Тепловая нагрузка на технологические нужды.

Тепловые нагрузки промышленных предприятий задаются видом используемых технологических процессов и определяются расчетами на основе нормативных данных или испытаниями теплопотребляющего оборудования.

Усовершенствование и рационализация технологического процесса могут вызвать коренные изменения в размере и характере тепловой нагрузки. Для экономии топливно-энергетических ресурсов следует максимально использовать отработавшую теплоту для технологических целей.

Для ориентировочных расчетов можно использовать следующие данные по среднегодовому удельному расходу теплоты на 1 т произведенной продукции (ГДж/т):

- синтетический каучук – 115

- бумага и картон – 10

- кокс – 1

- мартеновская сталь – 0,15

,

где - расход теплоты, не зависящий от количества продукции, - количество выпускаемой продукции.

Суточные графики теплопотребления могут быть очень неравномерными (рабочие мены, технологические процессы…).

Вопрос 4. Годовой график продолжительности тепловой нагрузки. Коэффициент теплофикации. (1, с.11..14)

Графики теплового потребления: часовые, годовые по продолжительности тепловой нагрузки, годовые по месяцам - необходимы для решения ряда вопросов централизованного теплоснабжения, определения расходов топлива, выбора оборудования источников теплоты, выбора режима загрузки и графика ремонта этого оборудования, выбора параметров теплоносителя, а также для технико-экономических расчетов при проектировании и эксплуатации системы теплоснабжения.

Построение теплового графика (Россандера) (рис.13) происходит в следующей последовательности: в правой части графика по оси абсцисс откладывают продолжительность работы котельной (в часах), в левой части - температуру наружного воздуха; по оси ординат откладывают расход тепла.

Сначала строят график изменения расхода тепла на отопление жилых и общественных зданий в зависимости от наружной температуры. Для этого на оси ординат откладывают суммарный максимальный расход тепла на отопление этих зданий и найденную точку соединяют прямой с точкой, соответствующей температуре наружного воздуха, равной усредненной расчетной внутренней температуре жилых и общественных зданий t_в=18°С. Так как начало отопительного сезона принято при t_н = 8°С, поэтому линия 1 графика до этой температуры показана пунктиром.

Расход тепла на вентиляцию общественных зданий в функции представляет собой наклонную прямую 3 от t_в=18°С до расчетной вентиляционной температуры t_нв для данного климатического района. При более низких температурах к приточному наружному воздуху подмешивается воздух помещения, т.е. осуществляется рециркуляция, а расход тепла остается неизменным (график проходит параллельно оси абсцисс).

Расходы тепла на ГВС и технологические нужды не зависят от t_н и проводятся, как прямая 5.

Для построения общего графика (суммарного) складываются все расходы тепла: ΣQ₀+ ΣQ_в +ΣQ_гв +ΣQ_т.

Вправо по оси абсцисс откладывают для каждой наружной температуры число часов отопительного периода, в течение которых наблюдается наружная температура, равная или ниже той, для которой производится построение (используются климатические данные местности, где расположен источник теплоты и ее потребители), через эти точки проводят вертикальные линии. Далее на эти линии из суммарно графика расхода тепла проецируют ординаты, соответствующие максимальным расходам тепла при тех же наружных температурах. Полученные точки соединяют плавной кривой 7, представляющей собой график тепловой нагрузки за отопительный период.

Рис.13. Годовой график тепловой нагрузки: 1 – расход тепла на отопление жилых и общественных зданий; 2, 4 – на отопление и вентиляцию производственных помещений; 3 - на вентиляцию общественных зданий; 5 - на горячее водоснабжение и технологические нужды; 6 – суммарный график расхода тепла; 7 – график тепловой нагрузки за отопительный период; 8 – нагрузка летнего периода

Площадь, ограниченная осями координат, кривой 7 и горизонтальной линией 8, показывающей суммарную летнюю нагрузку, выражает годовой расход тепла, ГДж/год:

Q_год = 3,6∙10^-6∙F∙m_Q∙m_n,

где F – площадь годового графика тепловой нагрузки, м²;

m_Q,m_n- масштабы расхода тепла и времени работы котельной, Вт/мм; ч/мм.

