М - 40 и 70 °С для M-l 00, что соответствует вязкости не выше 30° ВУ.

Мазут большей частью поступает на ТГЕ по железной дороге в цистернах с грузоподъемностью до 125 т, которые не приспособлены для поддержания необходимой температуры текучести мазута. В пункты назначения мазут прибывает с низкой температурой (особенно в его внешней пристенной зоне) и высокой вязкостью, что делает невозможным его самостоятельный слив.

Теплопроводность (Передача внутренней энергии от одних частей среды к другим, обусловленная хаотическим движением частиц, во внесистемных единицах теплопроводность измеряется в кал/(ссм°С); ккал/(чм°С). Согласно Международной системе единиц (СИ), единица измерения теплопроводности Вт/(мК)) и температуропроводность мазута очень малы, а поэтому разогреть всю массу мазута на большую глубину (диаметр цистерны 2600—2800 мм) при подводе теплоты только снаружи за короткое время невозможно.

      На ТЭГ применяют два способа ускоренного слива мазута из цистерн:

  1.  прогрев всей массы топлива в цистерне свежим паром;
  2.  интенсивный прогрев нижней части цистерны снаружи с одновременным сливом разогретого мазута.

Вместимость приемной емкости основного мазутохозяйства принимается не менее 20% вместимости цистерн, устанавливаемых под разгрузку. Насосы должны обеспечить перекачку мазута, слитого из цистерн, установленных под разгрузку, не более чем за 5 ч;

(предусматривается резерв насосов).

       Приемная вместимость растопочного мазутохозяйства д. б. не менее 120 м3 (резерв насоса не предусматривается). В приемных емкостях и резервуарах мазутохранилища нагрев мазута до t  90 °С не разрешается.

Подогрев мазута открытым паром получил наиболее широкое распространение (рис. 4.1).

Для этого сливная эстакада оборудуется стационарной разводкой пара, поступающего с давлением 1,2 - 1,5 МПа и температурой 200 - 280 °С.  Пар шлангом подводится к центральной и двум боковым изогнутым штангам, которые на нижних концах имеют отверстия диаметром 5 – 6  мм  для выхода пара в толщу мазута.

Вытекающие из отверстий струи пара за счет теплоты конденсации разогревают мазут, который по мере увеличения текучести сливается через нижнее отверстие цистерны.

Недостатком подогрева мазута открытым паром является значительное обводнение топлива, при этом в последующем мазут практически не отстаивается от воды. Этот способ прогрева требует длительного времени и ведет к продолжительному простою цистерн под разгрузкой. Такой же длительностью разгрузки ввиду слабой интенсивности обладает и метод внешнего комбинированного  разогрева  прибывших цистерн в специальных тепляках за счет теплового излучения от трубчатых панелей, обогреваемых паром при температуре около 200 °С, и струями горячего воздуха с температурой 125 °С.

Большей интенсивностью разогрева мазута отличаются цистерны, оборудованные паровой рубашкой (рис. 4.2,а). В таких цистернах, поступивших на разгрузочную эстакаду, уже через несколько минут после подачи пара стенки корпуса нагреваются до температуры 80 °С, пристенный слой мазута становится текучим и стекает к сливному патрубку 3 (рис. 4.2,6). На его место поступают холодные слои мазута и разогреваются. Интенсивный «нагрев определяется конденсацией поступающего/ пара, в связи с чем разогрев и слив мазута из цистерны происходят в 2—3 раза быстрее, чем в цистернах обычной конструкции. При этом в 2—2,5 раза уменьшается расход пара по сравнению с открытым способом нагрева, не происходит обводнения мазута, достигается полный слив и не требуется последующей очистки цистерны от остатков вязкого мазута.

Поиски новых, эффективных методов слива жидкого топлива ведутся в различных направлениях. Среди них можно назвать слив под избыточным давлением в цистерне за счет подачи в верхнюю ее часть сжатого пара, применение вибрации в процессе разогрева мазута, увеличивающей интенсивность теплообмена, использование инфракрасных излучателей вместо паровых калориферов при нагреве в. тепляках и др.

При расположении   складов хранения вблизи нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) предприятие получает горячий мазут с температурой 60-95 °С по трубопроводам прямо в резервуары станции. Этот способ исключает потери теплоты при охлаждении мазута на НПЗ и повторные затраты ее на  последующий нагрев мазута на ТЭГ.

Технологическая схема подготовки мазута к сжиганию.

Мазутное хозяйство   ТЭГ состоит из комплекса сооружений, устройств, аппаратов и агрегатов, предназначенных для приема, хранения, подготовки и подачи жидкого топлива (мазута) к паровым котлам для сжигания.

Жидкое топливо может использоваться как основное, как резервное или в качестве растопочного. На газомазутных электростанциях оно чаще всего является основным топливом, т. е. сжигается в котлах большую часть года. Подача основного или резервного топлива всегда рассчитывается  на  обеспечение полной мощности ТЭГ     Мазутное хозяйство должно обладать абсолютной надежностью подачи топлива, иметь достаточно простую технологическую схему в интересах удобного обслуживания я быстрого безошибочного подключения резервного оборудования.

Технологический тракт подготовки мазута на ТЭГ (рис. 4.3) включает в себя приемно-сливное   устройство (сливные эстакады с желобами, приемные резервуары с погруженными перекачивающими насосами), основные резервуары для хранения постоянного запаса мазута, мазутонасосную систему трубопроводов для перекачки мазута и пара и группу подогревателей  мазута.  Подготовка мазута перед его сжиганием заключается в удалении механических примесей, повышении давления мазута и его подогреве, необходимых для снижения потерь энергии на транспорт мазута к паровым и водогрейным котлам и его тонкого распыления в форсунках горелочных устройств. Система резервуаров-хранилищ мазута со всем оборудованием подготовки и перекачки мазута по существующим    противопожарным   нормам должна располагаться на удалении от главного корпуса ТЭГ, вне ее территории.

В приемно-сливном устройстве поступающий мазут подогревается до 60—70 °С и подается погруженными перекачивающими насосами в основные резервуары— наземные железобетонные баки-хранилища. Температура мазута в баках поддерживается не ниже 60 °С в любое время года за счет циркуляционного   подогрева путем возврата в бак части (до 50 %) разогретого во внешних паровых подогревателях мазута Недостаток   циркуляционного подогрева мазута—повышенный расход электроэнергии на его перекачку, однако это окупается достоинствами метода.

Типовой является двухступенчатая схема подачи топлива, разработанная институтом Теплоэлектропроект (ТЭП). По этой схеме подготовка топлива к сжиганию (подогрев, перемешивание мазута в резервуарах, фильтрация от внешних загрязнений) осуществляется за счет работы насосов первой ступени при низком давлении мазута (около 1 МПа). Насосы второй ступени перекачивают в главное здание ТЭГ уже подогретый и очищенный мазут и развивают необходимое высокое давление (3,5 - 4,5 МПа). Производительность насосов первой ступени выбирается с учетом 50 % рециркуляции мазута в пределах мазутного хозяйства, а насосов второй ступени - также с учетом дополнительного расхода на рециркуляцию мазута, которая нужна для поддержания температуры при транспорте мазута к котлам в любых режимах эксплуатации. При высокой скорости мазута на выходе из распиливающей форсунки может иметь место сильный абразивный износ металла мазутных каналов форсунки и быстрый выход ее из строя. Кроме того, при диаметре выходного сопла форсунки 3 - 5 мм не исключено его забивание крупными твердыми часгицами или сгустками асфальтосмолистых веществ. Очистка мазута от более грубых фракций происходит в фильтрах грубой очистки с размером ячеек сетки 1,5 1,5 мм2, .которые устанавливают обычно на сливе мазута в приемные резервуары. Последующее удаление примесей производится в фильтрах тонкой очистки, установленных перед насосами второй ступени на подогретом мазуте. За счет избыточного давления насосов первой ступени мазут продавливается через цилиндрическую сетку с размером ячеек 0,3 - 0,5 мм. Повышение температуры мазута обеспечивается в паровых подогревателях. Более распространенными являются секционные подогреватели, выполненные по схеме «труба в трубе» (рис. 4.4).

Мазут по нескольким трубкам малого диаметра движется внутри камер-секций и снаружи обогревается конденсирующимся   паром. Такие подогреватели при давлении греющего пара до 1,5 МПа обеспечивают нагрев мазута до 150 °С. Коэффициент теплопередачи при скорости мазута 1-1,5 м/с составляет 120-300 Вт/(м2  К) в зависимости от степени загрязнения внутренней поверхности трубок.

Подогреватели обычно   располагают группами вне помещения мазутонасосной. Конденсат пара подвергается затем тщательной очистке от мазута и масел и используется в цикле электростанции.

По условиям тонкого распыления мазута в форсунках очень важно поддерживать вязкость и давление мазута на нужном уровне. При сжигании мазута с малыми избытками воздуха в мощных горелках с высоконапорными форсунками механического распыла его вязкость перед форсунками не должна превышать 1,5 - 2° ВУ, для чего мазут марки M - l00 следует нагревать до температуры 140 °С, а М - 200 до 160°С. В других случаях (применение паромехаонических форсунок, механические форсунки малой мощности) вязкость мазута не должна быть выше 2,5 - 3° ВУ и подогрев не ниже 120-140°С. Для ТЭГ, получающих мазут постоянного качества, контроль за вязкостью мазута по температуре вполне достаточен. Но нередко электростанции получают мазут с различными вязкостно-температурными характеристиками. В таких случаях необходим прямой контроль за вязкостью мазута в процессе эксплуатации, что обеспечивается автоматическим вязкозиметром. По его показателям изменяется температура подогрева мазута.

В процессе эксплуатации мазутопроводов и подогревателей на внутренней поверхности труб увеличиваются загрязнения в виде отложений высокомолекулярных соединений. В подогревателях при температуре стенки выше 150 °С начинается процесс коксования (отвердевания) отложений в пристенном слое. Это явление ведет к росту гидравлического сопротивления (иногда в 5-10 раз) и снижению теплообмена в подогревателе, что сокращает рабочую кампанию системы и требует частых остановок на очистку. В целях предотвращения загрязнения мазутопроводов, уменьшения роста загустевших осадков в резервуарах в мазут вводят щелочные растворимые присадки, разработанные Всесоюзным научно-исследовательским институтом нефтепереработки типов ВНИИНП 102—ВНИИНП 106 B количестве около 0,2 % расхода мазута. Указанные присадки снижают вязкость мазута за счет растворения части высокомолекулярных углеводородов и тем самым приводят к уменьшению осадка в резервуарах, мазутопроводах и снижению коксования подогревателей и каналов форсунок.

Работа системы мазутного хозяйства автоматизирована. Насосы первой и второй ступеней управляются дистанционно с местного щита управления мазутонасосной или главного щита электростанции. На случай падения давления в напорных мазутопроводах предусмотрено устройство автоматического ввода резервных насосов, а для оперативных переключений   магистралей установлены быстродействующие отсекающие клапаны с соленоидными приводами.

ХРАНЕНИЕ ЖИДКОГО ТОПЛИВА

Хранение мазута производят в специальных резервуарах, которые могут быть наземными, полуподземными и подземными. Резервуары для хранения мазута выполняют железобетонными или стальными. Распространены стальные вертикальные резервуары с конусной кровлей. В настоящее время в соответствии со СНиПП-35—76 при проектировании мазутного хозяйства рекомендуется устанавливать железобетонные резервуары (подземные и наземные). Применение стальных резервуаров допускается только с разрешения Госстроя России. Для хранения основного и резервного топлива следует устанавливать не менее двух резервуаров, а для хранения аварийного топлива допускается установка одного резервуара.

В состав мазутного хозяйства входят также резервуары для жидких присадок. Для слива и хранения жидких присадок устанавливается не менее двух резервуаров общей емкостью не менее 0,5% емкости резервуаров для хранения мазута. При хранении мазута в подземных резервуарах промежуточная емкость не устанавливается и слив мазута из цистерн производится непосредственно в резервуары.

Эксплуатация резервуаров заключается в систематическом наблюдении за всеми узлами и своевременной ликвидации обнаруженных неисправностей. При эксплуатации резервуаров и их оборудования необходимо:

а) проверять плотность всех соединений (фланцев, сальников арматуры, мест примыкания арматуры к корпусу резервуара);

б) следить за состоянием окраски;

в) следить за осадкой резервуара, принимая немедленные меры в случае неравномерной осадки;

г) поддерживать чистоту на территории установки резервуаров, очищая ее в зимнее время от снега;

д) наполнение и опорожнение резервуаров производить постепенно;

    е) не допускать вибрации трубопроводов, соединенных с резервуаром;

ж) перед пуском пара в подогреватели, установленные в резервуаре, производить их дренаж во избежание гидравлических ударов;

з) систематически контролировать качество конденсата подогревателей, установленных в резервуаре, чтобы своевременно выявить не плотность в подогревателях;

и) при переходе на новый резервуар сначала полностью открыть задвижку, установленную на трубопроводе от резервуара к насосу, и только после этого отключить действующий резервуар;

к) при наполнении или опорожнении резервуара производить измерение уровня топлива в нем не реже чем, через два часа; при подходе к верхнему уровню снизить подачу мазута до минимальной, установив непрерывный контроль во избежание переполнения резервуара.

При эксплуатации резервуаров необходимо периодически производить их очистку от осадков, которые образуются при хранении мазута. Очистка резервуаров чаще всего производится вручную. Однако такая очистка очень трудоемка и опасна. В последнее время начал применяться механизированный способ очистки с применением препаратов МЛ. Моющие препараты значительно облегчают труд и позволяют обойтись без предварительной пропарки очищаемого резервуара.

Ремонт резервуаров бывает осмотровой, текущий и капитальный. Осмотровой ремонт производится без опорожнения резервуара не реже двух раз в год. Он заключается в проверке состояния корпуса, кровли, находящегося снаружи оборудования и в ликвидации выявленных дефектов.

Текущий ремонт производится не реже одного раза в 2 года и заключается в очистке внутренней поверхности, ремонте корпуса и днища, замене или ремонте оборудования, испытании на прочность и плотность отдельных узлов, окраске резервуара. Капитальный ремонт производится по мере необходимости в зависимости от состояния резервуара по данным осмотрового и текущего ремонтов.

ПРИРОДНЫЙ ГАЗ И ЕГО СВОЙСТВА

 Газ (от греческого «хаос» было введено в XVII в. Голландским учёным Яном Баптистом ван Гельмонтом ), агрегатное состояние вещества в котором кинетическая  энергия теплового движения его частиц ( молекул, атомов, и ионов) значительно превосходит потенциальную энергию взаимодействий между ними, в связи с чем частицы движутся свободно, равномерно заполняя в отсутствии внешних полей весь предоставленный им объем.

Состав топлива

   Газовое топливо представляет собой смесь горючих и негорючих газов, содержащее небольшое количество примесей в виде водяных паров и пыли.

Различают газовое топливо естественное и искусственное. Природный горючий газ обычно не имеет цвета и запаха. Исключением является газ, в состав которого входит сероводород.

   Естественные газы имеют биохимическое происхождение, они образовались в результате разложения органических веществ - растительного и животного мира и отличаются большим содержанием метана СН4 (80-98 %), этана С2Н6, пропана С3Н8, бутана С4Н10и пентана, доля углерода составляет 42-78% , водорода 14-24%, азота в виде примесей не превышает 11% но иногда достигает 30-50% и более. Кислород находится в связанном состоянии и входит в состав углекислого газа. Кроме того, в состав входит углекислый газ, водяные пары, азот, гелий и др. содержание углекислого газа может достигать 2-4%, реже 10-15% и более. Концентрация гелия в большинстве случаев составляет сотые и тысячные доли процента.  Перед подачей природного газа в магистральные трубопроводы его подвергают очистке от вредных примесей и осушке (удалению водяных паров). Разведанные запасы природного газа в России составляют около- 48 трлн. кубометров. На долю России приходится около 33% доказанных мировых ресурсов газа и 28% его мировой добычи. Самые крупные  в мире газовые и газоконденсатные месторождения: Уренгойское, Ямбургское, Юбилейное, Арктическое, Заполярное, Тазовское, Медвежье,Харасавейское.

К горючим компонентам газообразного топлива относятся следующие вещества:

  Окись углерода  (СО).  Бесцветный газ, без запаха и вкуса; теплотворная способность 2413 ккал  СО  - легко вступает в соединение с гемоглобином крови. В соответствии с этим  окись углерода является высоко токсичным газом. Пребывание в помещении, воздух которого содержит 0,5 % СО, в течение 5 минут - опасно для жизни.

  Водород  Н2 . Бесцветный нетоксичный газ, без вкуса и запаха. Он в 14,5 раз легче воздуха. Теплотворная способность водорода составляет:

высшая  12,762 МДж /м3 , низшая  10,806 МДж /м3.

Водород отличается высокой реакционной способностью, водородно-воздушные смеси имеют широкие пределы воспламенения и весьма взрывоопасны.

   Метан  СН4.  Бесцветный нетоксичный газ без запаха и вкуса, легче воздуха, малорастворим в воде.  Температура кипения составляет – 164,5 оС. В  состав метана  входит 75 % углерода и 25 % водорода.  При атмосферном давлении и температуре  -162 град 0С сжижается и его объём уменьшается почти в 600 раз.

 Вследствие  содержания в метане 25 % водорода (по весу) имеется большое различие между высшей и низшей теплотворностью. (Оговаривается выше.)

  Содержание метана в природных газах достигает 98 %, поэтому его свойства практически полностью определяют свойства природных газов. Горит бледным синеватым пламенем, образуя оксид углерода(VI) и воду:

СН4 + 2О2  СО2 + 2Н2О

В смеси с воздухом (или кислородом, особенно в соотношении по объёму 1:2, что видно из уравнения реакции) метан образует взрывчатые смеси. При неполном сгорании метана образуется сажа. Благодаря большой теплотворной способности 38-40 МДж/кг. метан в больших количествах расходуется как в качестве топлива.

В негорючую (балласт) часть газообразного топлива входит:

Балластом в природных газовых топливах является в основном азот и диоксид углерода. 

Азот (N2).  Двухатомный, бесцветный газ без запаха и вкуса,  не реагирует  с кислородом, рассматривается как инертный газ (при расчетах процесса горения).

  

 Углекислый газ (СО2).  Бесцветный газ, тяжелый, мало реакционный при низких температурах. Имеет слегка кисловатый запах и вкус. При концентрации 10 % и более вызывает сильные отравления, тяжелее воздуха в 1,53 раза. Содержание СО2 в природных газах понижает их теплотворную способность и делает неэкономичным при транспортировке природного газа на дальние расстояния.

 Кислород 2). Газ без запаха, цвета и вкуса. Содержание О2 в газе понижает его теплотворную способность и делает газ взрывоопасным. Поэтому содержание О2 в газе не должно быть по ГОСТу не более 1 % (по объёму).

 Сероводород2S). Тяжелый газ с сильным и неприятным запахом , напоминающим запах тухлых яиц, обладает высокой токсичностью, при сгорании образует сернистых газ , вредный для здоровья, металлические поверхности  легко подвергаются коррозии. По ГОСТу содержание сероводорода не должно превышать 2 г на 100 м3 газа.

Аккредитованная

техническая лаборатория

Кандинского ЛПУ МГ

ПРОТОКОЛ КАЧЕСТВА ГАЗА №8

За ноябрь 1999г.

Газопровод: Уренгой – Сургут – Челябинск 

Условия расчёта: Р = 101,325Па t = 20,0 С

Наименование показателей

Результат

Единицы измерения

НД

Плотность газа

0,68

кг/м3

ГОСТ 17310-86

Точка росы

-18,1

град. С

ГОСТ 20060-83

Масса механических примесей

Отс.

г/м

ГОСТ 22387-77

Теплота сгорания

8050

ккал/м3

ГОСТ 22667-82

Число Вобб

10670

ккал/м3

ГОСТ 22667-82

Компонентный состав:

ГОСТ 23781-87

Метан

97,780

% об.

Этан

0,719

% об.

Пропан

0,365

% об.

Бутан

0,104

% об.

Изо-бутан

0,083

% об.

Пентан

0,037

% об.

Гексаны

0,003

% об.

Азот

0,884

% об.

Диоксид углерода

0,015

% об.

Оксида углерода

0,009

% об.

Массовая концентрация сероводорода

0,0014

г/м3

ГОСТ 22387.2-83

Массовая концентрация меркаптановой серы

0,0025

г/м3

ГОСТ 22387.2-83

Качество газа замеряют каждый месяц, массовый состав топлива отклоняется незначительно от приведенных выше данных и можно считать качественными (постоянными).

     Температура воспламенения газа Метана в воздухе при давлении равном 1 атм. технической (1 кгс/см2) равна 695 0С. 

Температура воспламенения природного газа 6100С

   Нижним приделом взрываемости (воспламеняемости) газа называется - наименьшее содержание газа в газовоздушной смеси, при которой возможно распространение пламени, горение и взрыв. Нижний придел взрываемости природного газа составляет 5 % по объёму. Если, например, в воздухе помещения котельной каждые 100 м3 объёма в результате утечки будет содержать 5 м3 природного газа, то при наличии источника огня может произойти взрыв.

 Верхним приделом взрываемости (воспламеняемости)  природного газа называется - наибольшее содержание газа в газовоздушной смеси, при котором возможно распространение пламени, горение и взрыв. Верхний предел взрываемости природного газа составляет 15 % . Если, например, в воздухе помещения котельной каждые 100 м3 объёма в результате утечки будет содержать 15 м3 природного газа, то при наличии источника огня может произойти взрыв.

 Скорость распространения пламени - Скорость распространения пламени зависит от природы горючего, соотношение горючего и воздуха, предварительный прогрев газовоздушной смеси, характер потока смеси (ламинарный, турбулентный или переходный).

ПРИМЕР: Максимальная скорость распространения МЕТАНА при оптимальном содержании газа в воздухе равняется 0,67 м/с.

  Температура горения – различают теоретическую и калориметрическую горения топлива.

Калориметрическая температура горения получила название – жаропроизводительности, или жаропроизводительной способности топлива, под которым понимают максимальную температуру, развиваемую при полном сгорании топлива с теоретически необходимым объёмом сухого воздуха без учёта каких либо потерь тепла и при нормальной температуре топлива и воздуха в 0оС.  Теоретическая температура горения – это температура,  развиваемая при полном сгорании топлива с теоретически необходимым объёмом сухого топлива с учётом потерь тепла на диссоциацию(распад молекул на ионы) продуктов горения при начальной температуре топлива и воздуха в 0оС.

      Действительная температура горения топлива зависит от коэффициента избытка воздуха (избыток воздуха резко сказывается на температуре горения топлива. Так например – действительная температура горения природного газа при 10% избытке воздуха равна 1868оС, при 20% избытке – 1749оС и при 100% избытке воздуха снижается до 1167оС. С другой стороны, предварительный подогрев воздуха, идущего на сжигание топлива, повышает температуру его горения. Так, при сжигании природного газа (tмах = 2003оС) с воздухом нагретым до 200 оС, температура горения повышается до 2128оС, а при нагревании воздуха до 400оС – до 2257оС ), теплопотерь в окружающую среду и многих других факторов. Для приближенного определения действительной температуры горения необходимо теоретическую температуру горения умножить на пирометрический коэффициент учитывающий влияние указанных выше факторов на температуру горения(зависит от в основном от конструктивных особенностей камер горения топлива и тепловоспринимающих устройств):

tгор =  tтеор

Жаропроизводительность различных горючих газов

Газ

Максимальное содержание СО2 при сжигании газа в воздухе, %

Жаропроизводительность газа, оС

Метан

11.8

2040

Этан

13.2

2100

Пропан

13.8

2110

Бутан

14

2120

Природный

11.8

2040

Среднее значение пирометрических коэффициентов

Наименование печей и топок

Камерная топка с плотно закрывающейся заслонкой

0.75-0.8

Теплоизолированные топки неэкранированных котлов

0.70-0.75

Топки экранированных котлов

0.65-0.7

Воздухоподогреватель

0.77-0.9


Продукты сгорания топлива.

Горение представляет  реакцию соединения горючих элементов топлива (углерода, водорода, серы) с окислителем – кислородом воздуха. Рассмотрим продукты сгорания;

С + О = СО2, Н + О = Н2О, S + О = SО2

Состав продуктов сгорания при сжигании 1 кг твёрдого или жидкого или 1 м3  газообразного топлива можно записать в следующем виде:

1 кг(м3) + Vв =Vco2 + Vso2 + Vн2о + VN2 + Vo2 + Vв.п+ Vco + Vн2 + Vcн4, = VRO2

                1                               2                              3

Где Vвобъём воздуха, м3, использованного для сжигания 1 кг (м3) топлива;

      Vco2, Vso2 и другие составляющие – объёмы отдельных газов в продуктах сгорания, м3/кг (м33).

Продукты сгорания удобно разбить на три группы.  

   Цифрой 1 обозначены  продукты полного окисления горючих элементов топлива.  Они состоят из объёма трех атомных сухих газов, обозначаемых обычно через VRO2 = Vco2 + Vso2, и объёма водяных паров 2о.

   Цифрой 2 обозначены объёмы азота и кислорода, представляющее собой остаток сухого воздуха после горения топлива и водяные пары, надо отметить, что азота намного больше чем кислорода так как кислород в значительной мере израсходован на  окисление. Объём водяных паров включает в себя  испарившуюся влагу топлива и влажность самого воздуха.

   Цифрой 3 обозначены продукты неполного окисления горючих элементов топлива при этом Vco > Vн2 > Vcн4 . соотношение между объёмами Vco: Vн2 в среднем составит 3:1. Наличие в продуктах неполного сгорания объёма Vcн4 говорит о грубых отклонениях режима горения от нормы.

Газ

Двуокись углерода (СО2)

Водяные пары (Н2О)

Азот (N)

Всего

Максимальное содержание СО2,%

Метан

1

2

7.52

10.52

11.8

Этан

2

3

13.16

18.16

13.2

Пропан

3

4

18.8

25.8

13.8

Бутан

4

5

24.4

33.4

14

Окись углерода (СО)

1

-

1.88

2.88

34.7

Пентан

5

6

30.8

41.08

15

    Количество воздуха, необходимого для полного сгорания 1 кг (м3) топлива при условии без остаточного использования кислорода, называют; теоретически необходимым объёмом воздуха Vв0. В этом случае согласно уравнение 1 образуется теоретический объём продуктов сгорания Vг0, который будет состоять: Vв0 = Vco2 + Vso2 + V0н2о + V0N2.

Здесь выделяют теоретический объём сухих газов: Vс.г0 = Vco2 + Vso2 + V0N2 = VRO2 + V0N2 и полный объём газов: Vг0 = Vс.г0 + V0н2о.

   Для сжигания 1 кг углерода: С1 кг = Мо2/Мс =32/12 = 2,6 кг, чтобы перевести в м3 полученный результат разделим на плотность кислорода: (Мо2/Мс)/rО2, где rО2 = 1,428 кг/м3 получим 1,866 м3

Для сжигания 1 кг водорода: Н1 кг = Мо2/Мн = 8 кг = 5,55 м3

Для сжигания 1 кг серы: S1 кг = Мо2/Мs = 0,7 м3

   В действительных условиях невозможно довести топливо до полного сгорания при теоретически необходимом объёме воздуха вследствие несовершенства перемешивания топлива с воздухом в большем топочном объёме за короткое время пребывания газов в нём (1 – 2 сек).   Поэтому для обеспечения полноты сгорания топлива, удовлетворяющёго экономическим показателям работы парового и водогрейного котла действительный объём воздуха в зоне горения всегда несколько больше теоретического.      

Vдейст. = aVтеор.

   Отношение этих объёмов называют коэффициентом избытка воздуха в продуктах сгорания:

   a = Vв/ Vв0

где Vв - действительный объём воздуха в зоне горения;

      Vв0 - теоретически необходимый объём воздуха необходимый для процесса горения.


Условиям рационального (химически полного) сжигания газообразного топлива являются:

  1.  Хорошее (желательно предварительно, до топки) перемешивания газа с окислителем;

  1.  Повышение температурного уровня процесса, что достигается подогревом компонентов горения, а также снижением (в определённых размерах) коэффициента избытка воздуха, приводящими к увеличению скорости распространения пламени;

  1.  Создание хороших очагов воспламенения и стабилизации горения, что достигается подсасыванием  в корень факела горячих продуктов горения воздействием раскалённой обмуровки на факел;

  1.  Увеличение поверхности фронта горения, что достигается турбулизацией факела и делением газовоздушной струи на ряд мелких потоков.

В практике значение коэффициента избытка воздуха фиксируется на выходе из топочной камеры, доля избыточного воздуха в топке зависит от сорта топлива, способа сжигания  (горелочные устройства) и конструкции топочного устройства.

Коэффициента избытка воздуха для твёрдого топлива a = 1,15 - 1,25

Коэффициента избытка воздуха для газообразного топлива a = 1,05 - 1,1

Коэффициента избытка воздуха для жидкого топлива a = 1,02 - 1,1

    

Для практических расчетов используют метод прямого определения остаточного кислорода, где заложен принцип магнитных свойств молекул кислорода, чем не обладают другие газы, в процентах от объёма сухих газов (водяные пары предварительно конденсируются и улавливаются).

     Рассчитывается по формуле:

a = 21/(21 - О2) = %, 

но эта формула несколько завышает действительное значение избытка воздуха в продуктах сгорания. Если ввести коэффициент r, учитывающий различие в объёмах сухого и влажного газа, получим формулу:

 a = (21 - rО2)/(21 – О2) = %

где 21 – процентное содержание О2 в атмосферном воздухе;

       - поправочный коэффициент (r = 0,05 для мазута, r = 0,10 для газа);

      О2 – процентное содержание кислорода в уходящих газах


Газорегуляторные пункты и установки

Снижение давления газа и поддержание его заданного уровня производится в ГРП, работающих без постоянного присутствия обслуживающего персонала, или в ГРУ, расположенных непосредственно в котельной и находящихся под надзором ее персонала.

В зависимости от величины давления газа на входе ГРП бывают высокого (3—12 кгс/см2) и среднего давления (0,05—3 кгс/см2). ГРП размещают в отдельно стоящих зданиях или шкафах на несгораемых опорах. На предприятиях допускается размещение ГРП в пристройках к зданиям I и II степени огнестойкости с невзрывоопасным производством, а иногда и во встроенных помещениях одноэтажных производственных зданий. Если позволяют климатические условия, ГРП могут быть открытого типа под навесом. Допускается также устройство ГРП на крыше котельной. В крупных ГРП фильтры, газопроводы с диафрагмами и задвижками можно располагать вне здания при условии выполнения их из стали, пригодной для температурных условий зимнего периода данной климатической зоны. Расстояния от ГРП до ближайших сооружений приведены в табл. 2-45.

Таблица   2-45

Нормативные расстояния, м,  по горизонтали в свету от ГРП

до зданий и сооружений (не менее)

Давление газа на входе в ГРП, кгс/см2

До зданий и сооружений

До ближайшего рельса железнодорожных и трамвайных  путей

До автодорог

До воздушных линий электропередачи

6

10

10

5

Не менее  1,5

6-12

15

15

8

высоты опоры То же

Примечание.   Данные таблицы относятся также к шкафным ГРП на отдельно стоящих опорах  и  к  ГРП открытого типа.

В отопительных котельных, расположенных в отдельно стоящих зданиях, допускается размещение ГРП с давлением до 6 кгс/см2 в пристройках к помещениям, в которых находятся агрегаты, использующие газ, или встроенных помещениях одноэтажных котельных.

Здания или пристройки для ГРП должны быть одноэтажными I и II степени огнестойкости с покрытием легкой конструкции массой не более 120 кгс/м2 и полами из несгораемых и неискрящих материалов. Допускается применение покрытий из сборного железобетона при условии наличия оконных проемов общей площадью не менее 500 см2 на 1 м3 объема здания. Двери ГРП должны открываться наружу. Пристройки для ГРП должны отделяться от здания глухой стеной и иметь самостоятельный выход. Отопление зданий ГРП может быть водяное или паровое низкого давления. Температура воздуха в помещении должна быть не менее 5° С. Вентиляция естественная, обеспечивающая трехкратный воздухообмен.

КИП с электроприводом и телефон в помещении ГРП должны быть во взрывобезопасном исполнении либо в обычном, но с выносом их в изолированное помещение или наружу — в запирающийся ящик. Освещение делают взрывобезопасным наружным с установкой рефлекторов в нишах стен или окнах, либо внутренним с использованием повышенной надежности против взрыва светильников Н4Б-150. Они предназначаются для общего освещения производственных помещений класса В-la и наружного освещения установок класса В-1г, в которых могут образовываться взрывоопасные смеси газа с воздухом. Светильник рассчитан на работу с лампой накаливания 150 Вт. Распределительные щитки устанавливают вне помещения.

