Проектирование систем теплоснабжения. Сд.01 Источники и системы теплоснабжения промышленных предприятий

Существует несколько принципиальных способов превращения химической энергии топлива в электроэнергию: 1) прямое преобразование (Эл/фонарик), 2) безмашинное преобразование тепла, полученного при сгорании топлива (с пом. термоэлементов), 3) многоступенчатое преобразование энергии с пом. теплового двигателя.

Этот многоступенчатый процесс является принципиальной основой работы современных эл/станций. Поскольку эти процессы не идеальны, то каждая ступень преобразования сопровождается энергетической потерей. Энергетика всего мира на 70% состоит из мощных тепловых эл/станций с паровыми турбинами в качестве теплового двигателя. В основу работы паротурбинных станций положен цикл Ренкина для воды и вод. пара.

В критической точке исчезает различие м/д кипящей водой и сухим паром.

Работа ТЭС складывается из ряда технологических циклов, протекающих последовательно и параллельно в пределах главного корпуса эл/станции. 1. Топливо –зола - шлак. Топливо поступает по ж/д на угольный склад. В зимнее время топливо в «тепляках». Разгрузка вагона – вагоноопрокидывателя, поступает на ленточные транспортеры, затем на склад, ленточные конвейеры первого подъема в узел пересыпки – сепарация угля, мелкий пропускают, крупный дробят. Уголь поступает в главный корпус на верхний этаж промежуточного помещения, уголь разносится по бункерам сырого угля. Оттуда в мельницу (3 типа: быстроходное, средне- и тихоходное). Уголь размалывается до пылеобразного состояния. Подается горячий воздух, частицы выдуваются в сепаратор, крупные отбрасываются сильнее и они падают в мельницу. Угольная пыль из циклона ссыпается в бункер угольной пыли. По транспортерам угольная пыль подается в горелки, а к горелкам подается горячий воздух, который подхватывает эту пыль. Скруббер-дымосос – дымовая труба (для отвода продуктов сгорания в верхние слои атмосферы). 2. Воздух - продукты сгорания. Воздух забирается летом из верхней части котельной, а зимой в средней части. Часть воздуха направляется в мельницу, где служит для транспортировки угольной пыли, а другая часть к угольной горелке для сжигания пыли. Воздух после циклона вдувается в топку в качестве вторичного дутья. 3. Рабочее тело – вода – водяной пар. Пар подводится в часть высокого давления. Подводится к турбине, основной поток расширяется от начального давления до конечного, отработавший пар в конденсатор, через корпус прокачивают речную воду. Конденсат забирается питательным насосом, питательная вода до 25 о С поступает в котел. Подогретая паром вода подается к экономайзерам парового котла, где нагревается до температуры кипения, поступает в барабан, циркулирует по трубной системе котла, испаряется, сухой насыщенный пар перегревается в перегревателе выше темп-ры насыщения. Перегретый пар возвращается в турбину. 4. Техническая вода. Источник – береговая насосная, расположенная на берегу реки или озера. Береговые насосы по двум напорным водоводам подают воду к конденсаторам машинного зала. Подогретая вода сначала по напорным водоводам, затем по водоотводному каналу возвращается в источник. Часть подогретой технической воды поступает на ХВО, где используется для приготовления подпитки паровых котлов и теплосетей, а часть воды в систему гидрозолоудаления. 5. Электрический цикл. Турбина вращает ротор эл/генератора, кот. представляет собой магнит постоянного тока, кот. пересекают три обмотки. Возникает трехфазный переменный ток. Напряжение 6-10 кВ. Трансформатор – бак, заполненный маслом, в кот. помещено ярмо из магнитопровода. Получается ток высокого напряжения, кот. поступает на шины собственных нужд.

Выбор начальных параметров пара на КЭС и в котельной.

Повышение начальных параметров обуславливает экономию топлива в связи с ростом КПД, но удорожает Эл/станцию, т. к. более прочные марки стали стоят дороже. Мах темп-ра цикла ограничивается жаропрочностью стали. Обычная конструкционная сталь при темп-ре 450 о С начинает пластически деформироваться (течь) при постоянном напряжении, кроме того, при выс. темп-рах ухудшается структура металла.