Наибольшая экономия топлива на ТЭЦ имеет место, если отборами пара из турбин (на теплофикационные сетевые подогреватели) удовлетворяется не вся, а часть тепловой нагрузки ТЭЦ, а остальная часть покрывается пиковыми водогрейными котлами ПВК.

Распределение расчетной тепловой нагрузки между отборами и ПВК характеризуется коэффициентом теплофикации, равным доле расчетной нагрузки, удовлетворяемой из отборов турбин.

,

где - расчетная тепловая нагрузка, присоединенная к ТЭЦ;

- расчетная нагрузка отборов турбин;

- максимальная нагрузка ПВК.

Оптимальное значение =0,4 - 0,7.

Чем у турбин ТЭЦ дороже топливо, совершеннее теплофикационные турбины и больше электроэнергии вырабатывается комбинированно, тем выше .

Для крупных городов и турбин Т-100-130 =0,5 - 0,55, Т-250-240 =0,6 - 0,65. Значение позволяет установить оптимальную тепловую мощность группы ТЭЦ.

Вопрос 5. Типы систем теплоснабжения. (1, с.14..18)

1. По типу источника теплоты:

1.1. Централизованное (передача теплоты от источника до потребителя производится по тепловым сетям). Комплекс оборудования источника теплоты, тепловых сетей и абонентских установок называется системой централизованного теплоснабжения:

а) ТЭЦ;

б) районные, промышленные котельные.

По степени централизации:

- групповое – группы зданий

- районное – несколько групп зданий (район)

- городское – несколько районов

- межгородское – несколько городов

1.2. Децентрализованное (передача теплоты от источника до потребителя производится без тепловой сети):

а) индивидуальные отопительные агрегаты (теплоснабжение каждого помещения – участок цеха, комната, квартира – обеспечивается от отдельного источника – печное и поквартирное отопление);

б) местные отельные (теплоснабжение каждого здания обеспечивается от отдельного источника).

2. По роду теплоносителя:

2.1. Водяные (область применения – снабжение сезонных потребителей теплоты и горячей воды, жилье)

а) низкотемпературные;

б) высокотемпературные.

Преимущества:

- широкий диапазон изменения температуры (300-470 К) → широкий интервал регулирования;

- более полное использование теплоты ТЭЦ;

- отсутствуют потери конденсата;

- большая теплоемкость;

- большая подвижность и незначительное изменение потенциала → радиус действия 30-60 км (меньше энергетические и насосные потери транспортировки);

- проще и дешевле присоединение абонентов, меньше диаметр труб;

- бесшумность работы;

- централизованное качественное регулирование температуры и нагрузки.

Недостатки:

- значительный расход электроэнергии на перекачку воды;

- большая чувствительность к авариям (утечки…);

- жесткая гидравлическая связь (механические повреждения при повышении давления…);

- опасность замерзания и разрушения трубопроводов;

- большая тепловая инерционность при регулировании температуры;

2.2. Паровые (область применения – технологическое теплоснабжение промпредприятий, пар с параметрами 0,2-4,0 МПа)

а) низкого давления;

б) высоко давления;

в) вакуумные.

Преимущества:

- большая чем у воды удельная энтальпия;

- связь ;

- высокая теплоотдача отопительных приборов, приводящая к снижению расхода металла из-за возможности уменьшения площади поверхности приборов;

- меньшая вероятность замораживания системы;

- малая инерционность → быстрый прогрев помещения;

- отсутствие центробежных насосов → нет затрат на электроэнергию.

Недостатки:

- большие потери давления и теплоты → радиус действия 6-15 км;

- сложнее эксплуатация (сбор конденсата…), дороже сооружение и эксплуатация;

- меньший срок эксплуатации из-за повышенной коррозии (4-10 лет, у водяных – 40 лет);

- при наличии попутной конденсации пара появление шума, вибрации, ударов;

- высокая температура поверхности отопительных приборов (около 100 градусов), больше чем предусмотрено санитарно-гигиеническими нормами → нужны дополнительные ограждения.