ГРП, находящиеся вне зоны грозозащиты соседних объектов, должны быть оборудованы молниеотводами, устанавливаемыми на зданиях ГРП. При расположении в полевых условиях ГРП защищается отдельно стоящим на расстоянии 5 м молниеотводом, имеющим заземление сопротивлением не более 10 Ом, не связанное с защитным заземлением.

Все металлическое оборудование внутри ГРП должно быть заземлено. Для защиты от электрического тока устраивают перемычку у отключающих устройств шиной, присоединяемой к заземляющему устройству. При расположении ГРП в зоне грозозащиты других сооружений устраивают лишь внутренний и наружный контуры заземления из полосовой стали, соединяемые между собой сваркой в трех местах. Внутренний контур прокладывают по стенам здания на высоте 0,5 м от пола, а внешний — на глубине 0,5 м от поверхности земли на расстоянии 1 м от фундамента.

При наличии в ГРП двух и более параллельных ниток газопровода расстояние между ними в свету должно быть не менее 400 мм при диаметре труб до 400 мм и не менее диаметра для труб диаметром более 400 мм. Ширина входа в помещение и основных проходов должна составлять не менее 0,8 м. Располагать газопроводы с арматурой в каналах не допускается.

На входном и выходном газопроводах ГРП должны быть установлены наружные задвижки на расстоянии от здания не ближе 5 м и не дальше 100 м. На входном газопроводе наружную задвижку можно не устанавливать, если отключающее устройство на вводе находится от ГРП не далее 100 м. Для ГРП в пристройках и в шкафах на стенах здания разрешается установка отключающих устройств на расстоянии до 5 м от ГРП.

Отвод газа в атмосферу от сбросных предохранительных клапанов следует производить через трубопровод, выведенный из здания на 1 м выше карниза крыши. Диаметр сбросного трубопровода следует выбирать в зависимости от его длины, но не меньше диаметра выходного штуцера клапана. Продувочный трубопровод должен быть диаметром не менее 19 мм. Сбросные трубопроводы шкафных ГРП, размещенных на глухих стенках зданий или на столбах, должны выводиться на высоту 4 м от уровня земли.

Схема типового ГРП, показана на рис. 2-34.

 На базе трех типоразмеров регуляторов разработано 42 варианта технологических компоновок с одной и двумя нитками, одно- и двухступенчатых, с узлом измерения расхода газа и без него, с местной отопительной котельной и без нее. Указанные варианты размещаются в отдельно стоящих кирпичных зданиях четырех типоразмеров (6x3, 6x4,5,  6x6, 6x7,5).

Пропускная способность ГРП, зависящая в основном от принятого размера регулятора, может быть определена по табл. 2-46, в которой приведены номинальные расходы природного газа.

Движение газового потока через регуляторы при значительных перепадах давления и скорости вызывает высокий уровень шума в помещениях, достигающий 120—130 дБ (частота 500— 4000 Гц), что болезненно воспринимается человеком.


Таблица   2-46

Номинальная (80% максимальной расчетной) пропускная способность

одной нитки ГРП с регуляторами РДУК 2 для природного газа, м3

Давление  газа,   кгс/см2

РДУК2-50

РДУК2-100

РДУК2-200

входное

выходное

Диаметр седла клапана,  мм

35

50

70

105

140

0,3

0,01

500

750

1 420

3900

5650

0,5

0,01

595

865

1 650

4 500

6500

1,0

0,01—0,1

800

1 150

2200

6000

8700

1,5

0,01—0,37

1 000

1 440

2 760

7 500

10900

2,0

0,01—0,65

1 280

1 730

3300

9000

13000

3,0

0,01 — 1,20

1 800

2300

4400

12000

17 400

4,0

0,01 — 1,75

2000

2 880

5500

14 800

21 600

5,0

0,01—2,30

2400

3460

6600

18000

26200

6,0

0,01—2,85

2 800

4050

7700

21 000

30500

7,0

0,01—3,40

3200

4600

8700

23800

8,0

0,01—3,95

3600

5 150

9 700

27000

9,0

0,01—4,50

4000

5 700

10800

29800

10,0

0,01—5,05

4400

6300

11 900

33000

11,0

0,01—5,60

4900

6900

13 000

35000

12,0

0,01—6,15

5300

7450

14000

39000

Шум распространяется вне помещения ГРП через окна, двери, дефлекторы, жалюзийные решетки и газопроводы, выходящие из здания.

Для повышения звуконепроницаемости зданий необходимо: оконные проемы заполнять стеклоблоками; двери и приточную жалюзийную решетку изнутри изолировать латексом толщиной 20 мм; зонт и трубу вентиляционного дефлектора изнутри покрыть листовым пенополиуретаном на клее № 88.

Шкафные ГРП применяют с давлением на входе не более 6 кгс/см2 для промышленных потребителей и не более 3 кгс/см2   для коммунально-бытовых потребителей и жилых домов. Они располагаются на отдельно стоящих опорах или на глухих стеках зданий не ниже III степени огнестойкости. Расстояние от шкафного ГРП до окон или дверей должно быть не менее 1 м.

Шкафные ГРП заводского выпуска применяют для небольших котельных. Бесперебойность их действия в зимнее время зависит от влажности газа. Поэтому газопроводы должны быть полностью освобождены от воды, оставшейся после строительства.

На рис. 2-35 показана схема шкафного ГРП типа ШП-2 (ШП-3). Шкафные ГРП типа ШП-1, оборудованные регуляторами РДУК.2-50/35, оснащаются дополнительным предохранительным сбросным клапаном ПСК-50.

Эти пункты в отличие от ШП-2 и ШП-3 имеют только одну нитку регулирующего оборудования и обводную с двумя запорно-регулирующими устройствами. ШП-1 выпускают на низкое выходное давление. При промышленном изготовлении комплектующих узлов (клапана-отсекателя ПКК-40М и сбросного клапана ПСК-50) на выходное давление до 1 кгс/см2 ШП-1 может быть использован для снабжения газом с давлением до 0,6 кгс/см2.

На рис. 2-36 приведена принципиальная схема ГРП типа ШРУ-2С и ШРУ-ЗС Промэнергогаза для снабжения котельных с небольшим расходом газа среднего давления (1 кгс/см2) при подключении их к газопроводам до 6 кгс/см2.


Характеристика шкафных ГРП приведена в табл. 2-47. У шкафных ГРП среднего выходного давления типа ШРУ-2С и ШРУ-ЗС из-за больших местных сопротивлений пропускная способность существенно отличается от расчетной.

Газораспределительное устройство (ГРУ)

Газорегуляторные установки монтируют в отдельно стоящей котельной или в смежном помещении, соединенном с котельной открытым проемом высотой, равной высоте помещения, при давлении газа на входе до 6 кгс/см2. В отопительных котельных, встроенных в жилые и общественные здания, ГРУ допускаются при давлении на входе до 3 кгс/см2.

ГРУ котельных не могут быть типовыми из-за многообразия вариантов компоновки. На рис. 1-2 в качестве примера показана типовая схема ГРУ с регулятором РДБК – 1 – 100 – 70 (аналог РДУК2.)

                                       

Предохранительно запорный клапан (ПЗК) тип - КПЗГ – 50;

Фильтр газовый сварной типа ФГ 7- 50-6 или аналог;

Коммерческий прибор учёта (газовый счетчик);

Электронный датчик давления;

Кран шаровый;

Предохранительно запорный клапан (ПЗК) тип - КПЗ – 100 Н;

Клапан регулирующий мембранный типа РДБК –1-100-70 (аналог РДУК 2);

Стабилизатор;

Пилот;

Мембранный  сбросной   клапан   типа   ПСК-50 или его аналог.

Рис. 3 а (9): 3 –крестовина, 4 предохранительный клапан


      Горелка котла (горелка)
– (устройство  для ввода в топку котла топлива, необходимого для его сжигания воздуха и обеспечения устойчивого сжигания топлива) устройство для образования смесей газообразного, жидкого топлива с воздухом и подачи к месту горения.

Разновидность горелки – форсунка – от английского force – нагнетать, устройство с одним или несколькими отверстиями для распыления жидкого топлива – (устройство для подачи, распыления и распределения в воздушном потоке жидкого топлива, поступающего в топку котла).

   В зависимости от метода распыления мазута различают; механические, паромеханические, паровые, ротационные.

       Механические – используется кинетическая энергия струи мазута, создаваемая напором топливного насоса. Выхода под давлением с повышенной скоростью через сопло форсунки, мазут тонко распыляется.

      Паровые – распыления топлива достигается за счёт использования кинетической энергии струи пара, вытекающей из форсунки, а мазут может поступать в форсунку под небольшим давлением.

В паровых форсунках паровой эффект достигается в результате большой скорости истечения струи, пара до 1000 м/с, увлекающий за собой мазут.

   Достоинства парового распыления является простота форсунки, а также высокое качество распыления даже при невысоком подогреве мазута, до 80 оС.

  Недостатки – в длительной работе они не экономичны из-за большого расхода пара на распыл (40 – 60 % расхода мазута), при этом тепловая мощность составляет около 30 % тепловой мощности котла.

      Паромеханические – работа основана на совместном использовании обоих вышеперечисленных методов.

      Ротационные – основаны на использовании центробежных сил для тонкого распыления поступающего в форсунку мазута и подачи его в топку широко расходящимся конусом.

       Комбинированные газомазутные горелки – одним из преимуществ комбинированных горелок является возможность лёгкого перехода с сжигания одного вида топлива на другое. Горелка должна быть выполнена так, чтобы сжигание каждого из видов топлива происходило в оптимальных режимах.

    Характерной особенность сжигания природного газа является образование горючей смеси из резко различных по объёму количеств газа и воздуха: на 1 м3 природного газа в горелке расходуется около 20 м3  горячего воздуха (при температуре 250 – 300 0С).

   Обеспечивать хорошее перемешивание с воздухом в этих условиях можно только путём ввода газа в поток воздуха большим числом отдельных тонких струй с высокой проникающей способностью, со скоростью газа до 120 м/с при скорости основного потока воздуха 25 – 40 м/с. 

  

   Газовые горелки являются горелками с частичным внутренним смешиванием, поскольку в пределах горелки не достигается полное перемешивание газа и воздуха, оно завершается уже в топочной камере.

   Различают газовые горелки; прямоточные, инжекционные низкого и среднего давления, смесительные, вертикально щелевые, диффузионные горелки

   Горелочное устройствогорелка, скомпонованная с запальным устройством, запорными топливными клапанами, гляделкой, средствами автоматического управления, регулирования и сигнализации (если они предусмотрены конструкцией).

   

Рис.4.  Предохранительно запорная и сбросная арматура в пределах котла

Защитно-запальное устройство с электромагнитным клапаном;

Предохранительно защитный клапан с электромагнитным клапаном;

Предохранительно сбросное устройство с электромагнитным клапаном  (свеча безопасности).


Насосы. Назначение устройство и эксплуатация

Основные понятия и определения

      Насосами обычно называют такие гидравлические машины, которые предназначены для напорного перемещения капельной (несжимаемой) жидкости в результате сообщения ей дополнительной энергии. Таким образом, поток жидкости на выходе из насоса обладает большей энергией, чем на входе в него. Дополнительная энергия, которая передана жидкости в насосе, обычно расходуется на поднятие жидкости и преодоление гидравлических сопротивлений, встречающихся в сети систем трубопроводов.

Для дальнейшего рассмотрения материала введем основные понятия, термины и определения, которые соответствуют ГОСТу 17398—72.

Насосным агрегатом называется агрегат, состоящий из насоса (или нескольких насосов) и приводящего его в движение двигателя, соединенных между собой. На насосных станциях в качестве двигателя применяются синхронные и асинхронные электродвигатели.

Насосной установкой называется насосный агрегат с комплектующим оборудованием, обвязанный и смонтированный по определенной технологической схеме, которая обеспечивает работу насоса.

    При расчете и проектировании насосных установок наиболее важными являются задачи определения напора, подачи, мощности насоса и допустимого кавитационного запаса.

    По принципу действия насосы подразделяются на динамические и объемные. В динамических насосах энергия потоку жидкости сообщается за счет работы сил, возникающих в рабочем органе насоса. Наиболее распространенными динамическими насосами являются лопастные. В таких насосах работа, совершаемая лопатками (лопастями) рабочего колеса расходуется на увеличение кинетической энергии жидкости, переходящей в потенциальную. К динамическим насосам относятся центробежные, осевые, а также вихревые и струйные.

В объемных насосах происходит вытеснение жидкости из замкнутого рабочего пространства с помощью механизма, совершающего возвратно-поступательное движение (поршень, плунжер) или вращательное. К объемным насосам относятся поршневые (плунжерные), мембранные и роторные.

Из перечисленных типов насосов наибольшее распространение получили центробежные, осевые и поршневые.

К преимуществам объемных насосов относятся: возможность развивать напор независимо от подачи; высокий КПД; способность перекачивать жидкости различных вязкости и температуры, содержащие твердые взвеси; хорошая всасывающая способность; отсутствие пенообразования.

Объемные насосы имеют сложные конструкцию и систему регулирования подачи, а также пульсирующую подачу перекачиваемой жидкости.

Работа насоса характеризуется подачей, напором, мощностью и КПД.

Центробежные насосы классифицируют по нескольким признакам

  1.  по числу колес — одноколесные и многоколесные, одноколесные насосы называют одноступенчатыми, а многоколесные с последовательным прохождением жидкости через колеса — многоступенчатыми;
  2.  по создаваемому напору—низконапорные до 15 м, средне напорные от 15 до 40 м, высоконапорные более 40 м;
  3.  по способу подвода жидкости на рабочее колесо—с односторонним и двусторонним входами;
  4.  по способу отвода жидкости из рабочего колеса — спиральные и секционные;
  5.  по расположению вала — горизонтальные и вертикальные;
  6.  по направлению потока жидкости в рабочем колесе — радиальные, или центробежные, в которых жидкость входит в рабочее колесо в осевом направлении, а выходит в радиальном, осевые, или пропеллерные, в которых жидкость входит и выходит в осевом направлении, диагональные, в которых лопатки рабочего колеса сообщают жидкости движение под некоторым углом к оси рабочего колеса;
  7.  по роду перекачиваемой жидкости — водяные, кислотные, щелочные, нефтяные и др.;
  8.  по особенностям конструкции — консольные, моноблочные, герметичные и др.

Подача. Объем жидкости, подаваемый насосом в напорный трубопровод в единицу времени, называется подачей. По смыслу подача аналогична понятию расхода, так как расход жидкости, проходящей в трубопроводе, равен подаче насоса, перекачивающего эту жидкость. Обычно подачу насоса обозначают через Q3с].

Подача подразделяется на массовую и объёмную.

Массовая подача одинаковая по всей длине проточной части машины.

Объёмная подача примерно одинакова по всей длине проточной части машины.

Напор. Напор насоса—понятие энергетическое. Для понимания этого термина воспользуемся законом сохранения энергии (рис. 35). Если при прохождении жидкости через насос она не нагревается (т. е. отсутствует подвод теплоты извне) и температура ее остается постоянной (нет изменения внутренней энергии), то закон сохранения энергии может быть сформулирован следующим образом: изменение механической энергии рабочего тела (в данном случае жидкости) равно работе внешних сил. Таким образом, для написания уравнения сохранения энергии жидкости, проходящей через насос, необходимо знать, какие силы действуют на жидкость и к изменению какой механической энергии приведет работа этих сил.

Из курса физики известно, что в движущейся жидкости действуют силы давления и силы трения. Для жидкости, проходящей через насос, необходимо учитывать силы, осуществляющие работу в рабочем органе (например, для лопастных насосов—это силы воздействия рабочих лопаток на жидкость).

Мощность. Как известно мощность представляет собой энергию, сообщаемую или затраченную в единицу времени.

Используя понятие напора насоса и зная, что в единицу времени через насос проходит Q жидкости, приходим к выводу, что жидкость выходит из насоса, обладая мощностью (Вт)

В любой насосной установке мощность в различных ее узлах не одинакова. Рассмотрим трансформацию мощности в насосной установке (рис. 37).

Обычно приводом для насоса является электродвигатель, который потребляет из электросети электрическую мощность Ns. Мощность в электродвигателе преобразуется в механическую мощность, которая выходит от электродвигателя в виде мощности на валу Ng. Естественно, что мощность Л/в меньше, чем электрическая мощность, так как часть мощности теряется при работе электродвигателя. С учетом потерь мощности в электродвигателе

              

Мощность на валу называют также потребляемой мощностью. Мощность на валу передается потоку жидкости, проходящему через насос. Мощность жидкости, выходящей из насоса, называется полезной Nn. Если насос создает напор Н и через него движется поток жидкости расходом Q, то полезная мощность

В объемных насосах напор связан с давлением, т. е.

Тогда полезная мощность объемного насоса

Полезная мощность насоса меньше, чем мощность на валу на величину потерь в насосе. Эти потери учитываются КПД насоса. Таким образом,

Потери в насосе подразделяют на гидравлические, объемные и механические.


Механическими являются потери, затрачиваемые на различные виды трения в рабочем органе насоса. Если эти потери обозначить через
N, то механический КПД

Объемные потери возникают в результате утечек жидкости через уплотнения в насосах, а также в виде внутренних перетоков из областей высокого давления   в область   низкого давления, обусловленных особенностями конструкций.

В лопастных насосах жидкость может перетекать обратно во всасывающий патрубок с периферийной зоны рабочего колеса через зазоры между рабочим колесом и корпусом насоса (рис. 38).

Если объем утечек и внутренних перетоков, происходящих в единицу времени, обозначить через q^, то объемные потери можно учесть объемным КПД, т. е.

где Q—подача насоса.

Гидравлический КПД учитывает потери, которые возникают при наличии гидравлических сопротивлений, в насосе. Если потери напора в рабочем органе насоса обозначить через hw то гидравлический КПД

Используя выражения (103)—(105), получаем

Лопастные насосы преобразуют энергию за счет динамического воздействия между потоком жидкости и лопастями вращающегося рабочего колеса, которое является их рабочим органом. Как правило, лопастные насосы не обладают свойством самовсасывания.

Лопастные насосы подразделяются:

  •  по направлению движения жидкости за рабочим колесом на центробежные, осевые и центробежно-вихревые;
  •  по виду рабочих органов — на жестколопастные, поворотно-лопастные, закрытовихревые и открытовихревые;
  •  по прохождению жидкости за рабочим колесом (по виду отвода)—со спиральным, полуспиральным, кольцевым, двухзавитковым отводами и с направляющим аппаратом;
  •  по конструкции рабочего органа—с закрытым и открытым рабочим колесом;
  •  по направлению потока жидкости в рабочем колесе или между рабочими колесами — на однопоточные и двухпоточные.

В многоступенчатых насосах применяют одностороннее или симметричное расположение рабочих колес.

          Принцип действия. В корпусе центробежного насоса расположено на оси рабочее колесо с лопастями. Если в корпусе насоса находится жидкость, то при вращении рабочего колеса, жидкость будет раскручиваться, на каждую частицу жидкости будет воздействовать центробежная сила, которая и выбросит частицы из пространства между лопастями. В освободившийся объем поступит жидкость из всасывающего трубопровода. Таким образом, в центробежном насосе вначале происходит нагнетание жидкости под действием центробежной силы, затем всасывание. Процесс идет непрерывно, значит, и подача жидкости насосом также непрерывная. При выходе из насоса жидкость имеет большие скорость и напор, под действием которого она перемещается по напорному трубопроводу.

      Центробежный насос (рис. 38) состоит из рабочего колеса 2 с криволинейными лопастями, насаженного на вал 3, и камеры 4, в которой располагается рабочее колесо. Жидкость в насос поступает через входной патрубок / к центральной части рабочего колеса. Рабочее колесо вращается, и жидкость, увлекаемая лопастями за счет центробежной силы, отбрасывается к периферии в спиральную камеру 4, переходящую в короткий напорный патрубок—диффузор. Динамическое воздействие лопастей на поток приводит к тому, что давление в напорном патрубке будет больше, чем давление во входном патрубке, следовательно, напор будет прямо пропорционально зависеть от частоты вращения рабочего колеса. Привод центробежных насосов осуществляется непосредственно от вала электродвигателя.

         Для нагнетания жидкости под давлением выше 0,5 МПа обычно используют многоступенчатые насосы двух типов: секционные и спиральные. В насосах секционного типа жидкость из рабочего колеса поступает в диффузор, далее в обратный направляющий аппарат и затем на всасывание в следующее рабочее колесо.

На рис. 41 показана схема центробежного многоступенчатого  насоса секционного типа. На валу в общем корпусе размещено  несколько  колес 1. Жидкость, переходя из одного колеса в другое, протекает через лопаточный диффузор 3 и обратный направляющий аппарат 2.

В многоступенчатых центробежных  насосах  спирального типа жидкость подается рабочим колесом в спиральную камеру, затем по диффузору (расширяющемуся патрубку) в колесо следующей ступени.

Насосы спирального типа имеют более высокий КПД, чем насосы секционного типа, они проще в изготовлении и обслуживании.

Деаэрация питательной (сетевой воды) воды.

   Растворённые в питательной (сетевой) воде газы кислород и углекислота, которые появляются в ней при химических методах умягчения воды. Вызываю коррозию поверхностей питательного тракта, и самих котлов.  Агрессивность этих газов возрастает с увеличение давления пара в котле. Поэтому из питательной воды нужно удалять газы, т.е. осуществлять дегазацию воды. Дегазация питательной воды осуществляется преимущественно термическим способом не требующий химических реактивов.  Этот способ основан на свойстве, кислорода и углекислоты снижать степень растворимости по мере роста температуры. Деаэратор представляет собой разновидность смешивающего подогревателя, в котором вода, разбрызгиваемая и разделяющая на мелкие струйки с целью облегчения газовыделения, находится в состояние кипения. Деаэраторы служат так же  для регенеративного подогрева основного конденсата и являются местом сбора и хранения запаса питательной воды.

   В зависимости от рабочего давления термические деаэраторы согласно ГОСТ 16860-77 делятся на:

 1.  Вакуумные – тип ДВ. Рабочее давление 0,0075 – 0,05 МПа, температура насыщения (40 – 80 0С) применяются для деаэрации подпиточной воды тепловых сетей в отопительных котельных  с водогрейными котлами большей теплопроизводительности в тракте химической водоподготовке. В вакуумных деаэраторах давление ниже атмосферного и для отсоса выделившихся из воды газов требуется эжектор. Имеется опасность повторного «заражения» воды кислородом из-за присоса атмосферного воздуха в тракт перед насосом. Вакуумные деаэраторы применяются, когда требуется деаэрировать воду при температуре ниже 100 0С.

 2.  Атмосферные – тип  ДА. Рабочее давление 0,12 МПа. Температура насыщения 104 0С. Атмосферные деаэраторы работают с небольшим избытком внутреннего давления над атмосферным (приблизительно 0,02 МПа), необходимым для самотёчной эвакуации выделившихся газов в атмосферу. Преимущество является минимальная толщина стенки корпуса (экономия металла). В настоящее время атмосферные деаэраторы применяются главным образом для добавочной воды ТЭС, питательной воды испарителей и подпиточной воды тепловых сетей.

 3.  Повышенного давления (тип ДП, рабочее давление 0,6 – 0,7 МПа, реже 0,8 – 1,2 МПа, температура насыщения 158 – 167 0С и соответственно 170 – 188 0С) применяются для обработки питательной воды энергетических котлов с начальным давлением пара 10 МПа и выше.  

  По способу создания поверхности контакта фаз деаэраторы подразделяются на струйные, плёночные и барботажные.

  Деаэраторы струйного типа наряду с преимуществами – простота конструкции и малое паровое сопротивление – имеют недостаток – сравнительно низкую интенсивность деаэрации воды.  Вследствие этого колонки струйного типа имеют большую высоту

(3,5 – 4 м и более). И их изготовление связано с повышенной затратой металла. При большой высоте колонок затруднён их ремонт.

  В верхней части деаэрационной колонки располагается водораспределитель для смешивания потоков поступающей воды и равномерного её по сечению. Горячие потоки воды, подверженные вскипанию при вводе в деаэратор, и дополнительный пар подаются на промежуточные ступени колонки. В нижней части колонки размещается парораспределитель для равномерного распределения, поступающего в неё греющего пара.

  Конструкции водо – и парораспределителей могут быть различные. Между ними размещается активная зона колонки, которая в зависимости от типа деаэратора выполняется также по-разному. Здесь происходит подогрев воды и её деаэрация (массообмен).

   В самой верхней части колонки имеется штуцер, к которому присоединяется линия выпара. Выпаром называется смесь выделившихся из воды газов и небольшого количества пара, подлежащая эвакуации из деаэратора. Выпар обеспечивает вентиляцию колонки и для нормальной работы деаэратора его расхода (по пару) должен составлять не менее 1 – 2 кг, а при наличии в исходной воде значительного количества свободной или связанной углекислоты – 2 –3 кг на 1 т деаэрированной воды.

   Для уменьшения потерь теплоты и  теплоносителя выпар деаэратора поступает в охладитель выпара, где большая часть содержавшегося в нём пара конденсируется и возвращается в цикл ТЭС.

   Теплота конденсации выпара используется для подогрева одного из потоков поступающей в деаэратор воды, температура которой на входе в охладитель выпара не должен превышать 60 – 70 0С. В противном случае не будет обеспечена эффективная конденсация выпара, поскольку его охладитель имеет свободный выход в атмосферу и давление в его корпусе лишь немного превышает атмосферное.  

      


    
Плёночные деаэраторы применяются для обработки подпиточной воды тепловых сетей.

Деаэратор подпиточной воды пленочного типа конструкции Союзтехэнерго с упорядоченной насадкой в виде вертикальных цилиндрических концентрических стальных листов высотой hн, располагаемых с шагом t, при диаметре внутреннего листа dв изображен на рис (3.14).

Листы деаэратора опираются на крестовину, приваренную к корпусу деаэратора. Концентричность взаимного расположения цилиндрических листов обеспечивается стержнями в верхней части насадки, скрепляемыми с листами сваркой. Деаэрируемая вода подается в аппарат сверху через сопло. Струя воды ударяется в круглую пластинку — розетку — и разбрызгивается. Греющая среда — горячая сетевая вода — поступает в колонку  деаэратора ниже насадки через патрубок с отверстиями.

Деаэрированная подпиточная   вода с температурой 40—45 0С нагнетается подпиточным насосом в обратную магистраль сетевой воды. Для обеспечения надежной работы насоса непосредственно под деаэратором установлен вакуумный коллектор с регулируемым уровнем воды. Избыток деаэрированной воды направляется в бак-аккумулятор, температура воды в котором поддерживается на уровне 70 °С  за счет подмешивания прямой сетевой воды. Из бака аккумулятора вода подается в обратную магистраль теплосети насосами, автоматически включаемыми при падении в ней давления.

К недостаткам деаэраторов плёночного типа относятся:

большая чувствительность к перегрузкам,

недостаточная удельная пропускная способность на единицу площади поперечного сечения колонки,

неустойчивость насадочного слоя.

   В деаэраторах барботажного типа поток пара, который вводится в слой воды, подвергается дроблению на пузыри. Преимуществом деаэраторов барботажного типа является их компактность при высоком качестве деаэрации. Благодаря вводу пара в слой воды происходит некоторый перегрев её относительно температуры насыщения, соответствующей давлению в паровом пространстве над поверхностью воды.  Величена перегрева определяется высотой столба жидкости над барботажным устройством.  При движении увлекаемой пузырьками пара воды происходит её вскипание, способствующее лучшему выделению из раствора не только кислорода, но и угольной кислоты, которая в деаэраторах других типов удаляется из воды не полностью.

Вентиляторы дутьевые и дымососы

Аэродинамическое сопротивление газового тракта преодолевается  дутьевыми устройствами (дымососы). Воздушный и газовый тракты соединяются между собой последовательно.  Так образуется газовоздушный тракт котла.

Газовоздушный тракт котла должен удовлетворять с двум основным требованиям:

  •  быть плотным,
  •  иметь минимальное сопротивление.

 Транспорт воздуха до топки и продуктов сгорания до выхода в атмосферу можно обеспечить специальными высоконапорными дутьевыми вентиляторами без применения дымососов (Рис.).

В этом случае топка и газоходы будут находиться под некоторым избыточным давлением – наддувом.

ВД - вентилятор дутьевой служит для подачи воздуха в топку для нормального процесса горения, Д – дымосос для удаления  продуктов горания.

Вентиляторы различаются по следующим признакам:

  1.  создаваемому давлению – вентиляторы низкого давления, создающие полное давление 1000 Па, среднего давления до 3000 Па и высокого давления 3000 …15000 Па;
    1.  направлению вращения рабочего колеса, если смотреть со стороны привода;
    2.  направлению выхода газа из спирального кожуха;
    3.  числу всавсываний;
    4.  способу соединения с двигателем;
    5.  коэффициенту быстроходности пs;
    6.  назначению (дутьевые, дымососы, общего назначения и др.).

Основными величинами, характеризующими работу вентилятора (дымососа), являются:

  •  производительность (м3/с; м3/ч).
  •  полный напор (Па),
  •  мощность, потребляемая электродвигателем (кВт),
  •  частота вращения (об/мин.),
  •  полный КПД (%).

     Дымосос (вентилятор) создает полный напор, соответствующий сопротивлению газового или воздушного тракта.

В России принята единая маркировка тягодутьевых машин. Буквой Д - обозначаются дымососы, ВД - дутьевые вентиляторы. Если после этих букв, других букв нет, то это центробежные (радиальные) машины с вперёд загнутыми лопатками. Если в обозначение включена буква Н, т.е. машины типа ДН или ВДН, то это означает, что эти машины имеют назад загнутые лопатки.


     В типоразмере вентиляторов: В – вентилятор, Г – горячего дутья, Д – дутьевой, второе Д – двухступенчатый, Н – с загнутыми назад лопатками, О – осевой; числа: первое – диаметр рабочего колеса, дм; второе – двустороннее всасывание; I и II – индексы аэродинамической схемы; у – унифицированный. (ВДН-31,5, ВДН-18, ВДН-30,5´2-I, ВДОД-31,5)

В типоразмере дымососов: Д – дымосос, Д – двухступенчатый, Н – с назад загнутыми лопатками, О – осевой, у – унифицированный, Ф – форсированный; числа; первое – диаметр рабочего колеса, дм; второе – двустороннего всасывания; 0,62 – индекс аэродинамической схемы; 500 -  расчётная t газов оС. (ДН-22´2-0,62, ДН-20´2у, ДОД-31,5Ф, дымосос циркуляции дымовых газов - ГД-20-500у).      

Пуск вентилятора.

Пускать вентиляторы и дымососы  следует на холостом ходу, чтобы избежать перегрузки двигателя. Нагрузку двигателя повышают путем постепенного открывания  шибера или направляющего аппарата!

Аварийный останов тягодутьевых механизмов.

      

Тягодутьевой механизм должен быть немедленно остановлен в следующих случаях:

  1.  При обнаружении чрезмерного шума в подшипнике или резкого повышения температуры подшипников тягодутьевого механизма вые +70С.
  2.  При появлении дыма из подшипников.
  3.  При появлении сильных ударов, стуков, вибрации и задеваний ротора тягодутьевого механизма о детали корпуса.
  4.  При загорании электродвигателя или появлении дыма из него.
  5.  При задевании ротора электродвигателя о статор, появления стуков и искр из электродвигателя.
  6.  При ситуациях, угрожающих жизни людей.
  7.  При повышении вибрации свыше допустимой нормы.

Для аварийного останова тягодутьевого механизма машинист должен нажать аварийную кнопку, после чего немедленно сообщить по инстанции.


Трубопроводы и арматура

Трубопровод- сооружение или комплекс сооружений для передачи по трубам газообразных, жидких и твёрдых продуктов.

Труба – длинный пустотелый предмет, обычно круглого сечения.

  Транспортирование жидкой или газообразной среды (теплоносителя, рабочего тела) на ТЭС осуществляется по трубопроводам, которые объединяют в единый комплекс основное и вспомогательное оборудование электростанции.

   Трубопроводы в соответствии с Правилами Госгортехнадзора Росси подразделяются на четыре категории в порядке убывающих параметров.