Если мах темп-ра цикла выбрана, то определение начального давления производится с пом. спец-х диаграмм, поскольку с ростом начального давления при постоянной начальной темп-ре, термический КПД цикла сначала увеличивается, достигает мах, а затем начинает снижаться.

Начальные параметры пара влияют и на его конечную влажность. Паровые турбины могут работать с предельной конечной сухостью 13 %. При большем ее значении недопустимо возрастает скорость эрозии лопаток.

Изменение КПД паросиловой установки и конечной влажности пара в зависимости от начального давления и начальной темп-ры.

Из графика видно, при заданной жаропрочности стали при начальной темп-ре выбирается не термодинамически оптимальное начальное давление, а меньшее значение из условия допустимой конечной влажности.

Повышение начальных параметров пара всегда экономически целесообразно.

Повышение начальных параметров пара на эл/станции с целью повышения КПД выработки эл/эн сопровождалось резким снижением удельных расходов топлива, несмотря на многократное увеличение стоимости стали. Если стоимость углеродистой стали принять за 1, то низколегированная сталь – 25, перлитная – 5, перлитоферритная – 10.

Вакуум в конденсаторе зависит от темп-ры охлаждающей воды, ее расхода и размеров поверх-ти охлаждения конденсата. Углубление вакуума требует значительного увеличения размеров конденсатора, размеров и стоимости турбины, удорожания системы технического ВСН. Оптимальная величина экономии вакуума составляет на эл/ст 0,03-0,04 ата. Снижение темп-ры конденсации всего на 5 о С (давления с 0,032 до 0,024 ата) приводит к увеличению КПД на 1 %, поскольку конечная темп-ра в конд-ре явл-ся одновременно и средней термодинамической темп-рой отвода.

Регенеративный подогрев питательной воды на ТЭС.

В простом цикле Ренкина тепло источника затрачивается на подогрев, испарение и перегрев пара, при этом темп-ра рабочего тела повышается в котле от темп-ры конденсации до темп-ры перегретого пара, но средняя термодинамическая темп-ра подвода тепла получается несколько меньше темп-ры испарения. При заданных начальных параметрах пара Р 1 , t 1 среднюю темп-ру подвода тепла и КПД цикла Ренкина можно резко повысить, если осуществить подогрев питательной воды не в котле, а в отработавшем в турбине паре. При этом расход топлива использовать лишь для испарения воды и перегрева пара.

(цикл без регенерации) (цикл с регенерацией)

Схема идеальной регенерации

Наиболее просто регенеративный подогрев питательной воды можно осуществлять в одном, а лучше в нескольких последовательных ТОА за счет тепла в конденсации отбираемого из турбины пара.

Схема реальной регенеративной установки.

Регенеративный подогрев питательной воды до заданной температуры обычно осуществляют в нескольких регенеративных подогревателях отборным паром нескольких давлений. Чем больше подогреватели, тем меньше потери эксэргии от необратимости теплообмена, тем выше тепловая экономичность эл/станции. Потерю эксэргии, т.е. располагаемой работы в турбине можно определить по теореме Гюи-Стадора.

Термическая деаэрация питательной воды.

В конденсате и питательной воде могут быть растворены различные газы: О 2 , СО 2 , N 2 и аммиак. О 2 и SO 2 вызывают коррозию стали, NH 4 – медных сплавов, азот химически нейтрален. Коррозия усиливается с повышением темп-ры воды. В первую очередь от нее страдают питательный тракт и экономайзер парового котла. Присутствие газов ухудшает теплообмен в РП, в паровом котле и в конденсаторе. Источником загрязнения питательной воды агрессивными газами являются присосы воздуха и воды в конденсатор, присосы воздуха в РПНД, работающие под разряжением и добавочная вода, содержащаяся после катионирования СО 2 .