Для упрощения и снижения затрат на трубопроводы в системах теплоснабжения целесообразно применять один вид теплоносителя.

3. По способу подачи теплоносителя:

3.1. Закрытые (теплоноситель не отбирается из сети, не расходуется, а только транспортирует теплоту; сетевая вода нагревает водопроводную воду для горячего водоснабжения в специальных теплообменниках - бойлерах)

Преимущества:

- высокое стабильное качество горячей водопроводной воды;

- гидравлическая изолированность от воды, циркулирующей в сети;

- простота контроля герметичности системы по величине подпитки (0,5-1%).

Недостатки:

- более сложное и дорогое оборудование абонентов;

- водопроводные подогреватели более сложны при эксплуатации и ремонте, стоимость оборудования в тепловых пунктах возрастает;

- коррозия бойлеров (недеаэрированная и химически неочищенная водопроводная вода увеличивает интенсивность отложения солей, накипи).

3.2. Открытые (теплоноситель полностью или частично отбирается из сети потребителем; сетевая вода непосредственно используется для горячего водоснабжения, не требуются теплообменники)

Преимущества:

- возможность максимального использования низкопотенциальных источников теплоты для подогрева подпиточной воды (сбросная, продувочная вода ТЭЦ), возможность использования для горячего водоснабжения теплой воды после технологических операций, если она подходит по санитарным нормам;

- в абонентские установки поступает деаэрированная вода → меньше корродируют;

- упрощение абонентских вводов (надежность и долговечность);

- при полном разборе воды на горячее водоснабжение возможно использование более дешевых однотрубных схем без возврата обратной воды.

Недостатки:

- резкое возрастание (до 20-40%) потерь сетевой воды и увеличение объема водоподготовки на ТЭЦ;

- ухудшение состава горячей воды (нет биологической обработки, продукты коррозии) → удорожание системы водоподготовки на ТЭЦ;

- необходимость постоянного санитарного контроля;

- усложнение контроля герметичности (где течет?);

- нестабильность гидравлического режима;

- при увеличении расхода на горячее водоснабжение может не хватить мощности системы водоподготовки и мощности ТЭЦ.

По начальным затратам (монтаж) они равноценны. По эксплуатационным затратам лучше закрытые. Открытые лучше при дальней транспортировке теплоты, большей нагрузке горячего водоснабжения и мягкой исходной воде.

4. По числу трубопроводов системы:

4.1. Однотрубные (для открытой системы, минимум)

Особенности:

- для дальней транспортировки теплоты;

- возможна при равенстве расхода воды на отопительно-вентиляционную тепловую нагрузку и горячее водоснабжение. Однако, почти во всех регионах в 3-4 раза.

4.2. Двухтрубные (для закрытой системы, минимум) – получили преимущественное распространение.

Особенности:

- тепловая сеть состоит из двух линий – подающей и обратной, по которой сетевая вода возвращается на ТЭЦ.

4.3. Многотрубные (трехтрубные) – чем больше разнородных потребителей по температуре и тепловой нагрузке, тем больше труб с теплоносителями разных параметров.

Особенности:

- применяются в промышленных районах, где требуется теплота более высокого потенциала (2 подающие и 1 обратная линия).

5. По способу обеспечения потребителей теплотой:

5.1. Одноступенчатые

Особенности:

- непосредственное присоединение потребителей к сети (узлы подключения потребителей к тепловой сети называются абонентским вводами или местными тепловым пунктами МТП);

- на МПТ каждого здания устанавливаются бойлеры, элеваторы, насосы, контрольно-измерительные приборы и регулирующая арматура.

5.2. Многоступенчатые

Особенности:

- имеют центральные тепловые пункты (ЦТП) или подстанции;

- обслуживают группу зданий;

- на ЦТП есть центральная подогревательная установка, может быть обработка водопроводной воды (деаэрация, умягчение);

- меньше персонала и меньше эксплуатационные затраты.

Вопрос 6. Паровая схема теплоснабжения с возвратом конденсата. (1, с.27-29)