Категория трубопроводов

Группа

Рабочие параметры среды

температура, 0С

давление, МПа (кгс/см2)

I

1

2

3

4

Свыше 560

Свыше 520 до 560

Свыше 450 до 520

До 450

Не ограниченно

Не ограниченно

Не ограниченно

Более 8,0 (80)

II

1

2

Свыше 350 до 450

До 350

До 8,0 (80)

Более 4,0 (40) до 8,0 (80)

III

1

2

Свыше 250 до 350

До 250

До 4,0 (40)

Более 1,6 (16) до 4,0 (40)

IV

Свыше 115 до 250

Более 0,07 (0,7) до 1,6 (16)

Примечание: если значение параметров среды находятся в различных категориях, то трубопровод следует отнести к категории, соответствующей максимальному значению параметра среды (см. Схему).

                      

                        

                          t, 0С

                        560                      I.1

                  

                        520                      I.2

                                                    I.3

                        450                      

                                                   II.1

                        350        

                                                 III.1

                         250                                         II.2         

                              

                                     IV          III.2                                                    

                  

                        115

                              0,07   1,6                4,0                  8,0  р, МПа

                               0,7    16                 40                   80  кгс/см2

Кроме того к регистрации до пуска в работу подлежат:

  •  трубопроводы первой категории с условным проходом более 70 мм;
  •  трубопроводы второй и третей категории с условным проходом более 100мм;  
  •  трубопроводы четвёртой категории с условным проходом более 100 мм,

расположенные в пределах тепловых электростанций и котельных.

   Согласно правилам, объекты котлонадзора, попадающие под их действие, подразделяются на регистрируемые и не регистрируемых в органах  Госгортехнадзора и не подлежащие регистрации в них.

   Трубопроводы перегретого пара первой категории изготовляются из стальных бесшовных высококачественных труб по особым техническим условиям.    

   Трубопроводы остальных категорий можно изготовлять из стандартных бесшовных и сварных труб.

   Редукционно-охладительные установки (РУ, РОУ, БРОУ) и коллекторы, устанавливаемые на трубопроводе, рассматриваются как части трубопровода.

     Паропроводы первой категории на температуру до 450 0С и на давление

до 4 МПа и питательные трубопроводы на давление не выше 18,5 МПа изготовляются из стали 20.

     Для питательных трубопроводов на давление выше18,5 МПа применяется кремне марганцовистая сталь 16ГС.

    Паропроводы на температуру до 560 0С и давление до 14 МПа можно изготовлять из теплоустойчивой низколегированной перлитной стали марки12Х1МФ, а при более высоком давлении (до 25,5 МПа) переходят на сталь 15Х1М1Ф.

    Стали аустенитного класса для паропроводов (12Х18Н12Т, 09Х14Н19В2БР) соответствуют начальным температурам пара 600 650 0С.

    


Прокладка трубопроводов.

Трубопроводы  по способу прокладки делятся:

  •  Надземные (воздушные);

Надземная прокладка выполняется:

  1.  на отдельно стоящих мачтах и опорах;
  2.  на эстакадах со сплошным пролётным строением в виде ферм и балок;
  3.  на тягах, прикреплённых к верхушкам мачт (вантовая конструкция) более экономичная, чем 1 и 2 варианты, так как вантовая конструкция позволяет увеличить расстояние между мачтами и тем самым уменьшить расход материалов.
  4.  на кронштейнах, укрепляемых на в стенах зданиё, применяется при прокладке трубопроводов  на территории промышленных предприятий с приваренными корпусами скользящих опор.
  •  Подземные  они в свою очередь выполняются:
    •  в каналах непроходного и полупроходного поперечного сечения;
    •  в туннелях (проходных каналах) высотой 2 метров более;
    •  в общих коллекторах для совместной прокладки трубопроводов и кабелей различного назначения, во внутриквартальных коллекторах;
    •  технологических подпольях и коридорах;
    •  без канальной прокладки в грунт .

Конструкции надземной прокладки

В настоящее время находят применение следующие типы надземных прокладок:

на отдельно стоящих мачтах и опорах (рис. 16.1);

на эстакадах со сплошным пролетным строением в виде ферм или балок (рис. 16.2);

на тягах, прикрепленных к верхушкам мачт (вантовая конструкция, рис. 16.3);

на кронштейнах.

      Прокладки первого типа наиболее рациональны для трубопроводов диаметром 500 мм и более. Трубопроводы большего диаметра при этом могут быть использованы в качестве несущих конструкций для укладки или подвески к ним нескольких трубопроводов малого диаметра, требующих более частой установки опор.

     Прокладки по эстакаде со сплошным настилом для прохода целесообразно применять только при большом количестве труб (не менее 5 — 6 шт.), а также при необходимости регулярного надзора за ними. По стоимости конструкции проходная эстакада наиболее дорогая и требует наибольшего расхода металла, так как фермы или балочный настил обычно изготовляются из прокатной стали.

    Прокладка третьего типа с подвесной (вантовой) конструкцией пролетного строения является более экономичной, так как позволяет значительно увеличить расстояния между мачтами и тем самым уменьшить расход строительных материалов. Наиболее простые конструктивные формы подвесная прокладка получает при трубопроводах равных или близких диаметров.

     При совместной укладке трубопроводов большого и малого диаметра применяется несколько видоизмененная вантовая конструкция с прогонами из швеллеров, подвешенных на тягах. Прогоны позволяют устанавливать опоры трубопроводов между мачтами.

     Наибольшее применение получила прокладка трубопроводов на отдельно стоящих мачтах и опорах или на кронштейнах. Мачты и опоры, как правило, выполняются из железобетона. Металлические мачты применяются в исключительных случаях при малом объеме работ и реконструкции существующих сетей.

     Мачты по своему назначению делятся на следующие типы:

для подвижных опор трубопроводов (так называемые промежуточные);

для неподвижных опор трубопроводов (анкерные), а также устанавливаемые в начале и в конце участка трассы;  устанавливаемые на поворотах трассы; служащие для опирания компенсаторов трубопроводов.

   В зависимости от количества, диаметра и назначения прокладываемых трубопроводов мачты выполняются трех различных конструктивных форм: одностоечными, двух-стоечными и четырехстоечными пространственной конструкции.

   Сборные железобетонные конструкции мачт обычно собираются из следующих элементов: стоек (колонн), ригелей и фундаментов. Размеры сборных деталей определяются количеством и диаметром укладываемых трубопроводов.

    При прокладке от одного до трех трубопроводов в зависимости от диаметра применяются одностоечные отдельно стоящие мачты с консолями, они пригодны и при вантовой подвеске труб на тягах; тогда предусматривается устройство верхушки для крепления тяг.

 

   Одним из наиболее распространенных видов воздушной прокладки трубопроводов является прокладка последних на кронштейнах, укрепляемых в стенах зданий. Применение этого способа может быть рекомендовано при прокладке тепловых сетей на территории промышленных предприятий.

     При проектировании трубопроводов, располагаемых по наружной или внутренней поверхности стен, следует выбирать такое размещение труб, чтобы они не закрывали оконных проемов, не мешали размещению других трубопроводов, оборудования и пр    Наиболее важным является обеспечение надежного закрепления кронштейнов в стенах существующих зданий. Проектирование прокладки трубопроводов по стенам существующих зданий должно включать обследование стен в натуре и изучение проектов, по которым они построены. При значительных нагрузках, передаваемых трубопроводами на кронштейны, необходимо производить расчет общей устойчивости конструкций здания

Трубопроводы укладываются на кронштейны с приваренными корпусами скользящих опор.     Применение катковых подвижных опор при наружной прокладке трубопроводов не рекомендуется из-за трудности их периодической смазки и очистки в период эксплуатации (без чего они будут работать как скользящие).

    В случае недостаточной надежности стен здания должны быть осуществлены конструктивные мероприятия по рассредоточению усилий, передаваемых кронштейнами, путем уменьшения пролетов, устройства подкосов, вертикальных стоек и др.

   Кронштейны, устанавливаемые в местах устройства неподвижных опор трубопроводов, должны выполняться по расчету на действующие на них усилия. Обычно они требуют дополнительною крепления путем устройства подкосов в горизонтальной и вертикальной плоскостях. На рис. 16.6 приведена типовая конструкция кронштейнов для прокладки одною или двух трубопроводов диаметром от 50 до 300 мм.

Конструкции подземной прокладки.

Каналы непроходные и полупроходные

    Широкое применение при подземной прокладке тепловых сетей получили непроходные и полупроходные каналы. Основным конструктивным материалом, используемым при сооружении каналов, служит сборный железобетон, показавший достаточную надежность и долговечность при эксплуатации в условиях повышенной температуры и влажности среды.

    Ниже приведены типовые конструкции сборных железобетонных каналов, получившие наибольшее применение в строительстве тепловых сетей и в значительной степени, оправдавшие себя в эксплуатации (вошедшие в «Единые нормы и расценки на строительные и монтажные и ремонтно-строительные работы», сборник 10).

    Наиболее простой и легко выполнимой конструкцией непроходных каналов являются каналы прямоугольного сечения из сборных бетонных стеновых блоков и железобетонных плит перекрытия (рис. 17.1).

    Работы по сборке канала ведутся одновременно с монтажом трубопроводов. Прежде всего в открытой траншее выполняется дно канала из бетона. После монтажа и изоляции трубопроводов устанавливают стеновые блоки, а затем укладывают плиты перекрытия.

   Данная конструкция каналов является шарнирной, устойчивость ее обеспечивается хорошим качеством засыпки и утрамбовки пазух за стенками (одновременно с двух сторон). Скользящие опоры трубопроводов, прокладываемых в каналах, устанавливаются на железобетонных подушках, укладываемых на дно по слою цементною раствора.

  При наличии грунтовых вод конструкция непроходных каналов со сборными бетонными стенками применима при условии устройства попутного дренажа и выполнения наружной гидроизоляции, тип которой должен выбираться в зависимости от конкретных гидрогеологических условий. При выполнении оклеечной (рулонной) гидроизоляции необходимо устройство железобетонного дна каналов. Внутренние размеры каналов составляют: по высоте от 310 до 760 мм и по ширине от 550 до 1600 мм.

  Конструкция сводчатых каналов из сборного железобетона для трубопроводов диаметрами 50 — 500 мм (рис. 17.2). Пролеты сводов составляют 1; 1.42; 1,8 и 2,2 м. Длина элементов сводов 2,95 м. Элементы свода устанавливаются па опорную раму, которая является затяжкой свода. Это позволяем рассчитывать свод как распорную конструкцию. Сводчатые каналы нашли применение в строительстве тепловых сетей многих юродов. По расходу материалов сводчатые железобетонные каналы экономичней каналов прямоугольного сечения.

На рис 17.3 приведена конструкция  канала с односторонним  дренажем из железобетонных трубофильтров. Конструкция нашла широкое применение при прокладке каналов полупроходного сечения.


Туннели и коллекторы

  Наибольшее применение в строительстве туннелей и коллекторов получили конструкции сборных железобетонных коллекторов.

   Элементы коллекторов рассчитаны на временную автомобильную нагрузку Н-30 и колесную НК-80 при глубине засыпки над верхом перекрытия от верха дорожного покрытия 0,7 — 2,0 м, при расположении в зеленой зоне 0,5 — 2,0 м.

  Через каждые 40 — 50 м, а также в местах примыкания коллектора к камерам и в местах резкого изменения грунтовых условий устраиваются температурно-осадочные швы (с компенсаторами).

   Конструкции туннелей и коллекторов должны быть защищены от проникания в них поверхностных и грунтовых вод. Перекрытия туннелей и коллекторов, располагаемых выше уровня грунтовых вод, следует защищать оклеенной гидроизоляцией из двух слоев изола, а стены обмазывать битумной эмульсией. В туннелях и коллекторах необходимо предусматривать продольный уклон не менее 0,002.

  При расположении туннелей и коллекторов ниже уровня грунтовых вод они должны быть защищены устройством попутного дренажа и оклеечной изоляцией.

    Для прокладки трубопроводов в туннелях и коллекторах предусматривается устройство подвижных и неподвижных опор, а также камер для размещения задвижек и другого оборудования. Место расположения опорных конструкций и камер принимается по проекту.

    В перекрытиях камер должны предусматриваться люки диаметром 0,63 м с двойной крышкой и запорным устройством в количестве не менее двух. В местах размещения оборудования и крупногабаритной арматуры следует дополнительно устраивать монтажные проемы длиной не менее 4 м и шириной не менее наибольшего диаметра прокладываемой трубы плюс 0,1 м, но не менее 0,7 м.

    Неподвижные опоры следует, как правило, выполнять щитовой конструкции из монолитного или сборного железобетона. Скользящие опоры трубопроводов, располагаемые в верхних ярусах, проектируются из металлоконструкций, привариваемых к закладным деталям в элементах стен и дна коллектора.

    Внутренние габариты проектируемых коллекторов следует устанавливать с учетом следующих требований:

  •  ширина прохода не менее 800 мм, высота — 2000 мм (в свету);
  •  расстояние в свету от поверхности изоляции трубопроводов диаметром 500 — 700 мм до стенки и пола коллектора 200 мм, для трубопроводов диаметром 800 — 900 220 мм и до перекрытия коллектора соответственно 120 и 150 мм;
  •  расстояние между поверхностями изоляции теплопроводов по вертикали 200 мм для трубопроводов диаметром 500 — 900 мм;
  •  расстояние от поверхности труб водопровода, напорной канализации и воздухопроводов до строительных конструкций коллектора и до  кабелей  не  менее 200 мм;
  •  вертикальное расстояние между консолями для укладки силовых кабелей 200 мм, для укладки контрольных кабелей и кабелей связи 150 мм, горизонтальное расстояние в свету между силовыми кабелями 35 мм, но не менее диаметра кабеля.

  Силовые кабели располагаются над кабелями связи, каждый горизонтальный ряд силовых кабелей отделяется от других рядов и от кабелей связи несгораемой прокладкой из асбестоцементных листов.

    Над трубопроводами допускается прокладывать только кабели связи.

Коллекторы необходимо оборудовать приточной естественной и механической вентиляцией для обеспечения внутренней температуры в пределах 5 - 30 0С и не менее трехкратного обмена воздуха за  1 ч.

    Электроснабжение коллекторов, как правило, осуществляется по двум кабелям, подключаемым к различным сборкам низкого напряжения трансформаторной подстанции. В туннелях должно предусматриваться устройство рабочего, аварийного и ремонтного освещения.

     Для питания светильников рабочего и аварийного освещения следует применять напряжение на лампах не выше 220 В, при этом необходимо применять светильники рудничного типа, конструкция которых исключает возможность доступа к лампе без специальных приспособлений. Напряжение на лампах ремонтного освещения должно быть не выше 12 В.

Бесканальная прокладка трубопроводов

Конструкция бесканального трубопровода да состоит из четырех слоёв: антикоррозионною, теплоизоляционного, гидроизоляционного и защитно-механического (рис. 18.1), некоторое слои могут отсутствовать В нашем случае функции отдельных слоев совмещаются или передаются другим. Принято делить бесканальные прокладки на:

  •  засыпные,


  •  сборные,
  •  литые
  •  монолитные.

Засыпные прокладки.

Трубы укладываются на опоры или сплошное бетонное основание и засыпаются сыпучими теплоизоляционными материалами (торф, термоторф, тидрофобный мел, асфальтоизол и др.).

Сборные прокладки.

Тепловая изоляция накладывается на трубы из штучных элементов (кирпичей, сегментов, скорлуп).

Литые прокладки. 

Литая тепловая изоляция выполняется на трассе (или привозится) заливкой раствора из пенобетона, пеносиликата или расплавленного материала на битумной основе в инвентурную опалубку или форму В литых конструкциях путем нанесения на трубы смазочных материалов создаются условия для перемещения их внутри тепловой изоляции при температурных удлинениях.

Монолитные прокладки являются разновидностью литых конструкций, но изготовляются в заводских условиях В некоторых из них теплоизоляционный стой прочно сцепляется с поверхностью трубы (автоклавный армированный пенобетон, фенольньй поропласт ФЛ и др), в других (конструкции на битумной основе) грубы перемещаются внутри тепловой изоляции

Надёжная и эффективная (по тепловым качествам) работа бесканального трубопровода может быть обеспечена при соблюдении ряда основных условий:

  •  основной теплоизоляционный слой должен при приемлемой толщине обеспечивать тепловые потери не более нормативных и не иметь в своем составе примесей, могущих вызывать наружную коррозию труб;
  •  устойчивость физических и химических характеристик тепло-, гидро- и антикоррозионных покрытий в течение нормативного сроки службы;
  •  прочность, обеспечивающая надежную работу подземного трубопровода;
  •  индустриальность, сборность, а также возможность изготовления трубопроводов на заводах, строительных полигонах и заготовительных базах при тщательном контроле за качеством изготовленной продукции;
  •  возможность транспортировки без повреждений и удобного монтажа на трассах и контроля за качеством выполненных работ.

К особой группе конструкций относится специальные сооружения:

мостовые переходы при прокладки трубопроводов  через реки каналы, железные и автомобильные дороги и другие препятствия;

подводные переходы  строятся в том случае, когда невозможно использовать существующие мосты из-за отсутствия места для размещения трубопроводов и конструкции пролётного строения, а сооружать специальный мостовой переход недопустимо по техническим соображениям ( стальной цилиндр диаметром 2500 мм с толщиной стенки 12 и  16 мм, усиленный рёбрами жесткости через каждые 3 метра;

туннельные переходы  сооружаются в тех случаях, когда невозможно осуществить надземную прокладку по мостовому переходу, сооружаются способом щитовой прокладки под городскими улицами и площадями;

переходы в футлярах  прокладка трубопроводов под железными и автомобильными дорогами, уличными проездами и трамвайными линиями, закладка производится закрытым (бестраншейным) способом.

Данные конструкции сооружаются при невозможности прокладки трубопроводов надземным или подземным способом при  возникновении преград вызванные условиями местности или техногенного характера.



Требование к прокладке трубопроводов:

  1.  минимум капиталовложений (кратчайшая трасса);
  2.  минимум трудовых затрат при сооружении теплотрассы(благоприятные гидрологеологические и другие условия местности);
  3.  минимальный срок строительства (отсутствие сооружаемых туннельных, мостовых переходов);
  4.  максимум использования существующих технологий строительства (машин и механизмов);
  5.  надёжность эксплуатации(наибольший срок службы).

Для магистральных трубопроводов первостепенное значение имеет долговечность и надёжность, зависящее от конструктивных решений.

Выбор способа и конструкций прокладки трубопроводов обуславливается многими факторами, основными из которых являются:

  1.  диаметр трубопровода;
  2.  требование эксплуатационной надёжности теплопроводов;
  3.  экономичность;

4.  способ выполнения строительства.

Мачты и опоры, как правило, выполняются из железобетона. Металлические мачты выполняются в исключительных случаях.

Горизонтальные участки трубопроводов должны иметь уклон не менее 0,004;

Для трубопроводов тепловых сетей допускается уклон не менее 0,002.

Компенсаторы.

  При повышении   температуры трубопровода длина его увеличивается и при понижении уменьшается.

  При неподвижном закреплении трубопровода в двух точках и его тепловом расширении в металле труб возникают напряжения. Усилия, возникающие при увеличении длины трубопровода и при отсутствии элементов, уменьшающих или воспринимающих эти усилия, достигают значительных размеров и могут привести к деформации или разрушению линии трубопровода.

  Компенсация тепловых удлинений за счет упругого сжатия прямой трубы, закрепленной между двумя неподвижными опорами, не может быть применена из-за больших усилий, передаваемых на неподвижные опоры и элементы трубопровода.

   Поэтому трубопроводы вне зависимости от назначения и параметров должны быть спроектированы и смонтированы так, чтобы они имели возможность расширяться и укорачиваться при охлаждении.

  Тепловые расширения трубопроводов могут быть скомпенсированы эластичностью самого трубопровода. В случае, когда кроме прямых участков между неподвижными опорами имеются отводы, тепловые расширения трубопровода могут быть скомпенсированы отводами и компенсаторы не устанавливаются (рис. 4-1). Когда же прямые участки между двумя неподвижными опорами имеют значительную длину и недостаточную компенсацию, необходимо увеличивать гибкость линий этого участка путем выбора для него другой трассы  с поворотами

труб и применением отводов, изменения радиусов гиба труб или перенесения мест установки неподвижных креплений. Увеличение естественной гибкости является самым лучшим способом компенсации тепловых расширений трубопроводов.

    Совершенно недопустимы подключения к главной магистрали прямых участков трубопроводов, которые не имеют самокомпенсации. При отсутствии гибкости в ответвлениях могут возникнуть опасные напряжения в местах подключения труб к главному паропроводу. Ответвления от магистрали выполняются при помощи колен с большими радиусами гибов, они должны иметь длинные прямые участки, способные воспринимать тепловые удлинения за счет упругости этих участков.

  При невозможности компенсировать тепловые удлинения трубопроводов за счет изменения трассы трубопровода устанавливают компенсаторы различных типов и конструкций в зависимости от параметров среды.

  Компенсаторы  устройства для устранения фактора температурного расширения или сжатия трубопроводов.

    Компенсаторы не устанавливаются на трубопроводах, по которым транспортируется среда с температурой, не превышающей 80°С . Удовлетворительная работа указанных трубопроводов объясняется возможностью поглощения небольших тепловых удлинений за счет упругого сдвига прямых участков трубопровода и нежесткого ею закрепления в опорах.

Ответвления от магистральных паропроводов всех параметров, как правило, выполняются так, чтобы они не препятствовали компенсации тепловых расширений магистралей.

ТИПЫ КОМПЕНСАТОРОВ

В настоящее время для компенсации тепловых расширений трубопроводов применяют четыре типа компенсаторов:

  1.  П - образные компенсаторы из гнутых труб для любых давлений, температур и сред;
  2.  L – образные компенсаторы из гнутых труб для любых давлений, температур и сред
  3.  лирообразные компенсаторы в основном для трубопроводов, работающих на средних и, реже, на высоких параметрах;
  4.  линзовые компенсаторы для параметров, не превышающих 0,7 МПа и 300°С, в основном на участке, где необходимо компенсировать продольные изменения при подключении трубопроводов к оборудованию;
  5.  сальниковые компенсаторы для давлений, не превышающих 1,6 МПа, и температур не более 300°С.

       Для того чтобы правильно выбрать тип и размеры компенсатора, необходимо произвести расчет трубопровода на компенсацию, которая заключается в определении: величин напряжений, возникающих в трубопроводе при упругой компенсации температурных удлинений; опорных реакций и моментов; смещений оси трубопровода в промежуточных точках между неподвижными опорами и холодного натяга трубопровода.

      Расчет компенсации производится проектной организацией при проектировании трубопровода.

П-образные компенсаторы (рис. 4-2) бывают трех типов, различающихся между собой по соотношению длины прямой вставки плеча р и длины прямой вставки вылета h (рис. 4-3). Компенсаторы первого типа имеют большой вылет p=0,5h,

второго типа — средний вылет р = h, третьего типа — с малым вылетом p = 2h.

Преимущества:    

небольшие усилия передаваемые на неподвижные опоры;

отсутствия необходимости обслуживания;

большая компенсирующая способность.

Недостатки:  

большие габариты;                                                  

увеличение гидравлического сопротивления;

удорожание стоимости теплопровода;

увеличение металл

L образные компенсаторы – тоже что и П  образные но снижают гидравлическое сопротивление в трубопроводах большой протяженности, имеют в два раза меньшее местное гидравлическое сопротивления.

При этом также уменьшается трудозатраты на изготовление сварных отводов компенсаторов. Увеличение затрат металла (труб) на изготовление этих компенсаторов не превышает 10 12% от  предыдущего это связанно с увеличением вылета компенсатора.                                       

  Линзовые компенсаторы (рис. 4-4) применяются для компенсации тепловых удлинений прямых участков трубопроводов с использованием компенсаторов в качестве шарниров (рис. 4-5), а также осевой деформации участков ломаной трассы. Одно-, двух- и трех линзовые компенсаторы в зависимости от диаметров трубопроводов и температуры протекающей среды применяются на давления:

Dy, mm

t, °C

р, МПа

100 —1400

0,6

100—400

200

0,7

700

<200

0,4—0,5

   Параметры среды и диаметры трубопроводов, на которых устанавливаются линзовые компенсаторы, могут быть увеличены при условии применения более прочных сталей для их изготовления. Компенсирующая способность одно линзового компенсатора составляет для Dу 200 мм - 16 мм, Dу 250—400 мм — 12 мм, Dу от 450 мм и выше— 10 мм.

Сальниковые компенсаторы  (рис. 4-6) применяются при подземной прокладке, а также при прокладке на низких опорах, могут применяться на всех трубопроводах, не связанных со средами повышенной опасности. Применять сальниковые компенсаторы для трубопроводов, прокладываемых на эстакадах и отдельно стоящих высоких опорах, допускается в исключительных случаях.

   Сальниковые компенсаторы бывают односторонние и двусторонние. Пределы применения сальниковых компенсаторов этих видов приведены в табл. 4-2.

    

Расчетная компенсирующая способность сальниковых компенсаторов принимается за вычетом запаса на непредвиденные увеличения тепловых удлинений трубопроводов, который для односторонних компенсаторов составляет:

10 мм  ....Dу 150 и 200 мм

20 мм  ... Dy 300 и 400 мм

30 мм ...Dy от 400 до 1000 мм

 Самокомпенсирующие трубопроводынашли широкое применение за счёт собственной гибкости. Участки трубопроводов с самокомпенсацией наиболее надёжны в эксплуатации, не имеют утечек теплоносителя и не требуют регулярного наблюдения за работой.

   Наибольшее применение имеют следующие самокомпенсирующиеся схемы трубопроводов:

  •  плоскостные Г образные с прямым или тупым углом поворота;
  •  Z  образные с тремя расчётными участками;
  •  пространственные Z  образные схемы с тремя участками, расположенными в трёх различных плоскостях (применяются только в пределах котельных, бойлерных, насосных перекачивающих станций.)

Зигзагообразная самокомпенсирующая схема – применяется при надземном способе прокладке с прямыми участками большой длины.

    Неподвижные закрепления труб расположены в точках пересечения осей трубопроводов (зигзагообразных) с осью трасс.

    Компенсация температурных удлинений осуществляется за счёт свободного перемещения  труб на углах поворота. Г образная схема получила наибольшее применение.

          а).                                                                                б).

 

          г).

                 

УКАЗАТЕЛИ ТЕПЛОВЫХ ПЕРЕМЕЩЕНИЙ ТРУБОПРОВОДОВ

По правилам Госгортехнадзора на паропроводах с внутренним диаметром 150 мм и более и температурой пара 300°С и выше должны быть установлены указатели тепловых перемещений для контроля за расширением паропровода и наблюдения за правильностью работы опор.

Целью установки указателей являются:

  1.  выявление и устранение защемлений паропровода;
  2.  оценка и обеспечение соответствия фактических тепловых перемещений паропровода расчетным;
  3.  оценка исправности промежуточных опор;
  4.  регистрация и устранение отклонений режимов работы от нормальных (забросы воды в горячие паропроводы, гидравлические удары, вибрации и т. п.).

Указатели должны устанавливаться согласно проекту на прямолинейных участках трубопровода на расстоянии не менее 100 мм от гиба и сварного соединения и не менее 200 мм от края опоры.

Указатели (рис. 4-10) изготовляются двух типов: для записи перемещений до ±110 и до ±160 мм. При расчетном перемещении, превышающем указанное, стержни с грифелем следует располагать не в центре, а у края кромки, что дает возможность фиксировать перемещения соответственно до 220 и 320 мм.

Установка и наладка работы указателей производятся по специальной инструкции.

Наблюдения за работой указателей тепловых перемещений следует начинать одновременно с первым прогревом паропроводов. В нормальных условиях общее направление перемещений указателей должно совпадать с проектным. Несовпадение фактических перемещений с проектными может происходить из-за наличия защемлений паропровода, слишком высоких скоростей прогрева, могущих вызвать коробление паропровода. Снятие показаний указателей производится по достижении паропроводом рабочих параметров.

     Несовпадение фактических перемещений паропровода с расчетными не должно превышать ±20% при перемещении 50 мм и более и ±10% при перемещении менее 50 мм.

Причиной несовпадения фактических перемещений с расчетными могут быть защемления паропроводов при неисправности опор, большие расхождения фактической величины затяжки пружин с расчетной.

     В этих случаях необходимо после охлаждения паропровода осмотреть паропровод и устранить перечисленные причины. Если будут повторяться большие расхождения, то необходимо обратиться в проектную организацию, чтобы последняя дала свои рекомендации.         При совпадении фактических перемещений с расчетными необходимо произвести запись показаний указателей в формуляр. В дальнейшем во время эксплуатации наблюдения за указателями необходимо вести при каждом прогреве с записью в журнал, но без записи в формуляр.

Во время эксплуатации трубопроводов необходимо следить за исправным состоянием указателей.

Опоры трубопроводов.

НАЗНАЧЕНИЕ ОПОР И ПОДВЕСОК

Трубопроводные трассы могут иметь сложную конфигурацию, закрепляются на каркасе и металлоконструкциях главного здания с помощью опор и подвесок различного типа, назначение которых:

1) установки и закрепления на них трубопроводов в проектное положение;

2)сохранения трубопроводов в проектном положении при всех режимах работы трубопровода;

3) распределения напряжений в элементах трубопроводов в соответствии с расчетом трубопровода на прочность при всех режимах работы трубопровода;

4)восприятия нагрузок от: а) вибрации трубопровода; б) крутящих моментов, возникающих при тепловых расширениях трубопроводов; в) гидравлических ударов; г) массы всех элементов трубопровода, тепловой изоляции и среды, а Также воды во время гидравлического испытания.

   В зависимости от назначения опор и подвесок и параметров среды, протекающей по трубопроводу, опоры бывают подвижные и неподвижные, а подвески жесткие и пружинные различных типов и конструкций.

   

Неподвижные опоры (рис. 6-1) служат для жесткого крепления трубопровода, не допускают ни линейных, ни угловых перемещений и проворачивания закреплённого сечения,  а также для восприятия нагрузок, возникающих при тепловых расширениях трубопроводов, и правильной их передаче на элементы трубопроводов и строительные конструкции.

    Для установки опор разбивают трассу на участки, самостоятельные и по компенсации температурных расширений и помимо весовой нагрузки воспринимающие усилия и моменты от самокомпенсации.

   Обычно неподвижные опоры устанавливают на концах трасс, например на паропроводах острого пара у выходного коллектора пароперегревателя котла и у стопорного клапана турбины, но иногда применяют неподвижные опоры и в других промежуточных точках трасс, а также на концах ответвлений, у клапанов.

   

Направляющие опоры (скользящие рис. 6-2, 6-5) обеспечивают перемещение соответствующего сечения трубопровода только водном линейном направлении обычно в горизонтальном  и вдоль оси трубы (применяются для трубопроводов от 25 1400 мм, при всех способах прокладки).

    Для уменьшения продольной реакции при температурном перемещении трубопровода направляющие опоры выполняются роликовыми (катковые рис. 6-3, 6-4) или шариковыми.

Опоры шариковые  для труб диаметром 200 мм, и более при горизонтальных перемещениях труб под углом к оси трассы, при прокладке в туннелях, коллекторах, на кронштейнах, и на отдельно стоящих опорах.

Опоры роликовые  для труб диаметром 200 мм, и более при осевых перемещениях труб при прокладке в туннелях, коллекторах, на кронштейнах и на отдельно стоящих опорах и эстакадах (одно и двух катковые).  

Направляющие опоры обычно устанавливаются на одном прямолинейном горизонтальном участке с неподвижной опорой. Где температурное перемещение трубопровода направлено вдоль оси трубы и где вертикальное температурное перемещение практически отсутствует.

Жесткие подвески и пружинные подвески (рис. 6-6— 6-9) применяются при надземной прокладке трубопроводов с гибкими компенсаторами на участках самокомпенсации. В тех случаях, когда  соответствующее сечение трубопровода имеет нулевое по расчёту вертикальное температурное перемещение, но должно иметь свободу перемещений во всех направлениях горизонтальной плоскости, с учётом десятикратного теплового перемещения подвески наиболее удалённой от неподвижной опоры. А так же где по условиям компоновки оборудования и трубопроводов опоры разместить невозможно, или в случаях, когда на изготовление опор идет много металла, опоры загромождают проходы и затрудняют эксплуатацию оборудования.

Пружинные крепления  (рис 6.2 б)трубопроводов должны обеспечивать свободу температурных перемещений соответствующих точек трасс во всех направлениях. Крепления подразделяются на пружинные подвески и пружинные опоры. В первом случае пружины располагаются выше оси трубопровода, во втором ниже.

Иногда по местным условиям приходится применять конструкции пружинных подвесок, где часть пружин располагают выше, а часть ниже оси трубопровода.

Пружинные подвески должны иметь достаточно длинные тяги для обеспечения свободы горизонтальных перемещений соответствующих точек трасс.

Минимальная длина тяги зависит от величины горизонтального перемещения точки крепления трубопровода, а максимальная определяется, как правило, компоновочными возможностями.

Для пружинных подвесок и опор применяют цилиндрические винтовые пружины, работающие на кручение применяются для труб диаметром 150 мм и более.

     



Дренажные узлы.

   Для спуска воды и воздуха из теплопроводов (трубопроводов) при ремонтных работах и выполнения технологических операции используются дренажные узлы.

   Воздушник  для удаления воздуха в период заполнения средой трубной системы(препятствует и удаляет воздушные мешки), в наивысших точках.

   Дренаж  для удаления (опорожнения) среды из трубной системы в нижних точках, а также в местах наибольшего уклона, в тупиковых участках  для ремонтных и других работ.

Условные проходы штуцеров и арматуры для дренажных узлов теплосети

(серия 4.903 - 10, выпуск 2)

Наименование

Условный проход трубопровода Dу1  , мм

25,

32,

40.

50,

65.

80

100,

125.

150.

200,

250.

300.

350,

400.

500.

600.

700

800,900.

1000,

1200.

1400

Условный проход штуцера и арматуры для спуска воды (спускник) Dу2 , мм.

¾

25

40

40

50

80

100

100

150

200

200

250

300

300

То же для выпуска воздуха (воздушник) Dу2 , мм.

15

15

15

20

20

25

25

32

40

40

40

50

50

65

Арматура.

КЛАССИФИКАЦИЯ АРМАТУРЫ ПО НАЗНАЧЕНИЮ И СПОСОБУ ПРИСОЕДИНЕНИЯ

Арматура представляет собой органы управления и служит для перекрытия или регулирования параметров потока среды в трубопроводах. Конструкция арматуры зависит от параметров среды, для которой она предназначена, и диаметра трубопровода. В зависимости от назначения арматура подразделяется на: запорную, регулирующую, предохранительную, контрольную и группируется в следующие четыре класса.

 Первый класс — арматура запорная, служит для периодического включения или отключения потока среды; типичные представители запорной арматуры — вентили, задвижки.

 Второй класс—арматура регулирующая и дросселирующая, служит для изменения или поддержания в трубопроводе или резервуаре параметров среды и ее расхода; типичные представители регулирующей арматуры— регулирующие вентили, клапаны, дросселирующие устройства, охладители пара, регуляторы уровня, конденсатоотводчики.

  Третий класс — арматура предохранительная, служит для защиты резервуара или трубопровода от

чрезмерного повышения давления, а также для предотвращения обратного потока среды; типичные представители предохранительной арматуры — предохранительные клапаны, аварийные клапаны, импульсно-предохранительные устройства, состоящие из импульсного вспомогательного и предохранительного главного клапана, обратные клапаны.

  Четвертый класс—арматура контрольная, служит для контроля наличия среды или уровня среды; типичные представители контрольной арматуры — пробные и спускные вентили (или краны), указатели уровня.


Таблица 3-1

Классификация арматуры

Класс

Группа

Тип арматуры

I. Запорная арматура

Приводная

Краны. Вентили. Задвижки

II. Арматура регулирующая

Приводная Автоматическая

Поворотные затворы. Регулирующие   вентили. Регулирующие   клапаны Регуляторы уровня. Конденсатоотводчики

III. Арматура предохранительная и защитная

Автоматическая

Предохранительные клапаны. Обратные клапаны

IV. Арматура контрольная

Приводная Автоматическая

Пробко-спускные  краны. Указатели уровня

Каждый класс в зависимости от принципа действия арматуры подразделяется на две группы:

приводная арматура, приводимая в действие при помощи привода (ручного, механического, электрического, электромагнитного, гидравлического, пневматического и др.);

автоматическая арматура, приводимая в действие автоматически, непосредственно потоком рабочей среды или изменением ее параметров.

Классы и группы арматуры подразделяются на типы согласно табл. 3-1.

!ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К АРМАТУРЕ!

К наиболее общим требованиям, предъявляемым к арматуре, относятся:

герметичность по отношению к внешней среде и герметичность перекрытия затвором разделяемых арматурой участков трубопровода;

рациональный профиль проточной части, позволяющий снизить потери энергии, затрачиваемой на преодоление гидравлического сопротивления;

прочность и жесткость конструкции, т. е. способность выдерживать нагрузки (постоянные . и кратковременные давления, усилия и крутящие моменты) без существенных деформаций, нарушающих нормальную работу изделия;

отсутствие застойных зон и полостей;

обеспечение надежного функционирования после длительного нахождения арматуры в закрытом или открытом положении;

отсутствие гидравлического удара;

межремонтный срок службы арматуры должен быть не меньше межремонтного срока службы основного оборудования электростанций (котла, турбины);

простота и удобство в обслуживании, обеспечивающие управление арматурой вручную с применением установленных усилий и при удобном для оператора положении;

ремонтопригодность, позволяющая производить замену быстроизнашиваемых деталей без вырезки арматуры из трубопровода;

работоспособность деталей в условиях частых пусков и остановов теплосилового оборудования;

возможность монтажа в требуемом положении;

обеспечение заданной скорости перекрытия проходного сечения;

технологичность конструкции, позволяющая изготовление ее при минимальных затратах труда и средств;

обеспечение гарантированного числа циклов открытия—закрытия при рабочих параметрах.

К предохранительной арматуре предъявляются особые требования, основными из которых являются следующие:

клапан при достижении максимально допустимого давления должен безотказно открываться до полного подъема и пропускать рабочую среду в требуемом количестве;

клапан в Открытом состоянии должен работать устойчиво без вибраций;

клапан должен закрываться при давлении, несколько меньшем, чем рабочее;

клапан должен обеспечивать требуемую степень герметичности при последующем возрастании давления до рабочего;

клапан в закрытом состоянии при рабочем давлении должен иметь требуемую степень герметичности;

предохранительная арматура при дросселировании среды или выпуска ее в атмосферу должна при работе издавать минимальный шум (ниже нормы).

Запорная арматура должна обладать:

минимальным гидравлическим сопротивлением;

высокой герметичностью запорных органов;

легкостью хода.

  Материалы корпусов и крышек арматуры следует выбирать на основе прочностных свойств сталей при рабочих температурах.

   Материал не должен быть склонен к межкристаллитной коррозии при длительном воздействии конденсата, а также не снижать своей прочности и пластичности при длительном воздействии пара. Сталь должна хороша свариваться.

   Материалы уплотнительных поверхностей должны быть устойчивы против коррозии в среде воды и пара, противостоять эрозионному воздействию протекающей среды, что особенно важно для регулирующей арматуры, детали которой работают в условиях больших скоростей потока среды.

  Материалы уплотнений затворов должны обладать высоким пределом прочности при рабочих температурах (не менее 40— 50 кгс/мм2), достаточно высокой твердостью R. ³ 40) и высоким сопротивлением задиранию.

  Материалы уплотнительных поверхностей и деталей затвора арматуры должны иметь примерно равные коэффициенты линейного расширения.

   Выпускаемая заводами арматура должна соответствовать нормам, приведенным в Правилах Ростехнадзором.

Каждому типоразмеру арматуры присваивается шифр, состоящий из буквенных и цифровых обозначений.    Согласно принятому обозначению по таблицам и фигурам каталогов арматура имеет следующие четыре условные характеристики:

Первые две цифры обозначают тип арматуры:  14 и 15 клапан;  16 клапан обратный подъёмный;  19 клапан обратный поворотный;  30 и 31   задвижка.

Буквы за цифрами обозначают материал, применяемый для изготовления корпуса арматуры:  с сталь; ч серый чугун;  кч ковкий чугун; Б латунь, бронза.

Цифры после букв обозначают конструктивные особенности изделия в пределах данного типа и вида привода. Одна или две цифры обозначают номер модели (ручной привод с маховиком), при наличии трёх цифр первая обозначает вид привода: 3   механический с червячной передачей, 5 то же с конической передачей, 9 электрический.

Последние буквы обозначают материал уплотнительных поверхностей: бр бронза, латунь; нж   коррозионно-стойкая (нержавеющая) сталь; п пластмассы (кроме винипласта).

Буквы в конце обозначают исполнение электропривода:  Б взрывозащищённое (взрывобезопасное);  Т   тропическое.

Цифры в конце обозначают исполнение.

Изделия без вставных или наплавленных колец, то есть с уплотнительными поверхностями непосредственно на корпусе или на затворе, обозначены буквами «бк» (без колец).

П Р И М Е Р Ы:  

30с964нж   задвижка стальная с электроприводом с уплотнительной поверхностью из нержавеющей стали;

16с13нж   клапан обратный подъёмный стальной с уплотнительной поверхностью из нержавеющей стали;

15Б1бк   клапан (вентиль) муфтовый латунный без вставных или наплавленных колец.

  

Арматура, изготовляемая по проектам Государственного проектного института нефтяного машиностроения, обозначается по другой системе с применением букв и цифр.

     Например: ЗКЛ2-200-16 (задвижка клиновая литая, второй модификации с условным проходом 200 мм на условное давление 16 кгс/см2).

     В каталоге энергетической арматуры каждый типоразмер арматуры обозначен постоянным и неизменным шифром, состоящим из буквенных и цифровых индексов.

    Шифры состоят из начальной буквы:

    В — Чеховский завод энергетического машиностроения;

    Т — Таганрогский завод «Красный котельщик»;

    С — Барнаульский котельный завод;

трехзначного числа и конечной буквы (О, Г, К, Ц, Э), обозначающей соответственно: маховик, шарнирная муфта (шарнир Гука), приводная головка с конической или цилиндрической зубчатой передачей и встроенный электропривод.

    Чугунную арматуру с литыми корпусами разрешается применять на давление не более 1,3 МПа и температуру не выше 3000С.

  На более высокие параметры применяется арматура с корпусами и крышками из углеродистой или легированной стали (в зависимости от параметров среды), литыми или кованными.

  Арматура на низкие и средние параметры среды присоединяется к трубопроводам и к оборудованию при помощи фланцев, на высокие и сверхкритические параметры – преимущественно сваркой. В последнем случае фланцевые соединения иногда сохраняются в местах соединения арматуры с оборудованием, например для соединения корпуса обратного клапана с нагнетательным патрубком питательного насоса.

  Запорная арматура предназначена только для полного закрытия или открытия потока среды и может находиться только в полностью закрытом или открытом положении. К запорной арматуре относятся вентили, задвижки, краны, поворотные затворы. Запорная арматура не может применятся в качестве регулирующей.

 Регулирующая и дросселирующая арматура предназначена для изменения и поддержания в трубопроводе, резервуаре или системе параметров среды и её расхода. В качестве регулирующей и дросселирующей арматуры применяют регулирующие вентили, клапаны игольчатые, клапаны шиберные, дросселирующие устройства, регуляторы питания, регуляторы уровня, РОУ, РУ.

Регулирующая арматура не может применятся в качестве запорная так как не обеспечивает плотности в закрытом состоянии. (игольчатые, шиберного типа, поворотного. РОУ

   Предохранительная арматура предназначена для понижения давления среды за счет автоматического выпуска в атмосферу избыточного количества среды при повышении давления в трубопроводе, в парогенераторе или в каком-либо другом аппарате или оборудовании.

 В качестве предохранительной арматуры применяют рычажные, пружинные и импульсные предохранительные клапаны, БРОУ (быстродействующие редукционно-охладительные установки)

    Клапаны обратные предназначены для автоматического прекращения прохода среды в обратном направлении.

   Арматура контрольная предназначена для контроля наличия и уровня среды в трубопроводах, сосудах и оборудовании. В зависимости от параметров и агрессивности среды арматура бывает различной конструкции.

  Трубопроводную арматуру выбирают по условному давлению ру и по диаметру условного прохода  Dу.  

Давление условное, рабочее, пробное

  Одной из величин, определяющих работу арматуры, является давление рабочей среды, которое подразделяют на условное, рабочее и пробное.

  Под условным (номинальным) давлением ру понимается наибольшее избыточное рабочее давление при температуре среды 20°С, при котором обеспечивается длительная работа соединений трубопроводов и арматуры, имеющих определенные размеры, обоснованные расчетом на прочность при выбранных материалах и характеристиках прочности их при температуре 20°С.

  Условное (номинальное) давление арматуры и деталей трубопроводов должно соответствовать следующему ряду: 0,1; 0,16; 0,25; 0,4; 0,63; 1; 1,6; 2,5; 4; 6,3; 10; 12,5; 16; 20; 25; 32; 40; 50; 63; 80; 100; 125; 160; 200; 250; 320; 400; 500; 630; 800 МПа.

  Под пробным давлением pпр следует понимать избыточное давление, при котором должно производиться гидравлическое испытание арматуры и деталей трубопровода на прочность и плотность водой при температуре не менее 5°С и не более 70°С, если в нормативно-технической документации не указано конкретное значение этой температуры. Предельное отклонение значения пробного давления не должно превышать ±5%.

   Под рабочим давлением рр следует понимать наибольшее избыточное давление, при котором обеспечивается заданный режим эксплуатации арматуры и деталей трубопровода.

   При повышении температуры механические свойства конструкционных материалов изменяются. Поэтому для арматуры, работающей при высокой температуре, допустимые рабочие давления ниже, чем условные. Это снижение зависит в основном от прочностных свойств материала деталей арматуры: чем выше рабочая температура, тем ниже максимальное рабочее давление при одном и том же условном.

   Соотношение   условных  и  наибольших  допустимых   (в  зависимости   от  температуры)   рабочих  давлений  стандартизировано  для  трех  групп  материалов:  чугунов   (серого и ковкого),  бронзы,  латуни, сталей.

     Примеры условных обозначений давлений:

условного   давления 4 МПа  (41 кгс/см2) ….            pv = 40

пробного давления 6 МПа (60 кгс/см2)   ….              рпр = 60

рабочего давления  25 МПа   (250 кгс/см2) при температуре 803 К (530 оС) ....  рр = 250 t = 803(530)

  Температура среды должна приниматься равной температуре, при которой происходит длительная эксплуатация изделия, без учета кратковременных отклонений, допускаемых соответствующими  стандартами или нормативно-технической документацией.

   Под расчетным давлением  в рабочих условиях для элементов  сосудов  и  аппаратов   следует   понимать давление, на которое производится расчет на прочность.

   Для арматуры и соединительных частей трубопровода, работающих в условиях частых гидравлических ударов, пульсирующих давлений, переменной температуры, специфических свойств среды или ограниченного срока службы (до 20 тыс. ч).

  Под условным диаметром прохода арматуры Dy и трубопроводов понимают номинальный внутренний диаметр присоединяемого трубопровода.

   Размеры условных проходов должны соответствовать 6, 10, 15, 20, 25, 32, 40, 50, 65, 80, 100 125, 150, 175, 200, 225, 250, 300, 350, 400, 450, 500, 600 700 800, 900, 1000, 1200, 1500, 1600, 2000 мм. Пример обозначения условного прохода арматуры с номинальным внутренним диаметром трубопровода 100 мм — Dу 1ОО мм.

   Необходимо отличать условный диаметр прохода от диаметра проходного сечения в арматуре. Последний нередко меньше Dу (арматура с сужением прохода) или больше Dy (затворы с кольцевым проходным сечением).

   Условный проход арматуры не всегда совпадает с фактическим проходным диаметром трубопровода. Так, трубопровод размером   325X16 мм имеет фактический внутренний диаметр (без учета допусков) 293 мм, а условный проход принимают по ближайшему значению стандартной шкалы — 300 мм.

   По размеру условного прохода различают арматуру малых проходов (до Dу 40 мм), средних (Dу>у 50—250 мм) и больших проходов (более Dу 250 мм).

Конструкция арматуры

ВЕНТИЛЬ

Вентиль состоит из:

корпуса 1 с наплавленным седлом; бугеля 11, соединяющегося с корпусом посредством резьбы; против самоотвинчивания бугеля относительно корпуса у вентилей Dу 10 и 20 мм предусмотрена их прихватка сваркой, у вентилей Dу 40, 50 и 65 мм —при помощи болта 22, который застопорен шайбой 21; -соосность бугеля с корпусом обеспечивается конусными сопрягающимися поверхностями; штока 2 с наплавленной уплотнительной поверхностью, имеющей конусную форму; концентричность сопряжения уплотнительных поверхностей штока и седла, образующих запорный орган вентиля, обеспечивается направлением штока в сальниковой набивке 4;

шпинделя 15, сопрягающегося ходовой резьбой с втулкой 14, на одном конце которого крепится рукоятка 12 (у вентилей Dу 10 и 20 мм) или муфта шарнирная 23 с маховиком 12 (у вентилей Dу 40, 50 и 65 мм). Другой конец шпинделя при помощи специального узла соединен со штоком; узла соединения шпинделя со штоком: у вентилей Dу 10 и 20 мм узел состоит из двух планок ползуна 17, скрепленных между собой болтами 16 с гайками, и шарика 10, помещаемого между шпинделем и штоком; у вентилей Dу 40, 50 и 65 мм узел состоит из муфты соединительной 20, на которой при помощи болта 18 крепится планка ползуна 17, предохраняющая от выпадания штифт 19 шарика 10, помещаемого между шпинделем и штоком.

Для уменьшения трения между шпинделем и муфтой

соединительной между ними установлены шарики 16;

втулки резьбовой 14, застопоренной в бугеле штифтом 13;

грундбуксы 7, обеспечивающей при помощи нажимной планки 8 и двух откидных болтов 6 с гайками 9 герметичность уплотнения корпуса и штока.

Корпуса вентилей изготовляются из штампованных заготовок.

Для вентилей, оснащенных встроенным электроприводом, установка концевых выключателей должна осуществляться следующим образом: концевой выключатель на открытие, во избежание поломок деталей вентиля или привода, должен быть установлен так, чтобы электродвигатель отключался тогда, когда соединительная муфта (планка) не дошла до упора на 1—2 мм.

ЗАДВИЖКА

Выпускаются условным диаметром Dу 100 450 и предназначены для работы на паре с параметрами: 4,1 25 МПа, 510 570оС, ру = 10 МПа; и воды с параметрами 18,5 28 МПа, 215 280оС,  ру = 10 МПа

     Задвижки используются в качестве управляемых запорных органов в основном для отключения среды на главных паровых и водяных магистралях.

     Задвижки изготавливаются с бесфланцевым самоуплотняющимся соединением крышки с корпусом и с фланцевым соединением крышки и корпуса. Соединение задвижки с трубопроводом осуществляется при помощи сварки.

Задвижка состоит из следующих узлов (рис. 3.4):

  •  корпуса с вваренными седлами,
  •  запорного органа;
  •  шпинделя; крышки;
  •  бугеля;
  •  узла уплотнения «крышка - шпиндель»,
  •  узла передвижения шпинделя,
  •  узла уплотнения «корпус - крышка»,
  •  привода.

Запорный орган задвижки (рис. 3.5,а) состоит из двух тарелок, распорного кольца, выполненного в форме клина. Соединение тарелки с обоймой байонетное, фиксация тарелок в определенном положении осуществляется при помощи двух штифтов, распираемых пружиной или штифтом (рис. 3.5,в). Для компенсации неточности изготовления деталей затвора и установки седел в корпусе между распорным кольцом и тарелками устанавливается рифленая компенсирующая прокладка. Кроме того, можно устанавливать прокладку для регулирования линейных размеров затвора и создания «перекрыши». Кольцо распорное и компенсирующая прокладка при помощи штифта фиксируются в определенном положении на одной из тарелок.

Запорный орган (рис. 3.5,б) состоит из двух тарелок, соединение которых с обоймой осуществляется при помощи тарелкодержателей. Распирание тарелок осуществляется грибком, а их плотное прилегание — за счет сферических поверхностей грибка и тарелки. Для регулирования линейных размеров затвора (создание «перекроши») под плоский торец грибка иногда устанавливают прокладку.

      В задвижках для пара в нижнем тарелкодержателе предусмотрены шпанки, препятствующие вращению тарелок потоком пара.

      Узел передвижения шпинделя размещается в головке бугеля и состоит из втулки шпинделя, смонтированной на подшипниках качения. Для компенсации температурных удлинений шпинделя в узле передвижения шпинделя предусмотрены компенсаторы. В головке бугеля имеется масленка для заполнения подшипниковой камеры консистентной смазкой УНИОЛ. Узел уплотнения корпуса с крышкой состоит из кольца опорного, кольца разъемного, диска опорного, шпилек, сальниковой набивки.

       В некоторых задвижках опорный диск выполнен заодно с бугелем. В таких конструкциях фиксация разъемного кольца в пазу корпуса осуществляется установочным кольцом. Бурт крышки выполняется прямым и со скосом.

      Сальниковый узел уплотнения шпинделя состоит из кольца сальника, сальниковой набивки, грундбуксы, нажимной планки, откидных болтов. Герметизация осуществляется за счет затяжки сальниковой набивки откидными болтами.

       Управление задвижкой осуществляется:

вручную - маховиком, установленным непосредственно на втулке шпинделя либо на валике приводной головки;

с помощью электропривода, встроенного или колонкового, соединенного с задвижкой посредством штанги с шарниром.

       Задвижки Dy 175 мм и более рекомендуется эксплуатировать с применением  разгрузочного байпаса, состоящего из обводного трубопровода и установленных на нем запорных вентилей Dу 20 мм.

       В эксплуатации возможны случаи, когда задвижки с бесфланцевым соединением корпуса с крышкой закрываются заполненными водой или конденсатом и в таком виде подвергаются нагреву. Во избежание повышения давления в средней части корпуса эти задвижки должны иметь разгрузочное устройство, состоящее из трубки, соединяющей среднюю часть корпуса задвижки с трубопроводом со стороны подвода среды. Допускается разгрузочное устройство выполнять сверлением отверстия 0 5 мм в тарелке, расположенной со стороны подвода среды. Такое же разгрузочное устройство рекомендуется применять для задвижек DY 400 мм и выше с фланцевым соединением корпуса с крышкой. Задвижки, предназначенные для установки в тракт котла и выполненные со сверлением тарелки со стороны входа среды, установки байпаса не требуют.

    В соответствии с ГОСТ 4666-75 принято следующее содержание маркировки. Маркировка выполняется на корпусе арматуры на фирменной табличке, прикрепленной к арматуре, и содержит следующие сведения:

     товарный знак или наименование предприятия-изготовителя;

     условное давление (рабочее давление и температуру или вакуум и температуру);

     диаметр условного прохода;

     стрелку-указатель направления потока среды;

     марку или условное обозначение материала корпуса для арматуры, изготовленной из стали со специальными свойствами (коррозионно-стойкой, жаростойкой, хладостойкой и т. д.);

знак качества по ГОСТ 1.9-68 для арматуры высшей категории качества.

     На арматуре, у которой поток среды может быть организован в любом направлении, а также на пробно-спускной арматуре стрелка не наносится.

     В  зависимости   от  материала  корпуса  наружные  поверхности чугунной и стальной арматуры должны быть окрашены в отличительный цвет в соответствии с табл. 1.

Цвета окраски корпусов арматуры в зависимости от применяемого материала

Таблица 1

Материал корпуса

Цвет окраски

Серыми ковкий чугун

Сталь коррозионно-стойкая

Сталь углеродистая

Сталь легированная

Черный

Голубой

Серый

Синий


Изоляционные материалы.

Теплоизоляционные  конструкции предназначены для подержания заданной температуры теплоносителя, сокращения тепловых потерь, а также для снижения температуры их наружных поверхностей.

 Для изготовления теплоизоляционных конструкций используются специальные теплоизоляционные материалы, характерной особенностью которых является низкие значения теплопроводности в интервале температур, соответствующим условиям работы конструкции. Чем ниже эти значения, тем при прочих равных условиях меньше тепловые потери и соответствующее снижение температур теплоносителя.

Согласно ГОСТ 16381 – 77 теплоизоляционные материалы в

зависимости от теплопроводности подразделяются на три группы:

  1.  Низкой теплопроводности на более 0,06 Вт/(м К) при средней температуре материала конструкции 25 0С и не более 0,08 Вт/(м К)

       при 125 0С.

  1.  Средней теплопроводности 0,06 – 0.115 Вт/(м К) при 25 0С и 0,08 – 0,14 Вт/(м К) при 125 0С.
  2.  Повышенной теплопроводности 0,115-0,175 Вт/(м К) при 120 0С.

Следует учитывать, что из таких теплоизоляционных  материалов  выполняется  только основной слой  теплоизоляционной конструкции.

Важным условием теплоизоляционных материалов является их температуроустойчивость – способность сохранять свою структуру и физические свойства при температурах, соответствующих условиям при длительной эксплуатации.

    Материалы с малой температуроустойчивостью пригодны при температурах изолируемых поверхностей не выше 50 0С.

Если эти температуры не превышают 300 0С, то для их теплоизоляции могут применяться материалы, характеризуемые повышенной температуроустойчивостью, а при температурах выше 300 0С – только материалы с высокой температуроустойчивостью (для водяных тепловых сетей с температурами теплоносителя не выше 200 0С достаточно использование материалов с повышенной температуроустойчивостью, но по технико-экономическим соображениям вместо них иногда применяют материалы с высокой температуроустойчивостью, если они обладают низкой теплопроводностью).

  Для обеспечения надежной длительной работы теплоизоляции, а также защиты теплоизолируемых объектов, выполняемых из подверженных коррозии материалов (Сталь20) необходимо соблюдение требований:

  1.  пожаробезопасное при максимальных температурах теплоносителя;
  2.  экологичное и не вызывающее коррозии (при нагреве выделения газов, кислот, щелочей, серы и т.д.).
  3.  долговечны в эксплуатации.

Изоляционные материалы классифицируются по исходному сырью, органического и неорганического происхождения.

Органического происхождения: 

Торф (в особенности фрезерный), древесина хвойных пород,

кора пробкового дуба, камыш, солома. Используется для производство

теплоизоляционных материалов  с малой температуроустойчивостью

до 100 0С.

                                        Недостатки:

  1.  легко загораются;
  2.  подвержены гниению;
  3.  поражению насекомыми и грызунами.

Неорганического происхождения:

  Минералы, обладающие высокой температуроустойчивостью в сочетании с волокнистостью (различные виды асбеста), волокнисто – чешуйчатой (слюда и её разновидности, например вермикулит) или  микропористой (диатомит, трепел) структурой. Из этих видов сырья при термообработке (обжиг) и распушки или дробления (помоле) могут быть получены сыпучие или волокнистые материалы, применяемые для засыпок или для изготовления изделия.

  Использование других видов неорганического сырья для получения высококачественных теплоизоляционных материалов связано с технологией их изготовления из расплава различных изверженных горных пород (граниты, базальты, диабазы, пемза) или стеклянной шихты, а также из металлургических шлаков.

  Полученный таким способом материал в зависимости от исходного сырья называется минеральной ватой (ГОСТ 4640-84), в частности базальтовой (ТУ 21 РСФСР 669-75), а также стеклянной ваты

(температура до 180 0С), например, по ТУ 21 РСФСР 224-75.  Особенностью таких сортов ваты является их большая сжимаемость даже при малых нагрузках, приводящее к увеличению плотности и соответственно – теплопроводности.

    Перспективными являются материалы и изделия, получаемые из синтетических и полимерных материалов (полистирола, поливинилхлорида, полиуретана) с искусственно создаваемой пористостью за счет введения в жидкую массу пористых веществ. Температура применения от 120 до 150 0С.

Изоляционные покрытия (совелитовые, вулканитовые, известково-кремнеземистые) могу применяются до температур 500-600 0С.

  Минераловатные плиты (по ГОСТ 9573-82) пригодны при температурах до 400 0С, если применятся двусторонняя обкладка  металлической сеткой, асбестовой или стеклянной тканью температура применения от 450 до 600 0С.

   Предельная толщина тепловой изоляции трубопроводов при температуре теплоносителя до 600 0С. Поверхности теплосилового оборудования с температурой среды выше 50 0С внутри помещения и выше 60 0С вне помещений должны иметь тепловую изоляцию. При температуре наружного воздуха 25 0С температура на поверхности изоляции должна быть 45 - 48 0С в помещении и 60 0С на открытом воздухе. Конструкция тепловой изоляции фланцевых соединений, арматуры трубопроводов и участков, подвергающихся периодическому контролю, должна быть съёмной. Тепловая изоляция основных трубопроводов, а также трубопроводов диаметром 100 мм и более при температуре теплоносителя 100 0С, участков поверхностей. Находящихся вблизи маслопроводов, мазутопроводов и против их фланцевых соединений, вблизи кабельных линий, а также изоляции циклонов, сепараторов, баков запасного конденсата и деаэраторов, установленных снаружи, должна иметь металлические и другие водонепроницаемые негорючие покрытия.

  Наружная поверхность внутристанционных трубопроводов тепловых сетей (прямого и обратного) должна иметь надёжное антикоррозионное покрытие.

Предельная толщина изоляции от условного диаметра трубопровода.

Диаметр условного

прохода трубы dу, мм

Толщина

изоляции, мм

             10

      40

             25

      60

             40

      80

             50

      100

             100

      150

             150

      160

             200

      180

             250

      180

             300

      190

             350

      200

             400

      200

             500

      210

             700

      230

             1000

      260

На кривых и плоских поверхностях толщина изоляции 280 мм.

Рассмотрим определение  Тепловая сеть ¾ система трубопроводов централизованного теплоснабжения по которым теплоноситель (горячая вода или пар) переносит тепло от источника к потребителю и возвращается обратно к источнику.



КОТЛЫ

Котельной установкой - называют совокупность устройств и механизмов, предназначенных для производства водяного пара или приготовления горячей воды. Водяной пар используют для привода в движение паровых двигателей, для производственных нужд промышленности и сельского хозяйства и отопления помещений. Горячую воду предназначают для отопления производственных, общественных и жилых зданий, а также для коммунально-бытовых нужд населения.

В подавляющем большинстве котельных установок пар или горячую воду получают путем использования тепла сжигаемого органического топлива. Однако в атомных установках пар и горячую воду получают, используя тепло цепной реакции распада ядер тяжелых элементов — урана или плутония.

Котлы различают по следующим признакам:

  1.  назначения – энергетические и отопительно-производственные;
  2.  вырабатываемый теплоноситель – паровые и водогрейные;
  3.  параметры теплоносителя, определяющие требования к котлам;
  4.  материал конструкции – чугунные и стальные; характер движения пароводяного потока - с естественной циркуляцией, с принудительной циркуляцией и прямоточные.
  5.  устройство топки по условиям сжигания топлива – слоевые (для твердого топлива) и камерные: по расположению поверхностей нагрева – внутренние, внешние выносные; по аэродинамическому режиму – с разрежением, с наддувом;
  6.  условиям перемещения газов и воды – газотрубные (в которых газы проходят внутри труб, а нагреваемая вода в межтрубном пространстве); водотрубные (в которых нагреваемая вода проходит по трубам, а уходящие газы в межтрубном пространстве); водотрубно-газотрубные;
  7.  транспортабельность – стационарные, установленные на неподвижном фундаменте, и передвижные – с ходовой частью

Классификация паровых котлов.

Паровой котел  - Устройство, имеющее топку, обогреваемое продуктами сжигаемого в ней топлива и предназначенное для получения пара с давлением выше атмосферного, используемого вне самого устройства.

Топка котла - Устройство стационарного котла, предназначенное для сжигания органического топлива, частичного охлаждения продуктов сгорания и выделения золы.

    Получение перегретого пара из воды характеризуется последовательным протеканием следующих процессов: подогрев питательной воды до температуры насыщения, парообразование и, наконец, перегрев полученного насыщенного пара до заданной температуры. Эти процессы осуществляются в трех по назначению видах поверхностей нагрева. Подогрев воды до температуры насыщения происходит в поверхности экономайзера, образование пара — в парообразующей (испарительной) поверхности нагрева, перегрев пара — в пароперегревателе. Все эти поверхности нагрева выполнены из труб, обогреваемых снаружи высокотемпературными продуктами сгорания топлива.

В целях непрерывного отвода теплоты и обеспечения нормального температурного режима металла поверхностей нагрева рабочая среда внутри труб — вода в экономайзере, пароводяная смесь в испарительных трубах и перегретый пар ъ пароперегревателе — движется непрерывно. При этом вода в экономайзере и пар в пароперегревателе однократно проходят относительно поверхности нагрева (см. рис. 1.3). При движении воды и пара возникают гидравлические сопротивления, преодолеваемые за счет напора, создаваемого питательным насосом. Давление, развиваемое питательным насосом, должно превышагь давление на входе перегретого пара в турбину назначение гидравлического сопротивления всего тракта рабочей среды в котле. Рабочие характеристики и конструкции экономайзера и пароперегревателя принципиально одинаковы для всех систем паровых котлов.

Движение воды и пара и преодоление гидравлического сопротивления в парообразующих трубах котлов различных типов организованы по-разному. Различают паровые котлы с естественной циркуляцией, с принудительной циркуляцией и прямоточные.


Паровые котлы с естественной циркуляцией.
Рассмотрим  работу замкнутого контура (рис. 1.3,а), состоящего из двух систем труб:

обогреваемых 2 и необогреваемых 7, объединенных вверху барабаном 4, а внизу коллектором 8. Замкнутая гидравлическая система, состоящая из обогреваемых и необогреваемых   труб,  образует циркуляционный контур, который заполняют водой до уровня на 15 - 20 см ниже диаметральной плоскости барабана. Объем барабана, заполненный водой, называют водяным объемом, а верхнюю часть, занятую паром,  - паровым  объемом. Поверхность, разделяющую паровой и водяной объемы, называют зеркалом испарения. 

     Котлы, в парообразующих трубах которых движение рабочей среды создается под воздействием напора, возникающего при обогреве этих труб, получили название паровых котлов с естественной циркуляцией. 

Паровые котлы с принудительной циркуляцией. В парообразующих трубах можно организовать принудительное движение рабочей среды, например, за счет насоса,

установленного на опускных трубах. Такие агрегаты получили название котлов с принудительной циркуляцией (рис. 1.3,6). Движущий напор циркуляции в этом случае в несколько раз превышает напор естественной циркуляции. Это позволяет располагать парообразующие трубы в топке любым образом (наклонно, горизонтально), исходя из условий размещения котла в ограниченных по высоте помещениях, и более удобно его конструировать. В котлах этого типа кратность циркуляции обычно составляет 3 -10.

Особенностью котлов с естественной и принудительной циркуляцией является наличие барабана - емкости, позволяющей  отделить пар от воды и организовать циркуляцию воды в замкнутой гидравлической системе топочных экранов. Барабан четко разделяет зоны котла - экономайзерную, парообразующую и пароперегревательную - и одновременно является сепаратором пара от воды.

Наличие в контуре циркуляции двух фаз (воды и пара) возможно только при давлении ниже критического, в связи с чем барабанные паровые котлы работают только при докритическом давлении (ДКД), т. е. при р < ркр и обычно не более р =18 МПа.

Прямоточные паровые котлы.

Прямоточный котел представляет собой разомкнутую гидравлическую систему. Вода, поступающая з экономайзер, проходит однократно через все поверхности котла (включая парообразующие) и затем уже в виде перегретого пара покидает котел (рис. 1.3,е). Таким образом, в парообразующих трубах кратность циркуляции k =1. Здесь проходит безостановочное превращение воды в пар. Поскольку котел не имеет барабана, то исчезает четкая фиксация размеров экономайзерной, парообразующей и перегревательной поверхностей, отчего при переменных режимах работы более значительно, чем в барабанных котлах, могут изменяться выходные параметры пара (температура, расход и давление). Это требует применения более совершенных быстродействующих систем автоматического регулирования.

Отсутствие необходимости сепарации пара от воды после парообразующих поверхностей позволяет организовать работу прямоточного парового котла не только при ДКД, но и при СКД, т. е. при р>ркр. В этом случае нельзя говорить о процессе испарения (парообразования), так как переход от состояния воды к состоянию пара происходит во всей массе рабочей среды постепенно без образования зоны двухфазного состояния (пар - вода). Эту область перехода от воды к состоянию пара называют зоной фазового перехода.  Прямоточные котлы, позволяющие  обеспечить производство пара в любой области докритического и закритического давления, являются универсальными и в настоящее время широко используются в энергетике.

    Прямоточный паровой котел с комбинированной    циркуляцией.

В целях надежного охлаждения экранных поверхностей нагрева при пусках котла и работе при низких нагрузках необходимо иметь больший расход воды в экранах нижней части топки (в зоне горения), чем" это должно быть при прямоточном режиме. Тогда прибегают к сочетанию прямоточного и принудительного движения воды в экранах топки (рис. 1.3,г). При пуске и низких нагрузках котла включается насос рециркуляции среды, прокачивающий через экранные трубы нижней части топки увеличенный расход воды. При нагрузке выше 50% насос отключается, перекрывается задвижка на линии рециркуляции и котел переводится на работу по прямоточной схеме (рис. 1.3,б).

   Паровые котлы.

Типы котлов: Пр -с принудительной циркуляцией; Прп - то же, с промперегревом пара; Е - с естественной циркуляцией; Еп - то же, с промперегревом пара; П - прямоточные; Пп - то же, с промперегревом пара; Кп - с комбинированной циркуляцией, с промперегревом пара.

Обозначения вида топлива и типа топки: К - каменный уголь и полуантрацит; Б - бурый уголь; С - сланцы; М - мазут, Г -  газ; О - отходы, мусор; Д - др. виды топлива; Т - камерная топка с твердым шлакоудалением; Ж - то же с жидким шлакоудалением; Р - слоевая топка (решетка); черта - индекс вида топлива не указывается; В - вихревая топка; Ц - циклонная топка; Ф - топка с кипящим слоем (флюидизированный слой).

Минимальное значение КПД брутто, %, котлов типа Е паропроизводит. 4 - 100 т/ч с абсолютным давлением 14—40 кгс/см2: газ 90 - 94; жидкое топливо 89 - 92.

Для котлов с паропроизводит. 210 т/ч и более значения КПД брутто котла, %, при номинальной паропроизводит., отнесенные к низшей теплоте сгорания топлива при I холодного воздуха  +30 °С, д. б. не менее: мазут – 92; природный газ – 93.

    Условное обозначение типоразмера котла: тип котла; паропроизводит., т/ч; р (абс.), МПа или кгс/см2; t пара и t промперегрева пара; индекс вида топлива и типа топки; для котлов с наддувом добавляется буква Н. Для котлов на насыщенном паре t не указывается. Пример: новое обозначение котла ТПП-804 - Пп-2650-25-545/545-КТ, где К -  каменный уголь и Т -  твердое шлакоудаление.

    Действуют также заводские обозначения на котлы, в которых сначала записываются завод-изготовитель: Т - Таганрогский котельный завод    «Красный   котельщик» (ТКЗ), П - Подольский машиностроительный завод им. Орджоникидзе (ЗиО), БКЗ - Барнаульский котельный    завод.    Например, ТГМЕ - 406 - Таганрогский   газомазутный, с естественной циркуляцией, заводской номер серии 406.

Таблица. Основные параметры паровых стационарных котлов (ГОСТ 3619—82Е)

Типы котлов

Паропроизводит., т/ч

Рабс, МПа (кгс/см2)

Состояние пара или t пара, 0С

t промперегрева пара, 0С

t  питательной воды, 0С

Пр

0,16; 0,25; 0,4; 0,7; 1

0,9 (9)

Насыщенный

50

50-100

Е

0,25; 0,4; 0,7; 1; 1,6; 2,5

2,5

1,4(14)

Насыщенный

100

4; 6,5; 10; 16; 25; 35

1,4(14)

Насыщенный или перегретый,  225

50; 75

1,4(14)

225

100; 160

1,4(14)

250

10; 16; 25; 35

2,4(24)

Насыщенный или перегретый,  250

50; 75; 100; 160

2,4(24)

250

10; 25; 35; 50; 75; 100; 160

3,9 (40)

440

145

(160); 220

9,8 (100)

540

215

(210); 320; 420; 500; 820

13,8(140)

560

230

Еп,Пп

670

13,8(140)

545

545

240

Пп

1800

13,8(140)

515

515

240

Пп,Кп

1000; 1650; 2650; 3950

25(255)

545

545

270

Водогрейные котёл - Устройство, имеющее топку, обогреваемое продуктами сжигаемого в ней топлива и предназначенное для нагревания воды, находящейся под давлением выше атмосферного и используемой в качестве теплоносителя вне самого устройства.

- характеризуют по их теплопроизводительности температуре и давлению подогретой воды, а также по роду металла, из которого изготовлен котел.

Теплопроизводительность водогрейного котла выражают в гигакалориях в час (1 Гкал = 109 кал), но ее можно также выразить в киловаттах или мегаваттах.

По роду металла различают чугунные и стальные водогрейные котлы. Чугунные котлы предназначаются для отопления отдельных жилых и общественных зданий. Их выполняют теплопроизводительностью, не превышающую 1,0—1,5 Гкал/ч, для подогрева воды с давлением не выше 3—4 am и до температуры 115° С.    

      Стальные водогрейные котлы большой теплопроизводительности устанавливают в крупных квартальных или районных котельных, которые могут обеспечивать теплоснабжение жилых районов с численностью населения от нескольких тысяч до нескольких десятков и даже сотен тысяч человек.

  Стальные водогрейные котлы выполняют теплопроизводительностью 4; 6,5; 10; 20; 30; 50; 100 и 180 Гкал/ч. Котлы теплопроизводительностью до 20 Гкал/ч включительно предназначаются для подогрева воды с начальной температурой  70° С до 150° С.

   Котлы теплопроизводительностью 30 Гкал/ч и выше предназначаются для подогрева воды от 70 до 200°С при работе в котельной и от 110 до 200° С при работе в пиковом режиме на ТЭЦ.  Максимальное давление воды на входе в котел принято равным 16 am для котлов теплопроизводительностью до 20 Гкал/ч включительно и 25 am для котлов теплопроизводительностью 30 Гкал/ч и выше.


Жаротрубные котлы и комбинированные котлы

   Жаротрубные котлы представляют собой цилиндрические барабаны (рис.1) со сферическими днищами диаметром до 2,5 м и длиной до 10 метров) с одной или двумя жаровыми трубами диаметром 0,8 – 1,2 м. Передние части жаровых труб являются внутренними топками. Поверхность нагрева достигает 120м2. эти котлы благодаря значительному объёму воды обладают при работе запасом тепла и поэтому удобны в котельных с переменным расходом пара или горячей воды.

   Уходящие газы отводятся по следующим схемам. Газы за жаровыми трубами проходят вдоль правой стороны котла, затем под котлом у фронта его переходят на левую сторону и направляются к сборному газоходу (борову) котельной. Более предпочтительна схема, по которой газы идут от задней части котла к фронту по двум параллельным газоходам вдоль котла, затем по общему газоходу, расположенному под котлом, к сборному газоходу.

   Котёл устанавливается на чугунные опоры, из которых ближайшую к задней поворотной камере делают неподвижной, а другие – подвижными. Учитывая возможность деформации жаровых труб, их поверхности придают волнообразную форму или делают отбортовку у всех звеньев труб, а в стыках между звеньями прокладывают кольца.

   При работе котлов в качестве паровых наивысший уровень газоходов, называемый огневой линией, должен быть на 0,1 м ниже допустимого наиболее низкого уровня воды в котле(зеркала испарения). Котлы могут работать с избыточным давлением до 8 кгс/см2

  Котлы в которых кроме жаровой трубы имеются и дымогарные, называются комбинированными.  

ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА ОТ ПОВЫШЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ

  Предохранительная арматура предназначена для понижения давления среды за счет автоматического выпуска в атмосферу избыточного количества среды при повышении давления в трубопроводе, в парогенераторе или в каком-либо другом аппарате или оборудовании.

    В качестве предохранительной арматуры применяют рычажные, пружинные и импульсные предохранительные клапаны, БРОУ (быстродействующие редукционно-охладительные установки)

Каждый элемент котла, внутренний объем которого ограничен запорными органами, должен быть защищен предохранительными устройствами, автоматически предотвращающими повышение давления сверх допустимого путем выпуска рабочей среды в атмосферу или утилизационную систему.

В качестве предохранительных устройств применяются:

  1.  пружинные предохранительные клапаны;
  2.  рычажно-грузовые предохранительные клапаны;
  3.  импульсные предохранительные устройства (ИПУ), состоящие из главного предохранительного клапана (ГПК) и управляющего импульсного клапана (ИПК) прямого действия;
  4.  другие устройства, применение которых согласовано с Госгортехнадзором России.

На каждом паровом и водогрейном котле и отключаемом по рабочей среде пароперегревателе должно быть установлено не менее двух предохранительных устройств.

Допускается не устанавливать предохранительные клапаны и ИПУ на водогрейных котлах с камерным сжиганием топлива, оборудованных автоматическими устройствами.

Водогрейные котлы с камерным сжиганием топлива должны быть оборудованы автоматическими приборами, предотвращающими подачу топлива в топку котла, а при слоевом сжигании топлива - отключающими тягодутьевые устройства и топливоподающие механизмы топки в случаях:

а) повышения давления воды в выходном коллекторе котла более чем на 5% расчетного или разрешенного давления;

б) понижения давления воды в выходном коллекторе котла до значения, соответствующего давлению насыщения при максимальной температуре воды на выходе из котла;

в) повышения температуры воды на выходе из котла до значения, указанного заводом-изготовителем в инструкции по монтажу и эксплуатации. При отсутствии таких указаний эта температура принимается на 20°С ниже температуры насыщения при рабочем давлении в выходном коллекторе;

г) уменьшения расхода воды через котел до минимально допустимых значений, определяемых заводом-изготовителем, а в случае их отсутствия - по формуле


кг/ч,

где  - минимально допустимый расход воды через котел, кг/ч;

- максимальная теплопроизводительность котла, МВт (ккал/ч);

с - удельная теплоемкость, КДж/кг·°С (ккал/кг·°С);

- температура кипения воды при рабочем давлении, значение которого принимается на выходе из котла,°С;

 - температура воды на входе в котел,°С.

Предохранительные устройства должны устанавливаться:

а) в паровых котлах с естественной циркуляцией без пароперегревателя - на верхнем барабане или сухопарнике;

б) в паровых прямоточных котлах, а также в котлах с принудительной циркуляцией - на выходных коллекторах или выходном паропроводе;

в) в водогрейных котлах - на выходных коллекторах или барабане;

г) в промежуточных пароперегревателях допускается установка всех предохранительных устройств пароперегревателя - на стороне входа пара;

д) в отключаемых по воде экономайзерах - не менее чем по одному предохранительному устройству на выходе и входе воды.

Предохранительные клапаны должны защищать котлы, пароперегреватели и экономайзеры от превышения в них давления более чем на 10% расчетного (разрешенного).

Превышение давления при полном открытии предохранительных клапанов выше чем на 10% расчетного может быть допущено лишь в том случае, если это предусмотрено расчетом на прочность котла, пароперегревателя и экономайзера.

Отбор среды от патрубка или трубопровода, соединяющих предохранительное устройство с защищаемым элементом, не допускается.

Предохранительные устройства должны устанавливаться на патрубках или на трубопроводах, непосредственно присоединенных к защищаемому объекту. Сопротивление трубопровода на участке от места присоединения до места установки предохранительного клапана прямого действия не должно превышать 3% значения давления начала открытия клапана, для ИПУ эта величина устанавливается в НД, согласованной с Госгортехнадзором России.

Установка запорных органов на подводе пара к клапанам и на трубопроводах между импульсным и главным клапанами импульсных предохранительных устройств запрещается.

Конструкция грузового или пружинного клапана должна предусматривать устройство для проверки исправности действия клапана во время работы котла путем принудительного его открытия. ИПУ должны быть оборудованы устройством, позволяющим производить принудительное открытие клапана дистанционно со щита управления.

Конструкция пружинных клапанов должна исключать возможность затяжки пружины сверх установленной величины. Пружины клапанов должны быть защищены от прямого воздействия выходящей струи пара.

Предохранительные клапаны должны иметь отводящие трубопроводы, предохраняющие персонал от ожогов при срабатывании клапанов. Эти трубопроводы должны быть защищены от замерзания и оборудованы дренажами для слива скапливающегося в них конденсата. Установка запорных устройств на дренажах не допускается.

Водоотводящая труба от предохранительных клапанов водогрейного котла, экономайзера должна быть присоединена к линии свободного слива воды, причем как на ней, так и на сливной линии не должно быть никаких запорных органов; устройство системы водоотводящих труб и линий свободного слива должно исключить возможность ожога людей.

Предохранительный клапан должен поставляться заказчику с паспортом, включающим характеристику его пропускной способности.

Требования к предохранительным клапанам прямого действия

1. Применение грузовых предохранительных клапанов на передвижных сосудах не допускается.

2. Применение сальниковых уплотнений штока клапана не допускается.

3. Конструкция  грузового или  пружинного  клапана должна предусматривать устройство для проверки  исправности действия клапана во время работы котла путем принудительного открытия клапана.

Возможность прилудительного открытия должна быть обеспечена при 80% давления начала открытия.

4. Пружины предохранительных клапанов должны быть защищены от недопустимого нагрева и непосредственного воздействия рабочей среды. При полном открытии клапана должна быть исключена возможность взаимного соприкосновения витков пружины.

5.  Разность давлений полного открытия и начала открытия не должна превышать следующих значений:

15% давления начала открытия для рабочих давлений не выше 0,25 МПа;10% для высших давлений.

6.  В корпусе предохранительного клапана в местах возможного скопления конденсата должно быть предусмотрено устройство для его удаления.

 

Импульсно - предохранительные устройства имеют главный (ГПК) и импульсный (ИПК) клапаны.

По типу исполнения корпуса, типу привода (нагружения золотника) и типу подвода среды клапаны выполняются: ИПК — угловыми, рычажно-грузовыми или пружинными, с электромагнитным приводом или без привода; ГПК — угловыми, проходными и прямоточными с паровым поршневым приводом, с односторонним или двусторонним подводом среды.

    Настройка на давление срабатывания и фиксация проведенной настройки не должны препятствовать опробованию клапанов и возможности принудительного открытия.

     Клапаны должны иметь защиту пружин от недопустимого нагрева. Не допускается применение сальников для уплотнения штока в клапанах ППК, РПК и ИПК. Масса груза и длина рычага рычажно-грузового клапана должны выбираться так, чтобы отношение плечей рычага не превышало 10 : 1. Масса одного груза не должна превышать 60 кг. Присоединительные фланцы должны соответствовать ГОСТ 12830-67 и ГОСТ 12831-67.  Разделку кромок под сварку арматуры с трубопроводом производят по ОСТ 24.030.05.

По надежности предохранительные клапаны должны характеризоваться:

безотказностью — средняя наработка до первого отказа не менее 200 циклов (8000 ч), вероятностью безотказной работы не менее 0,9 за 13 000 ч;

долговечностью — средний ресурс до списания не менее 2500 циклов   (200 000 ч)   при ру  10 МПа,  

1800 циклов   -(100 000 ч) при ру>10 МПа;

средним сроком службы до первого капитального ремонта не менее 30 000 ч при py  10 МПа, 25 000 ч при ру>10 МПа; 

ремонтопригодностью — среднее время восстановления не более 15 ч для ИПК и ППК, 30 ч для ГПК на условное давление и РПК, 55 ч для ГПК на рабочие параметры и на ру=6,4 МПа;

сохраняемостью —100%-ный срок сохраняемости не менее 2 лет (до начала эксплуатации).

   Время срабатывания клапанов с момента подачи импульса не должно быть более 2 с. при длине импульсных трубок не более 10 м.

  Импульсно-предохранительное устройство, устанавливаемое на котлоагрегате, состоит из главного предохранительного клапана (ГПК) и вспомогательного импульсного клапана (ИК), оснащенного электромагнитным приводом. Устройство, устанавливаемое на трубопроводах «горячего» промперегрева и РОУ, отличается от ИПУ котлоагрегата отсутствием у импульсного клапана электромагнитного привода.

 


ВОДОУКАЗАТЕЛЬНЫЕ ПРИБОРЫ

Водоуказательные приборы (стекла) работают по принципу сообщающихся сосудов. Водоуказательные стекла (ВУС) являются указателями уровня прямого действия, они состоят из корпуса, между двумя половинками которого зажато стекло парового, водяного и продувочного кранов (рис. 4.12).

В соответствии с ГОСТ 1663-81 стекла для указателей уровня жидкости подразделяют на два типа: рифленые и гладкие.

Рифленые стекла (стекла «Клингер») имеют гладкую смотровую поверхность, призматические риски на противоположной ей поверхности и предназначены для работы при давлении до 35 кгс/см2 включительно. Рифленое стекло преломляет свет таким образом, что вода в стекле кажется темной, а пар светлым и уровень воды виден более отчетливо.

Гладкие стекла имеют гладкие смотровую и противоположную ей поверхности и предназначены для работы:

без слюдяной прокладки при давлении до 35 кгс/см2 включительно;

при давлении свыше 35 кгс/см2 до 120 кгс/см2 включительно со слюдяной прокладкой по

ГОСТ 13752-78, предохраняющей стекла от непосредственного воздействия воды и пара.

Примеры условного обозначения:

  Стекло гладкое ТЗ-250-28-3,5 ГОСТ 1663-81 - термически закаленное гладкое стекло длиной 250 мм, шириной 28 мм для работы при давлении до 3,5 МПа (35 кгс/см2).

  Стекло рифленое ТЗ-250-3,5 МПа ГОСТ 1663-81 - стекло рифленое термически закаленное длиной 250 мм для работы при давлении до 3,5 МПа (35 кгс/см2).

 Подключение к указателю уровня прямого действия и его присоединительным трубам или штуцерам других приборов не допускается, за исключением датчика сигнализатора предельных уровней воды, если при этом не нарушается работа указателя уровня.

  В указателях уровня прямого действия должны применяться только плоские прозрачные пластины. Для  давлением до 4 МПа допускается применение как рифленых пластин, так и пластин, имеющих с обеих сторон гладкую поверхность. Для  рабочего давления более 4 МПа должны применяться гладкие пластины со слюдяной прокладкой, предохраняющей пластину от непосредственного воздействия пара и воды, либо набор слюдяных пластин. Применение смотровых пластин без защиты их слюдой допускается в том случае, если их материал является устойчивым против коррозионного воздействия на него воды и пара при соответствующих температуре и давлении.

    Указатели уровня воды прямого действия должны устанавливаться вертикально или с наклоном вперед под углом не более 30° и должны быть

расположены и освещены так, чтобы уровень воды был хорошо виден с рабочего места оператора.

   Для давлением более 4 МПа указатели уровня прямого действия должны быть снабжены кожухами для защиты персонала от разрушения прозрачных пластин.

Ширина смотровой щели указателя уровня должна быть не менее:

  •  8 мм - при применении стеклянных прозрачных пластин;
  •  5 мм - при применении слюдяных пластин.

Указатели уровня воды должны быть снабжены запорной арматурой (кранами или вентилями) для отключения их от котла и продувки. На запорной арматуре должны быть четко указаны направления открытия и закрытия. Внутренний диаметр прохода запорной арматуры должен быть не менее 8 мм.

  Для спуска воды при продувке водоуказательных приборов должны быть предусмотрены воронки с защитным приспособлением и отводной трубой для свободного слива.

При давлении более 4,5 МПа указатели уровня должны быть снабжены двумя последовательно расположенными запорными органами для отключения их от котла.

  Применение крана с конической пробкой в качестве запорного органа допускается до 1,3 МПа. Высота прозрачного элемента указателя уровня воды должна превышать допускаемые пределы уровня воды не менее чем на 25 мм с каждой стороны.

  На каждом указателе уровня прямого и непрямого действия должны быть указаны допустимые верхний и нижний уровни. При установке указателей уровня воды, состоящих из нескольких отдельных водоуказательных пластин, последние должны быть размещены так, чтобы они непрерывно показывали уровень воды в котле (рис. 4.13).

  Если расстояние от площадки, с которой производится наблюдение за уровнем воды до указателей уровня воды прямого действия более 6 м, а также в случаях плохой видимости приборов должны быть установлены два сниженных дистанционных указателя уровня. В этом случае на барабанах котла допускается установка одного указателя уровня воды прямого действия.

  Сниженные указатели уровня должны присоединяться на отдельных штуцерах независимо от других указателей уровня воды и иметь успокоительные устройства.

  Работа гидростатического указателя уровня (рис. 4.14) основана на принципе равновесия двух столбов жидкости разного удельного веса. Нижняя часть прибора заполняется специальной жидкостью с плотностью 1,5-1,8 кг/л, превышающей плотность воды (бромофором, четы-реххлористым углеродом, хлороформом и др.). Например, плотность бромофора (СНВr3) составляет 1,8 кг/л.

  Трубка, соединяющая водоуказательную колонку с паровым пространством, снабжена уравнительным сосудом, в котором поддерживается постоянный уровень благодаря происходящей в нем конденсации пара. Во второй трубке, соединяющей колонку с водяным пространством, уровень изменяется в зависимости от положения уровня воды в барабане.

   При понижении уровня разность высот столбов жидкости в трубах увеличится, что приведет к перемещению тяжелой жидкости и понижению ее уровня в водоуказательной колонке. Повышение уровня вызовет соответствующее повышение уровня тяжелой жидкости в колонке. Гидростатические сниженные указатели уровня могут применяться с показывающими и сигнализирующими дифференциальными манометрами типа ДМ и др.

Порядок продувки ВУС:

  1.  Отметить уровень и колебание воды в стекле, положение ручек парового и водяного кранов.
  2.  Открыть продувочный кран - продувка стекла паром и водой.
  3.  Закрыть водяной кран - продувка паром.
  4.  Открыть водяной кран - продувка паром и водой.
  5.  Закрыть паровой кран - продувка водой.
  6.  Открыть паровой кран - продувка паром и водой.
  7.  Закрыть продувочный кран и наблюдать за появлением и колебаниями воды в стекле.
  8.  Сравнить уровень и колебания воды в стекле до и после продувки и проверить правильность положения ручек на кранах. Сделать запись в сменном журнале о продувке ВУС.

Примечание.

Краны (вентили) следует открывать плавно. Продувку ВУС следует производить в спецодежде. Если после продувки вода в стекле не поднимается или поднимается очень медленно и уровень ее слабо колеблется, это означает, что засорены краны прибора. Если повторной продувкой не удается устранить засорение кранов, то их следует прочистить.

Котел немедленно останавливается и отключается действием защит или персоналом в случаях, предусмотренных производственной инструкцией, и в частности в случаях:

- обнаружения неисправности предохранительных клапанов;

- если давление в барабане котла поднялось выше разрешенного на 10% и продолжает расти;

- снижения уровня воды ниже низшего допустимого уровня;

- повышения уровня воды выше высшего допустимого уровня;

- прекращения действия всех питательных насосов;

- прекращения действия всех указателей уровня воды прямого действия;

- если в основных элементах котла (барабане, коллекторе, паросборной камере, пароводоперепускных и водоспускных трубах, паровых и питательных трубопроводах, жаровой трубе, огневой коробке, кожухе топки, трубной решетке, внешнем сепараторе, арматуре) будут обнаружены трещины, выпучины, пропуски в их сварных швах, обрыв анкерного болта или связи;

- погасания факелов в топке при камерном сжигании топлива;

- снижения расхода воды через водогрейный котел ниже минимально допустимого значения;

- снижения давления воды в тракте водогрейного котла ниже допустимого;

- повышения температуры воды на выходе из водогрейного котла до значения на 20 град. С ниже температуры насыщения, соответствующей рабочему давлению воды в выходном коллекторе котла;

- неисправности автоматики безопасности или аварийной сигнализации, включая исчезновение напряжения на этих устройствах;

- возникновения в котельной пожара, угрожающего обслуживающему персоналу или котлу;

- несрабатывания технологических защит, действующих на останов котла;

- разрыва газопровода котла;

- взрыва в топке, взрыва или загорания горючих отложений в газоходах, разогрева докрасна несущих балок каркаса котла;

- обрушения обмуровки, а также других повреждениях, угрожающих персоналу или оборудованию.






Тепловые сети

Тепловая сеть  система трубопроводов централизованного теплоснабжения по которым теплоноситель (горячая вода или пар) переносит тепло от источника к потребителю и возвращается обратно к источнику.

Для транспортирования теплоты на большие расстояния в качестве теплоносителя используется вода или водяной пар.

Основные преимущества водяной системы теплоснабжения:

  1.  большая удельная комбинированная выработка электрической энергии на базе теплового потребления;
  2.  сохранение конденсата на электростанции;
  3.  возможность транспорта теплоты на большие расстояния;
  4.  возможность центрального регулирования основной тепловой нагрузки путем изменения температурного или гидравлического режима;
  5.  более высокий КПД вследствие отсутствия в абонентских установках потерь конденсата и пара, имеющих место в паровых системах; повышенная аккумулирующая способность водяной системы.

Основные недостатки водяных систем:

  1.  больший расход электроэнергии на перекачку - этот недостаток имеет существенное значение, когда теплоснабжение ведется непосредственно от котельных;
  2.  большая   чувствительность   к   авариям; утечки теплоносителя из водяных систем в 20—40 раз больше, чем в паровых сетях, из-за большей плотности среды, большая масса теплоносителя и жесткая гидравлическая связь между всеми точками системы, что сопряжено с опасностью превышения допустимых давлений в концевых и пониженных точках системы.

Водяные тепловые сети обычно применяются для удовлетворения отопительно-вентиляционной нагрузки, нагрузки горячего

водоснабжения и промышленной технологической нагрузки низкого потенциала (температура ниже 100 °С).

В зависимости от числа параллельно проложенных трубопроводов, используемых для транспортирования теплоты, водяные системы теплоснабжения делятся на;

  1.  однотрубные,
  2.  двухтрубные,
  3.  трехтрубные,
  4.  многотрубные.

Минимальное число трубопроводов: в открытой системе теплоснабжения — один, в закрытой системе — два.

Принципы построения схем тепловых сетей

В комплексной системе централизованного теплоснабжения среди трех основных ее элементов — источника теплоснабжения, тепловой сети и потребителя — тепловая сеть является не только соединительным, транспортным средством, но и звеном, определяющим надежность теплоснабжения потребителей, режим работы и показатели всей системы теплоснабжения. В понятие «тепловая сеть» при этом включаются не только трубопроводы, соединяющие источник теплоснабжения с потребителем, но и все устройства этой сети — насосные станции и тепловые пункты.

Тепловые сети должны сохранять способность (свойство) непрерывной подачи теплоносителя к потребителю в необходимом количестве в течение всего года, за исключением кратковременного перерыва для профилактического ремонта в летнее время. Продолжительность возможных перерывов в подаче теплоты должна рассчитываться на наиболее низкие температуры наружного воздуха для данной местности. Требования к надежности возрастают по мере снижения расчетных температур воздуха и повышения диаметра трубопровода. Во втором случае помимо увеличения времени, необходимого для ремонта, следует учитывать и объем отключенной тепловой нагрузки. Так, если повреждение трубопровода диаметром 50 мм вызывает, как правило, отключение одного жилого дома, то ремонт трубопровода диаметром 500 мм приводит к перерыву в подаче теплоты целому жилому району.

        Тепловые сети должны обладать управляемостью, т. е.  обеспечивать необходимый режим работы, возможность совместной работы источников теплоснабжения и взаимного резервирования магистралей.

Под необходимым режимом следует понимать быстрое и точное распределение теплоносителя по тепловым пунктам в нормальных условиях, в критических ситуациях (повреждения в сетях, частичный выход из строя основного оборудования на источнике теплоснабжения, недостаток топлива, прекращение или сокращение подачи холодной воды на ТГЭ и т. д.), а также при совместной работе источников теплоты для экономии топлива.

Управляемость сети должна быть основана на надежном контроле за режимом работы всех ее элементов, быстром обнаружении возникших утечек теплоносителя и локализации поврежденных участков сети или потребителей, что должно предохранить тепловую сеть от подачи необработанной воды.

Режим работы магистральных тепловых сетей должен обеспечивать наибольшую экономичность при выработке и транспорте теплоты.

Режим работы распределительных сетей должен обеспечивать экономию теплоты при ее использовании за счет регулирования параметров и расхода теплоносителя в соответствии с необходимым режимом потребления, упрощения схем тепловых пунктов, снижения расчетного давления для их оборудования и уменьшения количества дорогостоящих регуляторов отпуска теплоты на отопление. Технико-экономические показатели тепловых сетей, включая тепловые пункты, при повышении надежности и качества теплоснабжения не должны быть ухудшены по сравнению с современными.

На рис. 13.1 в однолинейном изображении приведены две принципиальные схемы построения тепловых сетей.

На рис. 13.1, а показана тепловая сеть с местными тепловыми пунктами. Вся необходимая трансформация режима, необходимая для систем теплоиспользования потребителей, в этом случае должна проводиться в тепловых пунктах потребителей.

Если тепловая сеть в этом варианте состоит из сотен и даже тысяч отдельных тепловых пунктов в зданиях, то каждый из них должен быть рассчитан на параметры теплоисточника и иметь оборудование и приборы регулирования, защиты, контроля и учета, позволяющие удовлетворительно сочетать режим использования теплоты с режимом теплоисточника и тепловой сети. Чем больше тепловая мощность теплоисточника, тем больше радиус действия его тепловой сети, тем большее значение приобретают различия в параметрах теплоносителя у потребителей, тем сложнее должны быть схемы присоединения потребителей. Высоким требованиям (в настоящее время могут (при хорошей организации наблюдения и ремонта) удовлетворить лишь сети небольшой протяженности с ограниченным количеством потребителей, т. е. тепловые сети от котельных небольшой тепловой мощности. Кроме указанного решения схемы сети с местными тепловыми пунктами, в каждом здании возможно второе решение — сооружение группового (микрорайонного) теплового пункта (см. рис. 13.1б) и лишь упрощенных местных тепловых пунктов в зданиях.

Сооружение группового теплового пункта для микрорайона кроме технико-экономических и местных градостроительных условий, определяется также и технологическими. Тепловая устойчивость и точность распределения циркулирующей сетевой воды определяется в условиях отсутствия авторегуляторов гидравлической устойчивостью тепловой сети, что зависит в конечном счете от соотношения напоров в конце и начале сети. Создать такую устойчивость в магистральных сетях с большим радиусом действия невыгодно, но вполне приемлемо в распределительных сетях с небольшим радиусом действия. Возможный радиус их действия может составлять до 600—800 м.

Отметим две отличительные особенности схемы рис. 13.1,б: наличие группового пункта управления и значительное уменьшение количества ответвлений от магистрали. Эти особенности увеличивают надежность магистрали (снижение количества камер с задвижками), повышают управляемость тепловой сети (наличие крупных пунктов управления), и вместе с тем не вызывают увеличения затрат.

Простой и часто применяемой схемой сетей     является     тупиковая     древовидная.

Надежность ее, однако; совершенно недостаточна при сетях с большим радиусом действия.

Повышение надежности сетей возможно тремя основными методами (а также совместным применением их):

  •  во-первых, повышением надежности (безотказности) отдельных элементов, входящих в систему. В данном случае это надежная антикоррозионная защита труб, осушение трасс, стальная бесфланцевая арматура и пр.;
  •  во-вторых, применением «щадящего» режима работы системы в целом или наиболее повреждаемых ее элементов путем поддержания температуры воды в подающих линиях 100 °С и выше, а в обратных линиях 50°С и ниже;
  •  в-третьих, резервированием, т. е. введением в систему дополнительных элементов, которые могут заменить полностью или частично) элементы, вышедшие из строя. Этот способ наиболее универсален и широко применяется.

Поскольку тупиковая сеть является самой дешевой, то введение в нее дополнительных, резервирующих элементов должно быть обосновано. При определении необходимой степени резервирования должны быть учтены следующие факторы.

  1.  Климатические условия данной местности, которые  во  многом  определяют  характер последствий при отключениях теплопроводов для ликвидации повреждений (темп снижения tВН, возможность замерзания водыв трубах систем отопления в подвалах и пр.).По этой причине резервирование особенно актуально для местностей с расчетной температурой для отопления  — 20 °С и ниже и особенно для  Крайнего  Севера, где  низкие температуры наружного воздуха сочетаются с большими скоростями ветра.
  2.  Диаметр   теплопроводов,   радиус   их действия и тип  прокладки  (наружная,  проходной и непроходной каналы, бесканальная, наличие и качество антикоррозионной защиты труб, возможность быстрого доступа к трубам для ремонта).

Чем больше диаметр трубопровода, тем значительнее количество отключаемых зданий и жителей; чем больше радиус действия сетей, тем ниже надежность теплоснабжения концевых потребителей.

  1.  Условия эксплуатации проектируемых сетей (наличие единой службы эксплуатации, включая   аварийно-восстановительные   под разделения   и   пр.),   что   в   конечном   счете определяет необходимое время  ликвидации повреждения   и   отключения   потребителей. Это время зависит от диаметра поврежденного трубопровода.  Так, по проекту норм времени на ликвидацию повреждений, разработанных ВНИПИ Энергопромом и АКХ им. К. Д. Памфилова, для трубопровода диаметром 300 мм необходимое время составляет 15 ч, а для трубопровода 500 мм — более 20 ч.

Учет всех указанных факторов должен быть основан на обширной и достаточно надежной статистике о повреждениях определенных конструкций трубопроводов в различных условиях (грунты, грунтовые воды и пр.).

Анализ схем тепловых сетей городов неизменно показывает, что все жилые районы по условиям очередности строительства обеспечиваются несколькими тепловыми магистралями, а все трубопроводы больших диаметров соединены между собой перемычками.

Такая практика соответствует и действующим СНиП на проектирование тепловых сетей, по которым при прокладке в одном тепловом районе города нескольких магистралей (по условиям очередности развития системы теплоснабжения) должны предусматриваться резервирующие перемычки между смежными магистралями.

При этом необходимо учитывать, что наличие резервируемых магистралей позволяет с меньшими затратами (по сравнению с местными резервными источниками теплоты) обеспечивать надежное теплоснабжение потребителей первой категории — больниц, родильных домов, детских учреждений и пр.

К потребителям такой же первой категории следует отнести и группы жилых зданий. При аналогии с городскими электрическими сетями численность жителей такой группы можно определить, например, в 20 — 25 тыс. чел (10 тыс. квартир), что соответствует для средних условий тепловой нагрузке 40 — 50 МВт.

В средних условиях вероятность повреждения участка трубопровода (и следовательно, отключения потребителей) возрастает по мере удаления его от источника теплоты; количество отключаемых зданий (квартир) и длительность их отключения — по мере увеличения диаметра поврежденного трубопровода, а тяжесть последствий — по мере снижения расчетной температуры воздуха — местности (города).


В табл. 13.1 приведены примерные соотношения между указанными показателями в зависимости от диаметра отключенного трубопровода.

Таблица 13.1. Зависимость продолжительности отклонения и количества жителей от диаметра

трубопровода

Наименование

Условный диаметр трубопровода,

мм

300

500

700

1000

Расчетная тепловая нагрузка, МВт

25-30

100-120

190-220

400-440

Расчетная продолжительность отключения, ч

15

20

25

35

Количество жителей в отключенных зданиях, тыс. чел.

12-15

50-60

95-110

200-220

Данные таблицы позволяют предположить, что для средней полосы России в современных условиях резервирование становится совершенно необходимым,  начиная с диаметра 500 мм. Для более южных регионов диаметр может быть повышен, а для северных — снижен.

В целом указанная шкала должна быть подвижной и полностью учитывать местные условия.

Для оптимальной структуры крупных тепловых сетей необходимы более крупные тепловые пункты. Сооружение крупных пунктов с тепловой мощностью 30 — 50 МВт полностью отделяет распределительные сети от магистралей и создает стройную иерархическую структуру: источник теплоснабжения — магистральные сети — тепловой пункт — распределительные сети — тепловые пункты в зданиях и местные системы зданий.

Такая структура позволяет при минимуме затрат на автоматизацию и телемеханизацию получить управляемую систему теплоснабжения, т. е. обеспечить возможность точного распределения циркулирующей воды в нормальном и аварийном режимах, а при совместной работе теплоисточников — возможность изменения режима работы сети в достаточно широких пределах.

Тепловые сети должны сооружаться по блочному принципу. Таким блоком должна являться распределительная сеть с радиусом действия 500 — 800 м. Каждый блок должен обеспечивать теплоснабжение жилого микрорайона примерно в 10 тыс. квартир (примерно, тепловая мощность 30 — 50 МВт). Блок должен быть либо непосредственно присоединен к коллектору теплоисточника (в данном случае котельная), либо иметь двухстороннее теплоснабжение от тепловых магистралей .

Радиальные магистрали, отходящие от теплоисточника (ТГЭ или районная котельная), должны соединяться либо с магистралями от других теплоисточников, либо между собой. Перемычки между магистралями для резервирования используются как в нормальном,  так   и  в   аварийном   режиме   работы,

т. е. рассматриваются как часть магистралей. Количество и диаметры перемычек определяются исходя из режима резервирования при сниженном количестве теплоносителя (70 % нормального).

В точке присоединения блока распределительной сети к магистралям должен предусматриваться микрорайонный тепловой пункт, который в дальнейшем изложении назван групповым (ГТП). ГТП должен рассматриваться как основной элемент тепловой сети, через который должно проводиться управление режимом работы и магистральных, и распределительных сетей.

Необходимость двухсторонней подачи теплоты каждому ГТП с тепловой мощностью 30 — 50 МВт не может, особенно на современном этапе, рассматриваться в качестве безусловной. Учитывая, что вероятность повреждения определяется протяженностью подводящей магистрали, можно условно определить ту критическую длину магистрали, свыше которой резервирование становится необходимым. В качестве такой длины, как первое приближение, рекомендуется принять 1,5 — 2,0 км. Такой случай, в частности, может иметь место в сетях, прокладываемых от районных котельных.

Промышленные предприятия с большой тепловой нагрузкой должны присоединяться непосредственно к магистральным сетям через тепловые пункты, схемы которых должны в основном соответствовать схемам ГТП. Предприятия с малыми тепловыми нагрузками должны присоединяться к распределительным сетям, в схемах их тепловых пунктов должны предусматриваться смесительные насосы, с помощью которых снижается расход теплоты на отопление в нерабочие часы (дежурное отопление).

Режим работы магистральных сетей может проводиться по балансовому графику, при котором температура подаваемой воды может быть равна или выше, чем требуется потребителям. То же правило относится к давлению подаваемой воды. Давление в обратных трубах магистралей должно быть ниже или равно необходимому для потребителей. Давление в обратной и подающих линиях распределительной сети может также корректироваться насосами в ГТП.

Максимальная температура подаваемой воды в расчетных условиях должна определяться технико-экономическими соображениями. В распределительных сетях она не должна превышать 150 °С.

Схемы магистральных сетей.

Магистрали должны быть наиболее надежным элементом тепловых сетей и эта надежность должна повышаться по мере роста количества потребителей и, следовательно, диаметра магистралей.

Резервирование в тепловых сетях может быть более эффективным, а дополнительные затраты на него значительно снижены, если использовать технологическую особенность теплового режима сетей, а именно возможность в течение почти всего отопительного периода компенсировать снижение расхода подаваемой потребителям воды из сети ее температурой. Поскольку вероятность повреждения магистрали, как показывает статистика, не зависит от температуры наружного воздуха, то использование этой особенности создает возможность 100 %-ного обеспечения потребителя теплотой в течение почти всего отопительного периода. Если системы отопления, как правило, работают устойчиво лишь при соблюдении расхода воды в них близким к 100%, то реализация этого метода резервирования возможна лишь при подключении систем отопления через подогреватель или с помощью смесительного насоса.  Режим работы таких котельных прежде всего определяется их ролью в системе теплоснабжения.

Непрерывность подачи теплоты при данной схеме магистральной сети может быть нарушена при возникновении повреждения в узле (камере) примыкания ГТП к магистрали.  

Применение ГТП может проводиться и в сетях средней мощности, например от районных котельных, а также при объединении котельных.

На рис. 13.5 приведена тепловая сеть, объединяющая две районных и квартальную котельную. К этим сетям присоединены через ГТП две новые распределительные сети, а также ГТП, объединяющий работу мелких местных котельных. Такая совместная работа может обеспечить значительный эффект как по экономии топлива, так и по трудозатратам.

На рис. 13.6 приведена принципиальная схема теплоснабжения микрорайонов от районной котельной. Магистральная сеть в этом случае в первый период является тупиковой и лишь на третьем — резервируется.

В целях защиты труб от наружной коррозии сети от котельных могут работать по щадящему режиму, т. е. с минимальной температурой воды в подающей магистрали 100 0С.

Рекомендуется следующий порядок проектирования сетей.

На тепловой карте района ориентировочно намечаются места ГТП. Тепловая мощность ГТП должна находиться, как правило, в пределах 30 — 50 МВт и соответствовать номенклатуре разработанных типовых проектов. Радиус действия распределительных сетей за ГТП должен находиться, как правило,   в   пределах   600 — 800 м.   Каждый жилой микрорайон, общественный центр и промышленно-транспортный объект должен иметь только один ГТП. При теплоснабжении небольших микрорайонов рекомендуется их объединение. Все потребители, присоединяемые к данному ГТП, должны быть расположены на примерно одинаковых отметках местности.

       По степени необходимой надежности теплоснабжения все потребители делятся на две категории:

  •  К первой категории относятся: лечебные учреждения со стационарами; промышленные предприятия с постоянным потреблением теплоты на технологические нужды; группы (микрорайоны) городских потребителей с тепловой мощностью 30 МВт. Питание потребителей первой категории должно предусматриваться от закольцованной магистральной сети или от двух магистралей или от двух теплоисточников. Перерыв в подаче теплоты указанным потребителям допускается только на время переключения, т. е. не более 2 ч.
  •  Ко второй категории относятся все остальные потребители.  Количество магистралей выбирается, исходя из того, что их должно быть не менее двух и диаметр каждой должен находиться в пределах 500-1000 мм.

       Тепловую нагрузку магистралей по возможности следует принимать одинаковой. Исходя из размещения ГТП, намечаются возможные трассы магистралей и перемычек между ними. Трассы магистралей выбираются по возможности с параллельным (или близким к нему) расположением, что облегчает сооружение перемычек.

На трассах магистральных сетей намечаются возможные (наиболее опасные) места повреждений. Производится гидравлический расчет сети при аварийных режимах для определения диаметров соединительных линий (перемычек) и уточнения диаметров магистралей. Расходы теплоносителя при аварийных режимах принимаются в размере 70%   расчетных   при   нормальном   режиме.

Резервирование магистральных сетей через распределительные сети (за ГТП) не допускается.

Соединение распределительных сетей, питаемых от различных тепловых магистралей, может быть осуществлено для их взаимного резервирования.

В небольших городах при суммарных тепловых нагрузках жилищно-коммунального сектора, например, до 200 МВт вполне обосновано сооружение групповых котельных с тепловой мощностью 20 — 30 МВт. В этих случаях нет необходимости сооружения отдельно стоящих ГТП, так как оборудование может быть предусмотрено непосредственно в котельной, а тепловые сети могут быть трех- или четырехтрубными. Исключение могут составлять те случаи, когда радиус действия тепловых сетей от котельной превосходит, например, 0,8—1,2 км. Однако и в этих случаях целесообразно укрупнение местных тепловых пунктов в пределах многосекционного жилого здания, что позволит  упростить  эксплуатацию  тепловой сети.

Схемы распределительных сетей.

Тепловые сети внутри микрорайонов в соответствии с их основной задачей распределения теплоносителя по зданиям называются распределительными; они могут отходить непосредственно от котельных либо присоединяться к магистральным сетям от ТГЭ. Присоединение распределительных сетей к магистралям может производиться с помощью задвижек либо через ГТП, что наиболее целесообразно. При теплоснабжении микрорайонов от собственной котельной последняя должна выполнять также и роль ГТП. При непосредственном присоединении к магистрали распределительные сети прокладываются двухтрубными, от ГТП (котельной) сети могут быть также и трех- и четырехтрубными.

Первоначально рассмотрим схемы двухтрубных сетей, которые могут найти, применение в обоих случаях.

На рис. 13.7 приведены принципиальные схемы двухтрубных распределительных сетей (в однолинейном изображении). Распределительные сети проектируются тупиковыми, и секционирующие задвижки в них устанавливать не принято. Это объясняется сравнительно небольшим радиусом их действия (обычно в пределах 1000 м) и небольшим диаметром труб, что дает возможность при правильной организации эксплуатации ликвидировать возникающие повреждения на них за короткие сроки (например, до 12 ч). Однако в ряде случаев (например, районы с низкими расчетными температурами, больницы и пр.) и такие сравнительно небольшие перерывы в подаче теплоты не могут быть допустимы. Кроме того, необходимо считаться и с тем, что быстрая ликвидация повреждений в сетях требует организации специализированной (и достаточно многочисленной) аварийной службы, что рационально лишь в крупных тепловых сетях либо при наличии в городе общей аварийной службы для всего коммунального хозяйства.

Повышение надежности теплоснабжения возможно:

установкой секционирующих задвижек (рис. 13.7, а), что увеличивает надежность снабжения потребителей, присоединенных на первом участке сети;

сооружением кольцевой секционированной распределительной сети (рис. 13.7,6).

При наличии двух параллельно проходящих тепловых магистралей возможно предусмотреть соединение их распределительных сетей, чтобы обеспечить резервирование теплоснабжения присоединенных к  ним  потребителей. Для этого на рис. 13.7, в предусмотрена перемычка с разделительной задвижкой. Наиболее надежным в этом смысле является вариант рис. 13.7, г, в котором, кроме соединительной перемычки с задвижкой, предусмотрено секционирование сети с двухсторонним присоединением каждого ответвления.

Комбинируя схемами, можно обеспечить достаточно надежное теплоснабжение каждого из наиболее ответственных потребителей при минимуме дополнительных затрат. Следует предостеречь от использования распределительных сетей для взаимного резервирования магистралей, так как это вызывает бесполезное увеличение диаметров труб и, следовательно, материальных и финансовых затрат.

Надежность распределительных сетей, как и всех сетей, определяется не только схемой, но и конструкцией их прокладки. Возможность периодического осмотра (при правильно организованной эксплуатации) значительно повышает степень надежности. Отсюда преимущество прокладки труб в подвалах и внутримикрорайонных (внутриквартальных) коллекторах. Прокладка труб по подвалам является к тому же и наиболее дешевой, но требует комплексной застройки микрорайона.

Вопросы надежности подачи теплоносителя актуальны и для распределительных сетей, работающих от ГТП. При двухтрубных сетях они практически те же, что и выше рассмотренные.

В четырехтрубных распределительных сетях, несмотря на удвоенное количество прокладываемых труб, надежное обеспечение одинаково с двухтрубными, так как разное качество воды не дает возможности их взаимного резервирования даже в летнее время. Лучше это решается в трехтрубных сетях, где две подающие трубы (на отопление и горячее водоснабжение) могут (хотя и не полностью) взаимно резервировать друг друга. Количество отказов из-за наружной коррозии на подающих трубах примерно в 8 —9 раз больше, чем на обратных.

Трехтрубные сети рациональны в закрытых системах теплоснабжения, так как в этих случаях наиболее эффективно групповое регулирование отопительной нагрузки. Однако и в открытых системах теплоснабжения они могут быть полезны в тех случаях, когда обеспечение водой из городского водопровода источника теплоснабжения (ТГЭ, районная котельная) недостаточно надежно и поэтому не исключена необходимость быстрого отключения водоразбора из тепловых сетей.

Выбор схемы распределительной сети, снабжаемой через ГТП, должен быть сделан, как правило, на основе технико-экономических соображений при полном учете местных условий. К ним относятся: количество, дислокация и помещения тепловых пунктов, их тепловая нагрузка, возможность получения необходимого оборудования и пр.

Групповое регулирование требует обязательной и точно выполненной наладки гидравлического режима во внутренней сети. Это в равной степени относится к сети как отопления,  так  и  горячего  водоснабжения.

В сети отопления следует не только поддерживать определенную температуру подаваемой воды, но и точно в соответствии с тепловыми нагрузками систем отопления распределять по ним циркулирующий в сети теплоноситель, суммарный расход которого также точно должен соответствовать суммарной присоединенной тепловой нагрузке систем отопления (а в ряде случаев и приточной вентиляции).

Проектируемая распределительная сеть за ГТП должна иметь достаточную гидравлическую устойчивость. В первом приближении такая устойчивость достигается за счет определенного соотношения между потерями напора в местных тепловых пунктах (с элеваторами)   и   распределительных   сетях.

Чем это соотношение больше, тем устойчивее сеть, тем точнее можно распределить теплоноситель. Для средних условий это соотношение в ночном режиме должно составлять от 2 до 3. Меньшая величина относится к коротким сетям, большая — к протяженным с наличием дополнительной нагрузки приточной вентиляции.

Недостаточную гидравлическую устойчивость нередко имеют и проектируемые групповые системы горячего водоснабжения (в режиме циркуляции), что ведет к недопустимому снижению температуры подаваемой воды в наиболее удаленных системах и стояках.

Гидравлическая устойчивость групповой системы горячего водоснабжения может быть достигнута различными путями. Наиболее универсальный путь — повышение потерь напора в секционных узлах (или стояках) системы в циркуляционном режиме. При обычно принимаемом напоре циркуляционного насоса 20 — 30 м потери напора в секционных узлах следует довести примерно до 6 — 8 м.

Указанные потери напора в стояке или секционном узле в циркуляционном режиме следует получать за счет установки на стояке недалеко от места врезки его в циркуляционную магистраль специального устройства, служащего для создания местного сопротивления.

При наличии в системе воды, склонной к накипеобразованию, предпочтительнее вместо дроссельных диафрагм применять краны конструкции АКХ им. К. Д. Памфилова. Применение вставок из трубы меньшего сечения рекомендуется, когда диаметр отверстия дроссельной диафрагмы получается малым и при наличии конструктивной возможности включения такой вставки в конструкцию стояка. В системах с секционными узлами и холостыми циркуляционными стояками увеличение сопротивления узла рекомендуется достигать за счет соответствующего подбора диаметра циркуляционного стояка.

Оптимальные потери напора в стояке или секционном узле, необходимые для достижения устойчивой работы каждой рассматриваемой системы, следует определять на основании результатов расчета этой системы на ЭВМ. Программа такого расчета разработана АКХ им. К. Д. Памфилова.

Достаточным может быть признано распределение циркуляционных расходов в системе в пределах от 120% на стояках или секционных узлах, расположенных на головных участках системы, до 80% расчетного циркуляционного расхода на конечных.

Расчетный циркуляционный расход по стояку или секционному узлу следует определять, исходя из теплопотерь стояка или секционного узла, полученных в результате проведения теплового расчета.


Управление тепловыми  сетями и режимом их работы

Следует отличать управление тепловой сетью от управления режимом работы.

Управление сетью — это управление запорными органами на сети с целью отключения и включения отдельных участков сети, управление насосно-перекачивающими и дренажными станциями и пр.

Управление режимом работы — это проведение режима, оптимального в данных конкретных условиях по соображениям экономики (наиболее частый случай), обеспечения топливом, выполнения ремонтных работ на источниках топливоснабжения и на тепловой сети и т. д.

Для рационального управления сетью необходима прежде всего продуманная расстановка запорных органов, в качестве которых применяются в основном задвижки, но могут применяться и затворы, а на тепловых пунктах потребителей и клапаны. Чем чаще на тепловой сети установлены запорные органы, тем меньше протяженность отключаемых для ремонта участков (и количество отключаемых потребителей), меньше потери воды при отключении и продолжительность ее спуска. Однако задвижки требуют периодического обслуживания и ремонта и поэтому при подземной прокладке тепловых сетей необходимо сооружение специальных камер. Все это не только удорожает строительство сети, но и увеличивает трудозатраты при ее эксплуатации. Начиная с диаметра 400 — 500 мм задвижки должны иметь моторный привод, что приводит к необходимости подвода к этим камерам электроэнергии и в большинстве случаев к сооружению над подземными камерами надземных павильонов.

При прохождении тепловой магистрали вдоль жилого района расстояние между задвижками определяется местными условиями и находится в пределах 700—1200 м. Это расстояние на транзитных участках магистральных сетей может быть в несколько раз больше и определяется в значительной мере соотношением объемов секционируемого участка сети и производительностью подпиточного устройства. На распределительных тепловых сетях секционирующие задвижки обычно  не  устанавливаются.  Их   установка должна предусматриваться лишь при кольцевых сетях.

Если управление сетью с помощью запорных органов носит эпизодический характер, то управление режимом ее необходимо постоянно в связи с изменяющимися условиями как потребления теплоты, так и ее выработки.

Управление режимом тепловой сети связано с возможностью правильного распределения теплоносителя по установкам потребителей. Управление режимом сети только с помощью изменения температуры подаваемой воды при постоянном (стабильном) ее расходе является вынужденным решением и ведет, как правило, к перерасходу теплоты у потребителей. Это также не оптимально при выработке теплоты, поскольку при большом количестве и разнообразии теплоэнергетического оборудования на источниках теплоснабжения и работе их на различных видах топлива постоянно возникает необходимость в перераспределении выработки между отдельными источниками либо для получения дополнительной экономии топлива, либо для возможности вывода оборудования в ремонт.

Основным элементом, позволяющим обеспечить решение сложных задач по управлению режимом крупной тепловой сети, сети с несколькими источниками теплоснабжения и т. п., является ГТП на границах магистральной и распределительных сетей.

Принципиальные схемы ГТП разнообразны и определяются местными условиями, а иногда и технико-экономическими соображениями. Некоторые из них приведены на рис. 13.8.

Оборудование и аппаратура, предусматриваемые в ГТП, должны давать возможность:

проводить наиболее экономичный режим работы сетей и систем отопления (программное регулирование по часам суток, количественное регулирование и пр.), а также групповых систем горячего водоснабжения;

упростить в максимальной степени схемы местных тепловых пунктов для систем отопления, снизить рабочее давление для распределительных сетей и местных тепловых пунктов;

организовать действенный контроль за расходом теплоносителя и теплоты потребителями;

поддерживать необходимый перепад давлений до и после ГТП при регулировании давления либо температуры воды на коллекторах источника теплоснабжения (балансовый метод регулирования);

сокращать отпуск теплоты потребителям (в критических ситуациях) путем избирательного снижения температуры воды без нарушения гидравлического режима внутренней распределительной сети; при трех- и четырехтрубных сетях - путем полного прекращения подачи горячей воды на бытовые цели.

ГТП являются ответственными элементами системы теплоснабжения, и поэтому их бесперебойная работа должна быть обеспечена резервированием.

Это прежде всего касается электроснабжения и взаимодействия смесительных насосов.

Согласно ВСН 97-75 «Указания по проектированию городских электрических сетей» электроприемники ГТП относятся ко II категории (п. 4.8 Указаний). Их электроснабжение обычно проводится от общих городских трансформаторных подстанций. Исходя из того, что ГТП должны обслуживать крупные жилые микрорайоны, их электропитание можно производить от собственных трансформаторных подстанций.

Согласно нормам проектирования тепловых    сетей    подкачивающих     и    смеси тельных насосных должно устанавливаться не менее трех насосов, из которых один является резервным. В обычной проектной практике смесительные насосы обычно совмещались с подкачивающими, поэтому указанная рекомендация относится именно к таким насосным. Но ГТП по своему назначению относятся к чисто смесительным насосным. Схема ГТП в зависимости от его роли в конкретном месте тепловой сети может дополняться подкачивающими насосами, но это будет исключением из правил.

Работа смесительного насоса в ГТП должна рассматриваться в двух режимах: рабочем, когда с его помощью корректируется (снижается) температура сетевой воды, подаваемой в распределительную сеть за ГТП, и в аварийном - при прекращении подачи теплоносителя от источника теплоснабжения. Если в аварийном режиме для защиты систем отопления от замерзания воды производительность насосов должна обеспечивать подачу 70- 100% нормальной циркуляции, то в рабочем режиме их производительность существенно ниже и определяется графиком температур внешней (магистральной) и распределительной тепловых сетей.

Исходя из этого, для ГТП, сооружаемых только со смесительными насосами, достаточна установка всего двух насосов, считая, что подача каждого из них обеспечивает режим корректировки, а работа двух — аварийный режим, т. е. кратковременный.

В магистральных сетях с большим радиусом действия неизбежно возникает необходимость в сооружении насосных станций для понижения давления в обратных трубопроводах (наиболее частый случай), а иногда и для повышения давления в подающих трубах (рис. 13.9).

Основное назначение насосных станций — обеспечение нормальных гидравлических параметров теплоносителя для присоединения потребителей по наиболее простым зависимым схемам.

Такая необходимость, как правило, всегда возникает при резких изменениях рельефа местности (по сравнению с расположением источника теплоснабжения), а при ровном рельефе — на обратных трубах при большом радиусе действия сети.

Целесообразность установки насосов на подающей магистрали определяется сравнением дополнительных затрат на ее сооружение с экономией электроэнергии на перекачку теплоносителя. Экономия электроэнергии определяется главным образом соотношением расходов теплоносителя в насосной станции и источнике теплоснабжения. Чем это соотношение меньше, тем более выгодна при прочих равных условиях установка насосов на подающей магистрали.

В обычных условиях распределительные сети и тепловые пункты проектируются на те давления, которые имеют место в точках их присоединения в магистральных сетях (до сооружения сетей — по проектным данным, после   сооружения — по   эксплуатационным).

В тепловых сетях с большим радиусом действия перепады напоров в точках присо и могут колебаться в пределах от 25 до 100 м и более. Это приводит к затруднениям в проектировании и присоединении потребителей (к необходимости установки стальной арматуры, регуляторов давления и пр.). Кроме того, возрастает опасность гидравлических ударов и повышения давления в системах отопления из-за неправильных действий персонала при переключениях. В то же время снижение диаметров труб распределительных сетей из-за возможности принятия при их расчете увеличенных потерь напора незначительно.

Поэтому при проектировании магистральных сетей с ГТП возможно принять одинаковый для всех распределительных сетей располагаемый напор.

ТЕПЛОВЫЕ ПУНКТЫ И НАСОСНЫЕ СТАНЦИИ

Зависимые схемы присоединения систем отопления

Схемы присоединения отопительных систем делятся на зависимые и независимые. Наибольшее применение в настоящее время имеют зависимые схемы как более простые. При этих схемах система отопления гидравлически связана с тепловой сетью и работает под давлением, близким к давлению в обратном трубопроводе внешней тепловой сети. Циркуляция воды в системе обеспечивается за счет разности давлений в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети. Разность давлений должна быть достаточна для преодоления потерь давления в системе отопления и в узле присоединения (тепловом пункте). Если давление в подающем трубопроводе внешней сети превышает необходимое, то оно должно быть с дросселировано авторегулятором давления либо дроссельной шайбой.

Выбирая схему присоединения, следует иметь в виду, что гидравлический режим тепловой сети может изменяться по годам (в зависимости от степени загрузки сети). В сетях иногда проводится количественное регулирование (например, в теплые периоды отопительного сезона). Принято также проверять схему присоединения на достаточность статического давления при остановке тепловой сети для залива системы отопления, хотя, как правило, протяженные тепловые сети обычно работают круглосуточно.

Простейшей из зависимых является схема непосредственного присоединения, при котором горячая вода из тепловой сети непосредственно, т. е. без смешения, поступает в отопительную систему. Такое присоединение может выполняться, когда расчетные параметры тепловой сети и системы отопления совпадают, например при теплоснабжении от групповых котельных с чугунными котлами, работающими с максимальной температурой 95 —105°С, или при групповых системах, работающих от ГТП при насосном смешении. Наиболее часто такие схемы применяются для присоединения промышленных и других зданий производственного назначения, которые исходя из технологического назначения могут работать на параметрах тепловой сети, т. е. при температуре 150°С.

Подавляющее большинство коммунальных зданий в настоящее время присоединено и продолжает присоединяться к тепловым сетям по зависимой схеме с элеватором (рис. 22.1). Преимуществом этой схемы является ее низкая стоимость и, что особенно важно, высокая степень надежности элеватора, несравнимая по величине с другим санитарно-техническим оборудованием. Ценным преимуществом элеватора как смесительного устройства является создаваемое им практическое постоянство коэффициента смешения при колебаниях перепада давлений перед ним. Под коэффициентом смешения понимается отношение расхода подмешиваемой воды (из обратной линии отопительной системы) к расходу воды из внешней тепловой сети.

При обычно применяемом для тепловых сетей графике с

tcпод = 150°С и с tс.обр = 70 °С необходимый коэффициент смешения и для систем отопления с параметрами tпод = 95 и 105 °С соответственно составит 2,2 и 1,3.

В целях упрощения на всех последующих рисунках этой главы запорная арматура, контрольно-измерительные приборы и системы отопления не показаны. Рабочие схемы приведены далее.

Как правило, большинство систем отопления имеет завышенную поверхность нагревательных приборов. Для устранения перегрева отапливаемых помещений в этих случаях необходимо соответствующее снижение температур подаваемой в системы воды и, следовательно, увеличение необходимого коэффициента смешения. Расчетный коэффициент смешения элеватора всегда меньше необходимого.

В подавляющем большинстве случаев необходимая разность напоров перед элеватором должна составлять не менее 12 м и перед тепловым пунктом с элеватором не менее 15 м. Недоучет необходимой разности напоров перед элеватором неизбежно приводит к пониженному коэффициенту смешения, перерасходу сетевой воды и, следовательно, теплоты.

Элеватор должен располагаться, как правило, в непосредственной близости от начала системы отопления (первого стояка). Каждая система отопления обычно обеспечивается своим элеватором. Диаметр трубопроводов, соединяющих элеватор с системой, должен подбираться исходя из удельной потери давления 20 — 40 Па/м. Если к тепловой сети присоединяется через элеватор здание с местной котельной, то насосы котельной должны обязательно использоваться в схеме присоединения в качестве резервных.

Значительно большие возможности по регулированию систем отопления создает применение для смешения центробежных насосов.

        Три принципиальные схемы включения центробежных насосов показаны на рис. 22.2. Эти схемы, несмотря на их большую универсальность по сравнению со схемой с элеватором, пока еще не нашли широкого применения. Основная причина этого в отсутствии насосов необходимой производительности и напора, в их плохом исполнении, в выпуске насосных агрегатов без комплектующей пусковой аппаратуры и значения насоса считается установка его на перемычке между обратной и подающей трубами теплового пункта (рис. 22.2, а). Основанием для этого является меньший расход электроэнергии на перекачку по сравнению со схемами (рис. 22.2,6 и в).

Однако в концевых участках тепловой сети, где обычно применяются схемы присоединения со смесительными насосами, разность напоров не только мала по величине, но и подвержена и суточным, и сезонным изменениям. Эти изменения иногда настолько значительны, что могут привести к недополучению необходимого количества сетевой воды и теплоты потребителями. Именно в этих случаях установка насоса по схемам рис. 22.2,6 и в позволяет при работе насоса получить необходимую дополнительную разность напоров для циркуляции воды в местной системе. Таким образом за счет небольшого перерасхода электроэнергии (и увеличения мощности насосного агрегата) можно получить более надежную схему присоединения.

Большее применение имеет схема с насосом на обратной линии, так как в концах участка, где наиболее употребительны насосные схемы присоединения, весьма часто имеют место повышенные давления в обратных линиях. Однако в этих случаях следует учитывать возможную остановку циркуляционного насоса (с питанием от домовой электросети) и не допускать при этом превышения давления в системе отопления выше рабочего. Если давление в системе при остановке насоса превысит рабочее, надежнее применить независимую схему присоединения (через подогреватель).

При теплоснабжении особо высоких зданий (или расположенных на высоких отметках местности) иногда находит применение схема с насосом на подающей линии, но, как правило, в этих случаях следует отдать

предпочтение также независимой схеме присоединения.

Исключается установка любых насосов, кроме малошумных, в тепловых пунктах жилых зданий. В жилых микрорайонах необходимые по режиму работы насосы должны устанавливаться в ГТП.

Наличие насоса в схеме присоединения позволяет проводить более совершенное регулирование системы отопления.

Так, например, часто промышленные объекты получают теплоту от городских тепловых сетей, режим регулирования которых обычно ориентируется на коммунальные здания. Необходимый тепловой режим в зданиях промышленного назначения в значительной степени отличается от режима коммунальных зданий. Так, например, необходимые температуры воздуха в производственных помещениях составляют для легких условий работы (например, холодная обработка металла) 17 —22°С и для тяжелых 13 —17 °С. В ряде случаев производственные помещения имеют значительные тепловыделения от технологического оборудования, иногда эти тепловыделения имеют периодический характер. Во всех тех случаях, когда тепловой режим производственного здания не совпадает с принятым режимом тепловой сети, оно должно иметь в схеме присоединения смесительное устройство. Такое устройство должно работать в отличие от коммунальных зданий с переменным коэффициентом смешения. В этом случае схема присоединения может быть выполнена по рис. 22.2. При работе цеха система отопления работает без смешения, в нерабочее время работает со смешением, осуществляемым с помощью насоса. Расход воды из тепловой сети и коэффициент смешения — переменные, расход воды в системе отопления — постоянный. Применение схемы с переменным коэффициентом смешения позволяет сэкономить значительное количество теплоты, так как в нерабочее время температура в производственных помещениях может снижаться с 16— 18°С до 5°С.

      Насосная схема присоединения может быть  полезно   использована   и   при   тепло снабжении жилых и особенно общественных зданий. Необходимым условием для этого является применение компактных, надежных и бесшумных (малошумных) насосов. Для этой цели разработаны бесфундаментные насосы типа ЦВЦ. Перед насосами рекомендуется ставить грязевики с мелкой сеткой.

Для упрощения и уточнения регулирования систем отопления применяемые в указанных схемах насосы независимо от схемы включения должны иметь пологую гидравлическую характеристику. В этом случае независимо от количества подаваемой воды из тепловой сети система отопления будет работать с постоянным расходом циркулирующей воды, что обеспечит правильное распределение ее по стоякам и нагревательным приборам.

При всех схемах насосного смешения отключение насосного агрегата приводит к поступлению горячей воды из тепловой сети непосредственно в отопительную систему, что может привести к ее повреждению. Правда, количество горячей воды, поступающей в систему, будет небольшим, так как потери напора в системе в несколько раз превышают потери в перемычке у насоса. Необходимо предусматривать защитное устройство, которое бы отключало отопительную систему при полной остановке всех насосных агрегатов.

Необходимость устанавливать вместе с рабочим обязательно и резервный насосный агрегат, а также требование повышенной надежности в электроснабжении приводят к сочетанию схем с элеватором и центробежным насосом (рис. 22.3). В этом случае выход из работы центробежного насоса приведет к понижению коэффициента смешения, но не снизит его до нуля, как при схемах с насосным смешением.

Эта схема может быть применима в тех случаях, когда разность напоров перед элеватором не может обеспечить необходимого коэффициента смешения, т. е. меньше 12 — 15 м, но больше 5 м. В действующих тепловых сетях такие зоны обширны. С помощью такой схемы можно осуществить ступенчатое регулирование температуры подаваемой воды в зоне высоких температур наружного воздуха.

Длительность периода tH от +3 до + 10 °С продолжительна и может достигать тысячи и более часов за отопительный период. Перерасход теплоты на отопление в этот период из-за подачи воды в сеть с температурой 70 — 75 °С нежелателен, в том числе и по санитарным соображениям (перегрев  помещений ведет  к  сухости  воздуха).

Установка центробежного насоса на вводе с нормально работающим элеватором позволяет при включении насоса получить значительное повышение коэффициента смешения и тем самым снизить температуру подаваемой в систему воды.

На рис. 22.3 приведены две модификации указанной схемы. Схема на рис. 22.3, а, может применяться только лишь в том случае, если потери напора в остановленном насосе весьма невелики и не могут дополнительно снизить коэффициента смешения элеватора. При всех схемах включения насосы должны приниматься только с пологой характеристикой и только бесшумные.

При проектировании зависимых схем присоединения встречаются случаи, когда напор в обратной линии (в динамическом или статическом режиме) оказывается ниже необходимого гидростатического давления для системы отопления. В этом случае на обратной линии должен быть установлен регулятор давления (поз. 1 на рис. 22.1), который и должен поддерживать необходимый напор в системе отопления с запасом в 3 —4 м против высоты  системы  отопления.

Расчетный перепад давлений перед элеватором должен определяться с учетом потерь в регуляторе. Регулятор давления может также предотвратить спуск воды из отопительной системы через обратную линию при останове тепловой сети. Чтобы полностью сохранить воду в системе, схема присоединения в этом случае дополняется обратным клапаном на подающей трубе. Сохранение воды в системе особенно важно при повреждениях тепловых сетей, связанных с большой утечкой воды. Однако более или менее длительное сохранение воды в системе при перерыве в подаче теплоносителя возможно   только   при   насосной   циркуляции.

Независимые схемы присоединения систем отопления

При независимых схемах система отопления присоединяется к тепловой сети через поверхностный подогреватель (рис. 22.4). Система отопления в этом случае работает под давлением собственного расширительного бака. Если система отопления рассчитана на работу с температурным перепадом 105 — 70 °С, то во избежание вскипания воды в верхних точках системы бак должен быть поднят над ними на 2,5 — 3 м. При системе с опрокинутой циркуляцией (т. е. с нижней подачей воды) этого можно не предусматривать. Чтобы избежать накипеобразования в подогревателе, рекомендуется наполнять бак и восполнять неизбежные утечки воды в системе из подающей или  обратной линий

тепловой сети, в которой обычно циркулирует умягченная и деаэрированная вода. При нормальной эксплуатации системы отопления утечки воды в ней весьма незначительны, что дает возможность заполнить расширительный бак не чаще одного раза в неделю. Более частое заполнение бака указывает на необходимость устранения течей в системе. Сигнализация о заполнении и опорожнении бака может быть осуществлена с помощью двух реле уровня, устанавливаемых в крайних положениях, либо с помощью сигнальных трубок, свидетельствующих о заполнении бака.

Заполнение бака может выполняться из обратной линии по перемычке, выполняемой для надежности с двумя кранами.

На рис. 22.5 показана независимая схема

присоединения пофасадных систем отопления, разработанная МНИИТЭП.

Практика показывает, что отопительные подогреватели могут устанавливаться без резерва. Для повышения надежности (например, в больницах и у других потребителей с повышенной ответственностью) могут устанавливаться две группы подогревателей. Расчет каждой группы может быть произведен на любую нагрузку в пределах от 50 до 100 % расхода теплоты на отопление в зависимости от степени желаемой надежности. Наличие подогревателя в схеме присоединения принципиально позволяет осуществить более рациональный режим регулирования. Это особенно целесообразно при наличии в графике центрального регулирования зоны постоянной температуры воды (обычно при плюсовых температурах наружного воздуха). Циркуляция воды в системе отопления может осуществляться центробежным насосом (рис. 22.5, а) либо за счет гравитационного напора. Исследования показывают, что естественная циркуляция в системах отопления многоэтажных зданий способствует выравниванию температур воздуха по этажам. Работа насоса обеспечивает постоянство расхода воды в системе отопления, при естественной циркуляции расход воды в системе изменяется и определяется перепадом температур воды в подающих и обратных трубах.

Наличие в независимой схеме присоединения подогревателя, насосов, расширительного бака (рис. 22.5,б) увеличивает стоимость оборудования и монтажа схемы, а также требует увеличения размеров помещения теплового пункта и вызывает дополнительные расходы по обслуживанию и ремонту оборудования, по оплате электроэнергии. Неоднократно выполненные проектными организациями сравнительные расчеты стоимости сооружения зависимых и независимых схем присоединения показывают, что удорожание вторых по отношению к первым составляет 10—15%, возрастает и стоимость эксплуатации.

Применение промежуточного поверхностного теплообменника ведет к повышению удельного расхода циркулирующей воды в тепловой сети и вызывает повышение температуры возвращаемой на источник теплоты воды. Грубо это завышение можно оценить в 3 —4°С (в среднем за отопительный сезон).

В обычных условиях независимые схемы присоединения находят применение при теплоснабжении:

  •  зданий с количеством этажей более 12;
  •  зданий, где даже редкие  и  небольшие;
  •  повреждения в системе отопления могут привести к невозвратимой утрате исторических ценностей (архивы, музеи и пр.);
  •  объектов, имеющих собственные резервные источники теплоты (котельные) или резервные вводы. Это обычно лечебные учреждения;
  •  помещения, куда нежелателен доступ постороннего эксплуатационного персонала.

Схемы присоединения систем воздушного отопления и приточной вентиляции

Присоединение калориферов проводится обычно непосредственно, без смешения. Когда калориферная установка состоит из нескольких калориферов, необходимо, чтобы теплоноситель проходил через них последовательно. По этой причине следует отдавать предпочтение   многоходовым   калориферам.

Регулирование производительности калорифера, т. е. поддержание необходимой температуры воздуха, следует производить расходом теплоносителя.

В некоторых случаях по местным соображениям (например, забор чистого воздуха) калориферы могут располагаться на чердаке. В этом случае из-за возможности вскипания при недостаточном давлении может потребоваться снижение температуры сетевой воды. Поскольку снижение температуры воды неизбежно приводит к повышению поверхности нагрева калорифера, следует тщательно проверить возможность соответствующего подъема давления, например, с помощью регулятора давления.

Температурный режим в городских тепловых сетях обычно поддерживается исходя из потребностей отопления коммунальных зданий. Это дает возможность проводить суточное регулирование отпуска теплоты, и при низких Гн иногда и не выдерживать заданный температурный график. Снижение температуры сетевой воды, конечно, приводит к недогреву приточного воздуха и

нарушению воздушно-теплового режима обслуживаемых помещений. По этой причине можно согласиться с теми проектировщиками, которые выбирают поверхность нагрева калориферов с учетом обычного снижения температуры воды в расчетных условиях на 15 — 20 °С (например, 130°С вместо 150 °С). Часто проектировщики выбирают калориферы только на расчетный режим, что недостаточно. Например, установки, имеющие большой запас в поверхности нагрева, но обладающие малыми пределами регулирования, становятся неработоспособными, так как при значительном снижении расхода теплоносителя резко понижается температура обратной воды и срабатывает автоматическая защита калориферов от ее замерзания.

Необходимость в резком снижении производительности калорифера возникает при воздушном отоплении зданий с периодически изменяющимся режимом эксплуатации (школы, магазины, учреждения, промышленные здания), в которых в нерабочие часы можно значительно снижать температуру воздуха.

Схема МНИИТЭП — Московского научно-исследовательского института типового и экспериментального проектирования, предусматривающая расширенные пределы регулирования калориферных установок при воздушном отоплении, представлена на рис. 22.8.

Наиболее точно регулирование производительности калориферов, без опасения замораживания в нем воды, можно провести с помощью насоса, как это принципиально показано на рис. 22.9. Такая схема особенно необходима при регулировании калориферов второго подогрева воздуха в установках кондиционирования, в которых необходима строго постоянная температура подаваемого теплоносителя. Другим вариантом здесь может быть установка промежуточного поверхностного подогревателя с терморегулятором.

      График температур в тепловой сети обычно не совпадает с графиком, необходимым для вентиляционных установок (калориферов). Кроме того, установки приточной вентиляции, как правило, не работают круглосуточно. Установки воздушного отопления должны работать в разных режимах (рабочее время 16 — 18 °С, нерабочее — 5 °С). Поэтому автоматизация работы калориферных установок является необходимой в цепях как обеспечения нужного режима отопления и вентиляции, так и экономии теплоты.


Автоматизируя регулирование калориферов, нельзя допускать перепуска сэкономленного расхода циркулирующей воды в системы отопления или к другим потребителям, что неизбежно вызовет перерасход теплоты.

Схемы присоединения систем горячего водоснабжения

 Водяные системы теплоснабжения делятся на закрытые (рис. 4.6 в приложении) и открытые (рис. 4.7 в приложении).

В закрытых системах вода, циркулирующая в тепловой сети, используется только как теплоноситель, но из сети не отбирается.

В открытых системах вода, циркулирующая в тепловой сети, используется как теплоноситель и частично или полностью отбирается из сети для горячего водоснабжения и технологических целей.

    Основные преимущества закрытых водяных систем теплоснабжения: стабильное качество поступающей в абонентские установки горячей воды, не отличающееся от качества водопроводной воды; простота санитарного контроля местных установок горячего водоснабжения и контроля плотности теплофикационной системы.

Основные недостатки закрытых систем теплоснабжения: сложность оборудования и эксплуатации абонентских вводов горячего водоснабжения; коррозия местных установок горячего водоснабжения из-за поступления в них недеаэрированной водопроводной воды; выпадение накипи в водо-водяных подогревателях и трубопроводах местных установок горячего водоснабжения при водопроводной воде с повышенной карбонатной (временной) жесткостью (Жк 5 мг-экв/кг).

При определенном качестве водопроводной воды приходится при закрытых системах теплоснабжения принимать меры для повышения антикоррозионной стойкости    местных    установок    горячего водоснабжения или устанавливать на абонентских вводах специальные устройства для обескислороживания или стабилизации водопроводной воды и для защиты от зашламления.

Основные преимущества открытых водяных систем теплоснабжения: возможность использования для горячего водоснабжения низкопотенциальных (при температуре ниже 30—40 °С) тепловых ресурсов промышленности; упрощение и удешевление абонентских вводов и повышение долговечности местных установок горячего водоснабжения; возможность использования для транзитного транспорта тепла однотрубных линий.

Основные недостатки открытых систем теплоснабжения: усложнение и удорожание станционного оборудования из-за необходимости сооружения водоподготовительных установок и подпиточных устройств, рассчитанных на компенсацию расходов воды на горячее водоснабжение. Водоподготовка должна обеспечить осветление, умягчение, деаэрацию и бактериологическую обработку воды; нестабильность воды, поступающей в водоразбор, по санитарным показателям; усложнение санитарного контроля за системой теплоснабжения и увеличение его объема; усложнение контроля герметичности системы теплоснабжения.

Выбор схемы присоединения прежде всего определяется принятой при проектировании источника теплоснабжения системой теплоснабжения. При закрытой системе теплоснабжения установки горячего водоснабжения присоединяются через поверхностные подогреватели, при открытой - через смесители.

На рис. 22.10 приведены три принципиальные схемы присоединения систем горячего водоснабжения через подогреватели: без аккумулятора, с верхним и нижним расположением аккумуляторов горячей воды. Назначение аккумуляторов может быть двояким: выравнивание графика нагрузки горячего водоснабжения и резерв на случай непродолжительного перерыва в подаче теплоносителя.

Резервные баки обязательно устанавливаются у тех потребителей, где недопустим перерыв в подаче горячей воды. К таким потребителям относятся бани, больницы, иногда гостиницы с ресторанами, промышленные установки с круглосуточным потреблением горячей воды. Баки могут иметь резерв горячей воды из расчета 1 — 2 ч при максимальном водоразборе.

Схема без аккумулятора имеет простую коммутацию и один регулятор. Подогреватель и тепловая сеть должны быть рассчитаны при такой схеме на максимум горячего водоснабжения. Чем больше отношение максимума нагрузки к среднесуточной, тем выше стоимость подогревателя и тепловой сети. В схеме с верхним аккумулятором устанавливаются два авторегулятора и бак горячей воды. Объем бака, например, для жилого дома должен быть равен среднему 4 — 6 часовому расходу местной воды. В этом случае снижается поверхность нагрева подогревателя и уменьшается нагрузка на тепловую сеть.

Схема с нижним аккумулятором имеет более сложную коммутацию, и должна иметь более дорогой бак — аккумулятор (из-за  расчета  его  на   повышенное   давление).

Верхнее расположение баков предпочтительнее из-за частичной деаэрации воды, что ослабляет процессы внутренней коррозии в системах горячего водоснабжения. Частичная деаэрация воды может быть получена и при нижнем расположении баков, если их соединить с наружным воздухом, а воду из них подавать в систему горячего водоснабжения с центробежным насосом (рис. 22.11). Такая схема, например, может быть применена для групповых установок.

Нормальная работа установок горячего водоснабжения невозможна без их автоматизации, так как во времени изменяются расход горячей воды и температура подаваемой сетевой воды. Все три приведенные схемы требуют авторегулирования. В схеме 22.10, а авторегулятор должен поддерживать заданную температуру горячей воды. График расхода сетевой воды будет следовать графику потребления. Для жилого дома, например, расход сетевой воды будет максимальным в вечерние часы и минимальным (практически нулевым) в ночные.

В схеме рис. 22.10,б авторегулирование должно обеспечить не только заданную температуру воды, но и заданный расход местной воды, идущий в бак, так как только в этом случае бак будет служить средством выравнивания расхода местной воды. Наиболее просто это можно выполнить с помощью двух авторегуляторов: один, установленный на местной воде, поддерживает заданный ее расход, второй на сетевой воде — заданную температуру. При переполнении бака авторегулятор должен прекратить подачу местной воды; закрытие авторегулятора на сетевой воде в этом случае произойдет из-за быстрого перегрева местной воды.

В схеме рис. 22.10, в кроме поддержания заданной температуры местной воды необходимо автоматическое управление процессом зарядки и разрядки бака-аккумулятора. Насос (при пологой характеристике) в этой схеме служит как бы авторегулятором, обеспечивающим постоянный расход воды через подогреватель. Если сумма расходов воды из водопровода и циркуляционной линии меньше установленной производительности насоса, то недостающая часть воды забирается из аккумулятора (разрядка), если превышает — то излишняя часть, наоборот, вытесняет воду из аккумулятора (зарядка). Такую схему целесообразнее применять при нижнем расположении баков.

      Большое значение для надежного обеспечения потребителей горячей  водой  необходимой температуры имеет циркуляция воды.             Отсутствие надежной циркуляции через все стояки системы ведет к остыванию воды в них и, следовательно, к бесполезным потерям охлажденной воды. Циркуляция в системах при индивидуальном присоединении зданий к распределительным сетям может осуществляться насосом.

      Преимущественное применение пока получили   системы   с   насосной   циркуляцией, хотя это и вынуждает применять выносные насосные. Именно по этой причине сравнительно широкое применение получили групповые системы горячего водоснабжения с центральными подогревателями. Чем больше количество стояков в системе горячего водоснабжения, тем труднее осуществить надежную циркуляцию, что объясняется в основном незначительными гидравлическими потерями в них в режиме циркуляции. Предпочтение следует отдавать секционным узлам, как имеющим значительные гидравлические потери.

ГРУППОВЫЕ И МЕСТНЫЕ ТЕПЛОВЫЕ ПУНКТЫ

Схемы тепловых пунктов

В общей системе теплоснабжения тепловой пункт имеет важное значение как для тепловой сети (распределение теплоносителя), так и для внутренних систем потребителя (регулирование температуры и расхода).

      Правильность функционирования оборудования теплового пункта определяет экономичность использования и подаваемой потребителю теплоты, и самого теплоносителя. Тепловой пункт является юридической границей, что предполагает необходимость его оборудования набором контрольно-измерительных приборов, позволяющих определить взаимную ответственность сторон. Схемы и оборудование тепловых пунктов необходимо определять в соответствии не только с техническими характеристиками местных систем теплопотребления, но и обязательно с характеристиками внешней тепловой сети, режимом работы ее и теплоисточника.

На рис. 23.1 графически показано изменение расходов теплоносителя в обоих случаях: на схеме рис. 23.1, а системы отопления и горячего водоснабжения присоединены к коллекторам теплоисточника раздельно, на схеме рис. 23.1,б те же системы (и с тем же расчетным расходом теплоносителя) присоединены к наружной тепловой сети, имеющей значительные потери давления. Если в первом случае суммарный расход теплоносителя растет синхронно с расходом на горячее водоснабжение (режимы I, II, III), то во втором, хотя и имеет место рост расхода теплоносителя, одновременно автоматически снижается расход на отопление, в результате чего суммарный расход теплоносителя (в данном примере) составляет при применении схемы рис. 23.1,б 80% расхода при применении схемы рис. 23.1, а. Степень сокращения расхода воды определяет соотношение располагаемых напоров: чем больше соотношение, тем больше снижение суммарного расхода.

Магистральные тепловые сети рассчитываются на среднесуточную тепловую нагрузку, что существенно снижает их диаметры, а следовательно, затраты средств и металла. При применении в сетях повышенных графиков температур воды возможно и дальнейшее снижение расчетного расхода воды в тепловой сети и расчет ее диаметров только на нагрузку отопления и приточной вентиляции.

Максимум горячего водоснабжения может быть покрыт с помощью аккумуляторов горячей воды либо путем использования аккумулирующей способности отапливаемых зданий. Поскольку применение аккумуляторов неизбежно вызывает дополнительные капитальные и эксплуатационные затраты, то их применение пока ограничено. Тем не менее в ряде случаев применение крупных аккумуляторов в сетях и при ГТП может быть эффективно.

При использовании аккумулирующей способности отапливаемых зданий имеют месго колебания температуры воздуха в помещениях (квартирах). Необходимо, чтобы эти колебания не превышали допустимого предела, в качестве которого можно, например, принять ±0,5 °С. Температурный режим помещений определяется рядом факторов и поэтому трудно поддается расчету. Наиболее надежным в данном случае является метод эксперимента. В условиях средней полосы России длительная эксплуатация показывает возможность применения этого способа покрытия максимума для подавляющего большинства эксплуатируемых жилых зданий.

Фактическое использование аккумулирующей способности отапливаемых (в основном жилых) зданий началось с появления в тепловых сетях первых подогревателей горячего   водоснабжения.   

        Так, регулировка теплового пункта при параллельной схеме включения подогревателей горячего водоснабжения (рис. 23.2) производилась таким образом, что в часы максимума водоразбора некоторая часть сетевой воды недодавалась в систему отопления. По этому же принципу работают тепловые пункты при открытом водоразборе. Как при открытой, так и закрытой системе теплоснабжения наибольшее снижение расхода в отопительной системе имеет место при температуре сетевой воды 70 °С (60 °С) и наименьшая (нулевая) -при 150 °С.

Возможность организованного и заранее рассчитанного использования аккумулирующей способности жилых зданий реализована в схеме теплового пункта с так называемым предвключенным подогревателем горячего водоснабжения (рис. 23.3).

Преимуществом предвключенной схемы является возможность работы теплового пункта жилого дома (при отопительном графике в тепловой сети) на постоянном расходе теплоносителя в течение всего отопительного сезона, что делает гидравлический режим тепловой сети стабильным.

При отсутствии автоматического регулирования в тепловых пунктах стабильность гидравлического режима явилась убедительным аргументом в пользу применения двухступенчатой последовательной схемы включения подогревателей горячего водоснабжения. Возможности применения этой схемы (рис. 23.4) по сравнению с предвключенной возрастают из-за покрытия определенной доли нагрузки горячего водоснабжения за счет использования теплоты обратной воды. Однако применение данной схемы в основном связано с внедрением в тепловых сетях так называемого повышенного графика температур, с помощью которого и может достигаться примерное постоянство расходов теплоносителя на тепловом (например, для жилого дома) пункте.

Как в схеме с предвключенным подогревателем, так и в двухступенчатой схеме с последовательным включением подогревателей имеет место тесная связь между отпуском теплоты на отопление и горячее водоснабжение, причем приоритет обычно отдается второму.

Более универсальной в этом отношении является двухступенчатая смешанная схема (рис. 23.5), которая может применяться как при нормальном, так и при повышенном отопительном графике и для всех потребителей независимо от соотношения нагрузок горячего водоснабжения и отопления. Обязательным элементом обеих схем являются смесительные насосы.

Минимальная температура подаваемой воды в тепловой сети со смешанной тепловой нагрузкой составляет около 70°С, что требует ограничения подачи теплоносителя на отопление в периоды высоких температур наружного воздуха. В условиях средней полосы России эти периоды достаточно продолжительны (до 1000 и более) и перерасход теплоты на отопление (по отношению к годовому) из-за этого может достигать до 3 % и более. Так как современные системы отопления достаточно чувствительны к изменению температурно-гидравлического режима, то для исключения перерасхода теплоты и соблюдения нормальных санитарных условий в отапливаемых помещениях необходимо дополнение всех упомянутых схем тепловых пунктов устройствами для регулирования температуры воды, поступающей в системы отопления, путем установки смесительного насоса, что обычно и применяется в групповых тепловых пунктах. В местных тепловых пунктах при отсутствии бесшумных насосов как промежуточное решение может применяться также элеватор с регулируемым соплом. При этом надо учитывать, что такое решение неприемлемо при двухступенчатой последовательной схеме. Необходимость в установке смесительных насосов отпадает при присоединении систем отопления через подогреватели, так как их роль в этом случае выполняют циркуляционные насосы, обеспечивающие постоянство расхода воды в отопительной сети.

При проектировании схем тепловых пунктов в жилых микрорайонах при закрытой системе теплоснабжения основным вопросом является выбор схемы присоединения подогревателей горячего водоснабжения. Выбранная схема определяет расчетные расходы теплоносителя, режим регулирования и  пр.

Выбор схемы присоединения прежде всего определяется принятым температурным режимом тепловой сети. При работе тепловой сети по отопительному графику выбор схемы присоединения следует производить на основе технико-экономического расчета — путем сравнения параллельной и смешанной схем.

Смешанная схема может обеспечить более низкую температуру обратной воды в целом от теплового пункта по сравнению с параллельной. При коротких тепловых сетях от котельных (и поэтому относительно дешевых) результаты технико-экономического сравнения могут быть и другими, т. е. в пользу применения более простой схемы.

При повышенном графике температур в закрытых системах теплоснабжения схема присоединения может быть смешанной или последовательной двухступенчатой.

Сравнение, выполненное различными организациями на примерах автоматизации центральных тепловых пунктов, показывает, что обе схемы в условиях нормальной работы источника теплоснабжения примерно равноэкономичны.

Небольшим преимуществом последовательной схемы является возможность работы без смесительного насоса в течение 75 % продолжительности отопительного сезона, что давало прежде некоторые обоснования отказаться от насосов; при смешанной схеме насос должен работать весь сезон.

Преимуществом смешанной схемы является возможность полного автоматического выключения систем отопления, что невозможно получить в последовательной схеме, так как вода из подогревателя второй ступени попадает в систему отопления. Оба указанных обстоятельства не являются решающими. Важным показателем схем является    их    работа    в    критических    ситуациях.

Если автоматизация регулирования схем с последовательным включением подогревателей горячего водоснабжения предусматривает постоянство расхода теплоносителя из тепловой сети, возможность компенсации расхода теплоносителя его температурой в этом случае исключается. Не приходится доказывать всю целесообразность (в проектировании, монтаже и особенно в эксплуатации) применения единообразной схемы присоединения. С этой точки зрения несомненное преимущество имеет двухступенчатая смешанная схема, которая может при меняться независимо от графика температур в тепловой сети и соотношения нагрузок горячего водоснабжения и отопления.

Схемы присоединения жилых зданий при открытой системе теплоснабжения значительно проще описанных (рис. 23.6). Экономичная и надежная работа таких пунктов может быть обеспечена лишь при наличии и надежной работе авторегулятора температуры воды, речное переключение потребителей к подающей или обратной линии не обеспечивает необходимой температуры воды. К тому же система горячего водоснабжения, подключенная к подающей линии и отключенная от обратной, работает под давлением подающего теплопровода. Приведенные соображения о выбдре схем тепловых пунктов в одинаковой степени относятся как к местным тепловым пунктам в зданиях, так и к групповым, которые могут обеспечивать теплоснабжение целых микрорайонов.

Чем больше мощность теплоисточника и радиус действия тепловых сетей, тем принципиально более сложными должны становиться схемы МТП, поскольку вырастают абсолютные давления, усложняется гидравлический режим, начинает сказываться транспортное запаздывание. Так, в схемах МТП появляется необходимость применения насосов, средств защиты и сложной аппаратуры авторегулирования. Все это не только удорожает сооружение МТП, но и усложняет их обслуживание. Наиболее рациональным способом упрощения схем МТП является сооружение групповых тепловых пунктов (в виде ГТП), в которых и должно размещаться дополнительное сложное оборудование и приборы. Этот способ наиболее применим в жилых микрорайонах, в которых характеристики систем отопления и горячего водоснабжения и, следовательно, схемы МТП однотипны.

Тепловые пункты микрорайонов

Рациональной формой теплового пункта для жилых комплексных микрорайонов, крупных производственных объектов при теплоснабжении от крупных котельных является групповой (ГТП), для крупных общественных — местный (МТП). Групповой тепловой пункт позволяет сосредоточить все наиболее дорогостоящее и требующее систематического и квалифицированного наблюдения оборудование в удобных для обслуживания отдельно стоящих зданиях и благодаря этому значительно упростить последующие  местные  тепловые  пункты   в   зданиях.

Здания общественного назначения, размещаемые в жилых микрорайонах, — школы, детские учреждения должны иметь самостоятельные тепловые пункты, оборудованные регуляторами.

Групповые тепловые пункты должны размещаться на границах между магистральными и распределительными сетями. С их помощью должны решаться как управление магистральными сетями и системами теплоснабжения в целом, так и правильное использование теплоносителя, поступающего из магистралей в распределительные сети.

Задачи, решаемые групповыми пунктами, могут быть сформулированы следующим образом:

  •  автоматическое распределение теплоносителя, поступающего от теплоисточника по магистральным сетям, в количествах, соответствующих потребности присоединенных зданий;
  •  телемеханический контроль за параметрами поступающего теплоносителя и приборный учет расхода теплоты, полученной потребителями;
  •  автоматическое регулирование параметров теплоносителя, поступающего в распределительные сети в соответствии с характеристиками потребителей;
  •  защита от нарушения гидравлического режима сетей при временных нарушениях теплового режима теплоисточником, а также от утечек в распределительных сетях;
  •  защита местных систем отопления от аварийного повышения давления в магистральных сетях (гидравлические удары и ошибки при переключениях).

Кроме того, в некоторых случаях групповые тепловые пункты могут использоваться для приготовления горячей воды на бытовые нужды, для аккумуляции горячей воды в баках.

Для решения указанных задач ГТП должен иметь:

  •  смесительные насосы, с помощью которых устанавливается необходимая температура воды в распределительных сетях, производится увеличение пропускной способности магистральных сетей как (временно при авариях и ремонтах или постоянно за счет повышения расчетной температуры воды), предохранение систем отопления от замораживания;
  •  регуляторы температуры воды, подаваемой в систему горячего водоснабжения, и регуляторы отопительно-вентиляционной нагрузки, которые работают от датчиков температуры наружного или внутреннего воздуха, но их указания могут корректироваться диспетчером тепловой сети;
  •  
    расходомер с электрическим выходом, с помощью которого для каждого ГТП устанавливается предельная норма расхода теплоносителя, что должно предохранить тепловую сеть от «развала» гидравлического режима при резком снижении температуры подаваемой воды против графика; функции непосредственного ограничителя расхода в этом случае выполняет регулятор отопительной нагрузки;
  •  регулятор давления на обратной трубе, обеспечивающий необходимое давление в местных системах теплоснабжения зданий и предохраняющий системы отопления от опорожнения при авариях в магистралях; спуск воды по подающей трубе локализуется обратным клапаном;
  •  сбросное устройство, состоящее из регулятора давления и разрывной мембраны, позволяющее предохранить системы потребителей от повышения давления в обратной линии сети и гидравлических ударов;
  •  реле утечки, работающее на принципе сравнения расходов воды в подающей и обратной трубе, что при закрытой системе теплоснабжения позволяет определить наличие утечки горячей воды в распределительных сетях и системах отопления;
  •  задвижки с электроприводом, позволяющие диспетчеру тепловой сети перевести ГТП на автономную работу или прекратить подачу горячей воды на бытовые нужды;
  •  средства телемеханического контроля, сигнализации и управления, позволяющие персоналу тепловой сети (диспетчеру) проводить контроль и управление гидравлическим и тепловым режимом сети.

        При ГТП с насосами в жилых микрорайонах распределительные тепловые сети могут сооружаться при закрытой системе теплоснабжения двух-, трех- и четырехтрубными, при открытой — двух- и трехтрубными.

         Выбор схемы сетей (и тепловых пунктов) в каждом жилом микрорайоне должен решаться путем технико-экономического сравнения с обязательным учетом надежности и простоты эксплуатации. В практических условиях, конечно, этого можно избежать, ограничившись таким расчетом для одного-двух типичных жилых микрорайонов для данного города.

        Схемы распределительных сетей в общественных центрах и на промышленных объектах предусматриваются обычно двухтрубными. Разница в подходе к выбору схем объясняется тем, что в жилых микрорайонах имеет место преимущественно однородная застройка, что дает возможность за счет прокладки дополнительных труб в распределительной сети значительно упростить схемы присоединений подавляющего большинства зданий, оборудование, их аппаратуру регулирования и контроля. Исключение в данном случае могут составлять схемы присоединения отдельных общественных зданий, размещаемых среди жилой застройки (школы, детские сады и ясли, и магазины и др.).

Тепловые сети от ГТП сооружались четырехтрубными: две трубы для отопления и две горячего водоснабжения. В необходимых случаях в ГТП устанавливались также общие подогреватели для распределительных сетей отопления. Сети отопления работали по графику температур тепловой сети; системы отопления присоединялись через элеваторы.

Для всемерного облегчения в сооружении ГТП организован их монтаж из блоков заводского изготовления.

        Длительная эксплуатация подобных пунктов позволила выявить их основные недостатки.   Первым    из    них,   в    основном экономического характера, является их небольшая тепловая мощность. Это объясняется тем, что значительную долю в общих затратах по теплоснабжению жилого микрорайона составляет стоимость сооружения здания ГТП, не зависящая от тепловой мощности ГТП. Сооружение более крупных ГТП снижает удельные капиталовложения в здания и, кроме того, дает возможность применения более совершенных схем контроля и регулирования и, что особенно важно, снижает затраты на телемеханизацию систем теплоснабжения в целом. Как указывалось выше, тепловая мощность ГТП должна, как правило, соответствовать тепловой нагрузке жилого микрорайона. Некоторым препятствием, которое необходимо преодолеть, является разрозненная и зачастую весьма долговременная застройка микрорайонов различными ведомствами.

Вторым существенным дефектом рассматриваемого проекта ГТП являлось отсутствие смесительных насосов для распределительной сети отопления, которая в этом случае работала по графику магистральной тепловой сети, т. е. с постоянной температурой воды при положительных температурах наружного воздуха. Это требовало сплошной автоматизации регулирования отпуска теплоты на всех МТП. Установка смесительных насосов в ГТП позволяет применить групповое автоматическое регулирование систем отопления с применением любой формы качественного, количественно-качественного и программного (по часам суток) регулирования отпуска теплоты без автоматизации МТП.

Сооружение ГТП с малыми тепловыми нагрузками нерационально как с точки зрения управления крупными тепловыми сетями, так и градостроительных позиций, поскольку мелкие ГТП занимают много городской территории. Тепловая мощность ГТП может находиться в пределах 30 — 50 МВт, а радиус действия распределительных сетей от него в пределах 600 — 800 м. Принципиально возможные варианты размещения ГТП показаны на рис. 23.7.

Как частный случай таким пунктом может быть и ГТП с четырехтрубными сетями. Рабочие схемы ГТП и местных тепловых пунктов приведены на рис. 23.8.

Присоединение зданий 14 и более этажей должно производиться по независимой схеме через подогреватели. Система отопления во избежание установки циркуляционного насоса должна проектироваться на естественной циркуляции, а восполнение утечек в ней — через расширительный бак. Положение может измениться, если большая (или весьма значительная) часть зданий микрорайона имеет повышенную этажность или весь микрорайон расположен на отметках местности, значительно отличающихся от большинства других. В этих условиях применение независимой схемы присоединения дети отопления будет вполне оправданным (рис. 23.9).

При открытой системе теплоснабжения нарушение органолептических свойств воды, подаваемой на бытовые нужды, в значительной мере объясняется биологическими процессами внутри систем отопления. По этой причине считается целесообразным (иногда даже необходимым) присоединение всех систем отопления по независимой схеме (рис. 23.10). Другим, возможно более дешевым способом может быть специальная обработка подпиточной воды на источнике теплоснабжения для локализации органических примесей.

Специального рассмотрения всех особенностей гидравлического режима заслуживает выбор схемы присоединения отопительных установок (зависимая или независимая) в системах теплоснабжения крупных городов.

       Немаловажным преимуществом независимой схемы присоединения сети отопления в ГТП является возможность контроля за утечками во внутренних сетях отопления, что значительно увеличивает надежность и экономичность   теплоснабжения.   Аналогичным решением для зависимых схем присоединения сети отопления к ГТП могло бы явиться применение так называемых реле утечки, работающих на принципе сравнения расходов воды в подающих и обратных трубах ГТП (при закрытой системе теплоснабжения).

Для периодической проверки распределительной сети за ГТП на наличие утечек воды возможно установить контрольный водомер на обводной линии вокруг головной задвижки на обратной трубе (см. поз. 9 на рис. 23.8).


При установке в ГТП смесительных насосов иногда возникают предложения об отмене элеваторов на системах отопления, это затрудняет наладку сети, а следовательно, ведет к перерасходу энергии. Другое положение может иметь место в том случае, если потери напора в системах отопления (например, путем применения труб малого диаметра) могут быть доведены до 10 м и более.

Ежегодная длительная трудоемкая очистка подогревателей горячего водоснабжения естественно приводит к целесообразности применения двух групп трубчатых подогревателей и дает возможность их попеременного профилактического ремонта, но увеличивает капитальные вложения. Однако ежегодный ремонт подогревателей, как правило, является следствием отсутствия обработки воды. Применение разборных пластинчатых подогревателей может значительно снизить сроки очистки подогревателей.

Типовые чертежи ГТП для городских микрорайонов разработаны ЦНИИЭП инженерного оборудования и утверждены Гос-гражданстроем.

Несмотря на то что ГТП с четырехтрубными распределительными сетями создают ряд преимуществ (упрощение схем тепловых пунктов и системы регулирования), такую схему нельзя считать для микрорайонов наиболее эффективной и во всяком случае единственно целесообразной. По количеству используемых труб, чего нельзя не учитывать при массовом жилищном строительстве, наиболее экономичными являются двухтрубные распределительные сети. Такие схемы сетей применяются как в открытых, так и закрытых системах теплоснабжения. Для экономичного использования теплоты в этом случае необходима автоматизация не только установок горячего водоснабжения, но и всех систем отопления.

Сооружение ГТП (рис. 23.11) в двухтрубных сетях без автоматизации систем отопления не может полностью обеспечить необходимый режим отапливаемых помещений, хотя корректировкой гидравлического и теплового режимов распределительной сети можно избежать перегрева зданий в теплые периоды отопительного сезона. Функции ГТП по управлению режимом тепловых сетей при этом полностью сохраняются.

Промежуточной между описанными является трехтрубная сеть. В применении к закрытой системе теплоснабжения схема ее представлена на рис. 23.12. Здесь практически исключается (при соответствующем расчете диаметра общей обратной трубы) взаимное влияние нагрузок отопления и горячего водоснабжения, каждая из которых может регулироваться по наиболее экономичному графику. Существенным достоинством трехтрубной  сети  является  также   возможность взаимного резервирования подающих труб (в зимнее время резервируется подача теплоносителя в системы отопления, в летнее — подача теплоносителя на горячее водоснабжение).

В ряде случаев применение трехтрубных сетей целесообразно и в системах с открытой системой теплоснабжения, поскольку она создает реальную возможность быстрого прекращения подачи воды на бытовые нужды в случаях аварийного перерыва в подаче холодной воды на источниках теплоснабжения и значительно облегчает контроль за качеством подаваемой потребителям воды из тепловой сети.

Выбор схемы распределительной сети за ГТП должен быть сделан на основе технико-экономических соображений при полном учете местных условий. К таким условиям относятся: качество исходной воды, наличие (возможность получения) необходимого оборудования, количество, тепловая нагрузка, дислокация и помещения тепловых пунктов, возможность прокладки трубопроводов по подвалам и пр.

Немаловажным вопросом при проектировании групповых тепловых пунктов является применение баков-аккумуляторов. Установка аккумулятора обычно предусматривается в тех случаях, когда она предписана нормами проектирования данного потребителя. Аккумуляторы снижают расход сетевой воды и диаметры трубопроводов сети, а также расчетную тепловую нагрузку подогревателей горячего водоснабжения. Снижение расчетной тепловой нагрузки подогревателей уменьшает поверхность нагрева и, следовательно, стоимость их. Баки, сообщенные с атмосферой, кроме того, обеспечивают частичную деаэрацию подогретой воды.

Применение баков-аккумуляторов горячей воды является правильным решением также при напряженном балансе холодной воды в городе. Необходимый запас теплоты в. аккумуляторах принимают на основании графиков потребления горячей воды, принимая за основу выравнивание часового потребления теплоты из тепловой сети за сутки (в промышленном объекте за смену). Баки-аккумуляторы могут проектироваться (в количестве не менее двух по 50% рабочего объема каждый) как открытые (безнапорные), так и напорные, работающие по принципу вытеснения горячей воды холодной, и наоборот. Баки должны быть защищены от внутренней коррозии.

Как правило, здания групповых тепловых пунктов должны сооружаться в жилых микрорайонах отдельно стоящими, их объемно-планировочные решения должны удовлет ворять требованиям СНиП на проектирование производственных зданий. Тепловые пункты промышленных объектов могут быть сблокированы со вспомогательными и производственными зданиями. При конкретной привязке таких зданий в микрорайонах необходимо кроме условий планировки учитывать также то, что работающие в них насосы являются источниками шума, в связи с чем минимальное расстояние от них до жилых зданий должно быть не менее 25 м. Эти здания должны быть типовыми, могут сооружаться из легких сборных конструкций либо из кирпича (за исключением силикатного). Оконные проемы должны быть минимальными и защищаться металлическими сетками. Как правило, здания должны сооружаться наземными.

Сооружение подземных ГТП может допускаться только при выполнении следующих условий: высокое качество гидроизоляционных работ, благоприятные гидрогеологические условия (низкий уровень грунтовых вод, песчаные грунты), тщательная герметизация всех вводов инженерных коммуникаций (включая трубопроводы), исключающая возможность затопления теплового пункта, автоматизация работы оборудования и наличие телемеханического контроля.

В целях ускорения монтажных работ на ГТП и повышения их качества необходимое оборудование должно поставляться блоками. При разбивке оборудования на блоки необходимо учитывать, помимо удобства монтажа, также и удобство выполнения ремонтных работ.

В здании предусматриваются ворота, их размеры принимаются по габаритам блоков монтируемого оборудования. Двери и ворота должны открываться наружу, перед воротами предусматривается монтажная площадка.

Габариты типовых (для повторного применения) ГТП определяются в зависимости от предусматриваемого в них оборудования. Минимальная высота (в свету) помещений от отметки чистого пола до низа выступающих конструкций перекрытия принимается не менее 4,5 м.

Минимальная ширина проходов (в свету между выступающими частями оборудования), м:

  •  между   насосами   с   электродвигателями   напряжением   до    1000 В  …..  1

  •  то же 1000 В и более            1,2

  •  между насосами и стеной  ....       1
  •  между  насосами  и   распределитель
    ными щитом  или  щитом   КИПиА  ……2
  •  между    неподвижными    выступаю
    щими частями оборудования, между
    собой  или  стеной             1

Трубопроводы с арматурой, а также механическое оборудование без движущихся частей (водонагреватели, элеваторы, грязевики и пр.) могут крепиться непосредственно на стенах, при этом минимальное расстояние от выступающих частей (или тепловой изоляции) до стены должно быть не менее 200 мм.

Для стока воды при ремонте оборудования полы должны проектироваться с уклоном 0,5 % в сторону трапа или водосборного приямка. Для дренирования основной массы воды из трубопроводов и оборудования должны быть проложены дренажные линии. Полы должны иметь прочное покрытие (допускается бетонное), толщина бетонной подготовки не менее 200 мм по песчаной засыпке также не менее 200 мм. Для ремонта оборудования массой более 100 кг в помещениях предусматривается подъемно-транспортное оборудование: при массе груза до 1 т — монорельсы с кошками или ручные кран-балки; при массе до 2 т ручные кран-балки; при массе свыше 2 т — кран-балки с механическим приводом.

Для обслуживания оборудования и арматуры на высоте от 1,4 до 2,5 м от пола должны предусматриваться передвижные площадки с лестницами, при высоте более 2,5 м — стационарные площадки с ограждением и постоянными лестницами.

Помещения не должны быть рассчитаны на постоянное присутствие персонала при обслуживании, но должны учитывать присутствие персонала во время ремонтных работ и профилактических осмотров. Исходя из этого в помещениях предусматриваются туалет, шкафы для хранения одежды, место для приема пищи.

Диаметр водопроводного ввода в здании кроме хозяйственных нужд должен быть рассчитан на наполнение трубопроводов водой при гидравлических испытаниях сетей и на охлаждение подшипников насосов (при необходимости). Соединение водопровода с трубопроводами должно быть разъемным либо выполняться через две последовательно установленные задвижки со спускным краном между ними (открыт при эксплуатации).

      При выборе помещения для местного теплового пункта необходимо исходить из того, что оно должно быть рабочим местом для персонала, осуществляющего обслуживание и ремонт оборудования. Помещение должно быть отдельно выделенным, иметь удобный выход, достаточные размеры, надежно вентилироваться. Полы должны быть бетонные или плиточные, стены и потолки покрашены, помещения должны иметь водопровод, канализацию (желательно трап) и электрическое освещение (освещенность 50 лк, проводка в стальных трубах).

В связи с изложенными требованиями недопустимо размещать МТП в технических подпольях с земляным полом.

При четырехтрубной схеме распределительных тепловых сетей непосредственно в зданиях монтируются элеваторные узлы для систем отопления, а групповая система горячего водоснабжения выполняется секционированной.

Рабочая схема такого элеваторного узла приведена на рис. .23.13. Задвижки 1 и 2 служат для отключения теплового пункта, задвижки 3 и 4 — для отключения системы отопления; закрытые вместе четыре задвижки позволяют проводить ремонтные работы на узле (например, смену водомера 7, прочистку грязевиков-фильтров 5 и 6, замену сопла в элеваторе 8).

Однако, устанавливая такое количество оборудования, необходимо всегда иметь в виду, что все оно для выполнения своих функций требует проведения практически ежегодного профилактического ремонта.

В практике жилищного строительства широкое распространение получили секционированные здания, в которых каждая секция имеет самостоятельную систему отопления. Схема распределительной сети и систем отопления и горячего водоснабжения приведена на рис. 23.14. Тепловая мощность каждой секционной системы, а следовательно, и объем воды в ней небольшие, что дает экономические обоснования для спуска воды из нее при необходимости ремонтных работ на узле. Таким образом отпадает необходимость в установке задвижек 3 и 4.


Грязевик
5 служит для защиты сопла элеватора и системы отопления от грязи и мусора, который обычно попадает в трубы распределительных сетей при их монтаже. Этого можно избежать, если после монтажа трубы интенсивно промыть водой. Грязевик-фильтр 6 служит для защиты водомера. Водомер 7 является прибором, позволяющим проводить точное распределение теплоносителя по тепловым пунктам, ежесуточные (или еженедельные) записи водомера позволяют проверять точность проведенной наладки. Однако водомер, как правило, требует ежегодного ремонта и поверки, для чего необходимо иметь помимо запасных частей также и поверочные стенды на горячей воде.

Другим прибором для измерений мгновенных расходов воды может служить измерительная    шайба    с    водовоздушным дифманометром, который может быть либо стационарным, либо переносным. Поскольку учет полученной потребителем теплоты предусмотрен в групповом тепловом пункте, то никаких приборов для учета в таких тепловых пунктах не предусматривается.

Для нормальных условий работы системы отопления необходимо, чтобы элеватор обеспечивал коэффициент смешения. Поскольку это требует обычно последовательной замены нескольких сопл, то, как правило, эксплуатируемые элеваторы не обеспечивают этого и системы отопления работают в нерасчетных режимах. Наиболее просто избежать этого можно с помощью элеватора с регулируемым вручную соплом.

Монтажный чертеж теплового пункта системы отопления с таким элеватором и водовоздушным дифманометром приведен на рис. 23.15. Вместо двух манометров здесь предусмотрен один с переключением, что может дать большую точность замера располагаемого перепада давления перед элеватором.

С помощью трех установленных термометров может быть проверен тепловой режим пункта и системы отопления. Задвижка перед элеватором заменена клапаном, дополнительные потери напора в котором совершенно незначительны по сравнению с элеватором. Клапан вместе с тем по сравнению с задвижкой может обеспечить большую плотность и удобство регулировки.

Применение пофасадных систем отопления позволяет получить дополнительную экономию теплоты за счет использования солнечной радиации, но требует для этого установки авторегуляторов. В этом случае система отопления каждой секции (в доме типа «пластина») должна быть разделена на две части, что из-за их малой тепловой мощности делает автоматизацию их регулирования экономически нецелесообразной. В этом случае целесообразнее объединение нескольких (например, 3 — 4) пофасадных систем на один авторегулятор.

Местные тепловые пункты в зданиях усложняются в тех случаях, когда распределительные тепловые сети предусматриваются двух- или трехтрубными.

     Местные тепловые пункты жилых зданий, присоединяемых к тепловым сетям без групповых пунктов, т. е. первичные, принципиально должны повторять схемы групповых пунктов и в отличие от описанных схем МТП должны иметь: приборный учет теплоносителя и теплоты; автоматическое регулирование отпуска теплоты на цели отопления (что связано с применением насосов), защиту от передавливания, ограничение максимального расхода теплоносителя. Все это, как отмечалось, усложняет местные тепловые пункты.


Тепловые пункты общественных зданий

В расчетных тепловых нагрузках общественных зданий большую долю составляет нагрев воздуха для приточной вентиляции, а во вновь строящихся зданиях и кондиционирование воздуха. Часто эта нагрузка остается чисто расчетной, так как многие установки приточной вентиляции фактически не работают. Причинами этого положения являются как некачественный монтаж и наладка, так и неквалифицированная эксплуатация (отсутствие наблюдения и планово-предупредительного ремонта). Нередко плохая работа установок приточной вентиляции и кондиционирования объясняется недостатками примененной схемы присоединения общественных зданий, недостатками их схем автоматизации. Такими недостатками являются: общие (внутри здания) сети для отопления и калориферов приточной вентиляции, неправильное включение калориферов.

       Схема присоединения общественного здания, как правило, должна предусматривать установку смесительного насоса, что дает возможность регулирования отпуска теплоты на отопление по дням недели и часам суток. Крупные общественные здания  с  большой тепловой нагрузкой могут присоединяться к магистральным сетям так же как ГТП — от распределительных сетей.

При наличии в общественных зданиях установок горячего водоснабжения (например, для столовых) они должны включаться по параллельной или предвключенной схеме (установки с малым суточным расходом горячей воды) либо по смешанной. Пропуск возвращаемой воды через подогреватель первой ступени в этом случае может быть частичным (что позволит избежать увеличения диаметра корпуса подогревателя).

Среди общественных зданий есть сравнительно небольшая группа таких, которые практически не допускают перерыва в подаче теплоты.

Анализ многообразия городских общественных зданий показывает, что к потребителям, требующим обязательного резервирования, должны быть отнесены:

а) лечебные учреждения со стационарами (родильные дома, больницы, госпитали, клиники и пр.);

б)  детские ясли, сады, интернаты;

в)  фабрики-кухни, крупные столовые;

г)  музеи государственного значения.

Обычно такие потребители имеют сравнительно небольшие тепловые нагрузки и поэтому присоединяются к распределительным сетям. Для их резервирования необходимо в простейшем случае обеспечить теплоснабжение этой распределительной сети от двух магистралей с независимым питанием от одного или от двух источников теплоты. На рис. 23.16 представлен такой случай (схема сети дана в однолинейном изображении).

       В открытых системах теплоснабжения резервирование ответственных потребителей возможно при прокладке одной дополнительной (подающей) трубы.

Другим способом резервирования теплоснабжения являются местные источники теплоты, они могут быть стационарными либо передвижными. Наиболее желательным видом топлива для них является газовое или жидкое. Могут использоваться также электрические котлы.

Способ резервирования с местным источником теплоты наиболее просто осуществляется, если к тепловой сети присоединяется потребитель с котельной. В большинстве теплосетей существует порядок, по которому все вновь присоединяемые потребители с котельными обязаны их сохранять в исправном состоянии и ликвидировать их только с разрешения. Однако за резервной котельной должен проводиться такой же постоянный контроль, как и за работающей. Наиболее просто сохранять в качестве резервных чугунные котлы. Периодически, по графику, все оборудование котельной должно испытываться под нагрузкой. Схема присоединения резервной котельной показана на рис. 23.17.

В общественных зданиях с большой тепловой нагрузкой приточной вентиляции считается необходимым использование теплоты выбрасываемого в атмосферу воздуха.

Тепловые пункты промышленных предприятий

Промышленное предприятие должно, как правило, иметь один групповой тепловой пункт (ГТП) для регистрации, учета  и распределения теплоносителя, получаемого из тепловой сети. Количество и размещение вторичных (цеховых) тепловых пунктов определяется размерами и взаимным размещением отдельных цехов предприятия. ГТП предприятия должен быть размещен в отдельном помещении; на крупных предприятиях, особенно при получении кроме горячей воды также и пара,— в самостоятельном здании. Такое здание должно быть оборудовано всеми видами санитарно-технических устройств: вентиляцией, горячим водоснабжением (душевая кабина), водопроводом, канализацией, освещением, а также иметь телефон.

Схемы ГТП предприятия и цеховых пунктов должны быть увязаны между собой. При закрытой системе теплоснабжения обычно стремятся к укрупнению подогревательных установок горячего водоснабжения. Такое объединение, конечно, не может быть самоцелью и должно определяться технико-экономическими соображениями. Большая плотность застройки и небольшое количество отдельных зданий способствуют централизации горячего водоснабжения в пределах всего предприятия.

При большом отдалении зданий друг от друга, значительной нагрузке горячего водоснабжения (например, большое количество душевых кабин) более целесообразны цеховые местные подогреватели. При малых нагрузках и наличии пара подогреватели могут быть пароводяными.

Предприятие может иметь цехи как с однородным характером внутренних тепловыделений (удельный вес в общей нагрузке), так и с разным. В первом случае температурный режим для всех зданий может быть принят единым и поэтому определяться в центральном тепловом пункте, во втором — различным и устанавливаться на цеховых (вторичных) тепловых пунктах. В этом случае каждый цех (корпус) должен иметь собственный тепловой пункт, смонтированный примерно по той же схеме, как и центральный.

Температурный график для промышленных предприятий должен отличаться от бытового, по которому обычно работают городские тепловые сети. Для подгонки температурного режима в тепловых пунктах промышленных предприятий должны устанавливаться центробежные насосы. Эти насосы могут при единообразии характера тепловыделений по цехам быть установлены в одном центральном пункте, при отсутствии единообразия — в цеховых.

Таким образом, прежде чем решить вопрос   о   месте   установки    смесительных насосов, должен быть проанализирован и определен температурный режим (график) для отдельных цехов и предприятия в целом. При этом должны быть учтены потребности как чисто отопительных установок (с радиаторами и калориферами), так и вентиляционных.

Центральное смещение наиболее трудно сочетается с местными установками горячего водоснабжения, поэтому и следует стремиться к централизации подачи горячей воды на бытовые и другие нужды.

На рис. 23.18 приведена принципиальная схема центрального теплового пункта промышленного предприятия. В схеме предусмотрены :

учет получаемого теплоносителя, для чего установлены дроссельные шайбы 1 к расходомерам и регистрирующие термометры 14;

стабилизация давления сетевой воды с помощью регуляторов давления 2;

регулирование температуры воды (по дням недели и часам суток) для систем отопления и калориферов приточной вентиляции (регуляторы температуры 3). Для трех отходящих (от гребенки 6) линий предусмотрено групповое смешение, для одной — самостоятельное. Смесительные насосы 4 взаимно резервируются. Калориферы приточной вентиляции должны иметь также местное автоматическое регулирование;

резервный подогреватель 8 отопительно-вентиляционной   нагрузки,   обеспечиваемый паром от резервной котельной или парового ввода, и циркуляционные насосы 5;

центральный подогреватель 10 для горячего водоснабжения (условно показан одноступенчатым) и распределительная гребенка 12.

Нагрузка горячего водоснабжения на предприятиях имеет нередко пиковый характер (в часы после окончания рабочих смен). Для покрытия этих пиков целесообразно иметь аккумуляторы.

Проектирование тепловых схем промышленных предприятий должно проводиться с обязательным использованием вторичных энергоресурсов, под которыми понимаются:

отходящие от печей горячие газы;

продукты технологических процессов (нагретые слитки, шлаки, раскаленный кокс и пр.);

низкотемпературные энергоресурсы в виде отработавшего пара, горячей воды от различных охлаждающих устройств и производственные тепловыделения.

Для теплоснабжения обычно используются энергоресурсы третьей группы, которые имеют температуры, в пределах от 40 до 130 °С. Предпочтительным является их использование для нужд горячего водоснабжения, поскольку эта нагрузка имеет круглогодичный характер.

При большой рассредоточенности цехов по территории предприятия желательно иметь  систему диспетчерского  контроля  за параметрами сетевой и местной воды в узловых точках тепловой сети и цеховых тепловых пунктах, что особенно необходимо при переменном характере тепловых нагрузок в течение суток, что обычно связано со сменностью работы предприятий.

Теплоснабжение   жилых   и   общественных зданий, расположенных рядом со старым предприятием, производилось от общей котельной. В этом случае необходимо отделять теплоснабжение промышленных предприятий от жилых и общественных зданий, сооружая для них самостоятельные тепловые пункты.


Оборудование тепловых пунктов.

К основному оборудованию тепловых пунктов относятся центробежные и водоструйные (элеваторы) насосы, водо-водяные подогреватели, грязевики, баки-аккумуляторы, деаэраторы. Широкое применение в тепловых пунктах имеют приборы контроля и регулирования, различная арматура, а также трубы и тепловая изоляция.

Подогреватели в тепловых пунктах до последнего времени применяются почти исключительно трубчатого типа с латунными трубками (рис. 24.1). Основные размеры и расчетные характеристики их согласно ОСТ 34-588-68 приведены в табл. 24.1 и 24.2.

        Подогреватели, применяемые для отопления, должны иметь на корпусах линзовые компенсаторы. Для горячего водоснабжения применяются подогреватели без компенсаторов В последнее время получены результаты применения разборных пластинчатых подогревателей (теплообменников), применяемых в химической промышленности (рис. 24.2). Основные размеры таких подогревателей приведены в табл. 24.3.

Элеваторы благодаря простоте своего устройства и обслуживания получили широкое применение в водяных сетях для присоединения систем отопления.

Лучшими считаются стальные элеваторы конструкции ВТИ-Теплосеть Мосэнерго. Элеватор (рис. 24.3) состоит из корпуса и сменного сопла. Основные размеры элеваторов указанной конструкции приведены в табл. 24.4.

Для предотвращения перетока сетевой воды помимо сопла предусматривается специальный фасонный фланец, который надежно зажимает сопло элеватора.

Основными размерами, определяющими характеристику элеватора, являются диаметр камеры смещения и диаметр сопла.

Для уменьшения расхода цветного металла сменные сопла выполняются составными, что дает возможность при изменении диаметра выходного сечения сопла заменять только его выходную, наиболее легкую часть.

Необходимость замены сопл устраняется при применении элеваторов с регулируемым выходным сечением сопла. Изменение выходного сечения сопла достигается вводом в сопло конической иглы (рис. 24.4). Такая конструкция дает возможность точной установки необходимого коэффициента смешения и позволяет в теплый период отопительного сезона снижать подачу воды из тепловой сети в отопительные установки без существенного снижения расхода воды, циркулирующей в системе отопления, за счет увеличения коэффициента смешения.

      В тепловых пунктах наиболее часто применяются насосы типа К и КМ. Параметры указанных насосов одинаковы (насос

типа KM — моноблочный) и приведены в табл. 24.5. Согласно указаниям ВНИИгидро-маша эти насосы допускают давление на всасе  до  0,5   МПа   при   условии   предварительного испытания на 1,5-кратное рабочее давление.

В ГТП могут также найти применение насосы типа Д. Характеристику насоса можно изменить установкой колес другого диаметра или их обточкой (теоретически также изменением частоты вращения).

Гидравлическая характеристика насосов приведена в [105].

Трубы для монтажа коммуникаций в тепловых пунктах применяются бесшовные из стали 10 и 20. Толщины стенок труб должны учитывать приварку фланцев.

Для сетей горячего водоснабжения должны применяться оцинкованные стальные трубы, трубы должны соединяться электросваркой под слоем флюса.

Для установки арматуры на трубах до 250 мм применяются плоские стальные фланцы (по ГОСТ 1255-54), привариваемые к трубам электросваркой.

Трубы и арматура должны быть покрыты тепловой изоляцией.

На местных тепловых пунктах в зданиях в настоящее время обычно применяются чугунные задвижки. Согласно правилам Ростехнадзора чугунная арматура при условном давлении воды 1,0 МПа может применяться диаметром до 300 мм, при давлении 1,6 МПа — до 800 мм.

Задвижки обычно устанавливаются маховиком вверх и не должны использоваться для регулирования. Если на вводе отсутствует регулятор расхода, то вместо него должен устанавливаться регулировочный клапан. Если параметры теплоносителя превышают указанные для них пределы, то должны устанавливаться стальные задвижки. Стальные задвижки имеют большую массу и поэтому должны устанавливаться на дополнительные опоры.