На ТЭС для удаления растворенных в воде газов повсеместно применяют термическую деаэрацию воды. По закону Генри концентрация газа в жидкости пропорциональна давлению этого газа над жидкостью. С=К*Р

Коэффициент растворимости зависит от темп-ры кипения жидкости.

Растворимость О 2 в 2 раза выше, чем N 2 , а СО 2 в 40 раз выше, чем N 2 . В 1 л воды можно растворить 600 л СО 2 . Для полного удаления газов из деаэрируемой воды недостаточно нагреть ее до темп-ры кипения. Необходимо: 1) непрерывно отводить образующуюся паровую смесь; 2) увеличивать поверхность воды для уменьшения пути диффузии газов. Наиболее рациональной конструкцией термического деаэратора является деаэрируемая колонка. Это подогреватель смешивающего типа, внутри кот. помещена насадка. где процессы нагрева и десорбции протекают весьма эффективно благодаря раздроблению потока воды на отдельные струи, капли или пленки. Потоки воды с разным газосодержанием деаэрируют раздельно. 1) Добавочно химически очищенную воду предварительно деаэрируют в атмосферном деаэраторе. 2) Главный поток деаэрируют в деаэратор повышенного давления. 3) Воду для подпитки теплосети деаэрируют в вакуумном деаэраторе, кот. с пом. водяного эжекто пом. ный поток деаэрируют в деаэратор повышенного давления. 3) Воду для подпитки теплосети деаэрируют в вакуумном деаэраторе, ра поддерживает Р=0,3 ата.

Для нормальной работы деаэратора необходимо соблюдать три условия: 1) чтобы отсутствовал недогрев воды до темп-ры кипения, 2) выпар (конденсат) из паровоздушной смеси должен составлять 1,5-2 кг/т воды, 3) расход воды через деаэратор должен быть близок к номинальному.

Графики: Факторы, определяющие работу деаэратора.

Повышение давления и темп-ры в деаэраторе оказывают следующее влияние на рабочий процесс и показатели ТЭС: 1) улучшается дегазация благодаря снижению вязкости воды и увеличению скорости диффузии газов. 2) углубляется термическое различие бикарбонатов и гидролиз карбонатов, выделяется СО 2 .

2NaHCO 3 →Na 2 CO 3 +CO 2 +H 2 O→NaOH+2CO 2

3) увеличивается число РПНД и уменьшается число РПВД, кот. более дорогие. 4) при выходе из строя одного из ПВД возможна работа парового котла с пониженной темп-рой питательной воды от ПНД.

Вместе с тем 1) ухудшается работа ПН, 2) увеличивается расход эл/эн на питательный насос на 1% на каждую ата из-за увеличения удельного объема питательной воды, 3) увеличивается стоимость деаэрационной колонки и деаэрационного бака.

Способы выработки производственного пара на ТЭЦ.

а) Применение турбин с противодавлением.

Весь пар в количестве, необходимом тепловому потребителю предварительно расширяется в турбине от начального давления Р 1 до конечного Р П, необходимого тепловому потребителю. Отработанный пар направляется потребителю, где отдает тепло конденсации, а конденсат возвращается в схему станции. Все тепло, подведенное с паром к турбине используется для выработки эл/эн Wэ и на теплоснабжение потребителя Qп.

Недостатки: 1) ПТУ с противодавленческими турбинами заключается в том, что выработка эл/эн.

Доля выработки эл/эн на тепловом потреблении.

2) выработка эл/эн по тепловому графику. Для компенсации дефицита эл/эн на таких ТЭЦ необходимо параллельно устанавливать конденсационную паровую турбину с конденсатором. Для компенсации дефицита пара приходится часть пара пропускать через РОУ (редукционно-охладительная установка). Указанные режимные особенности ухудшают показатели ТЭЦ с противодавленческими турбинами, что ограничивает их применение станциями с устойчивой круглогодичной паровой нагрузкой, напр. на предприятиях ЦБП, гидролизных, нефтеперегонных заводов.

б) Применение турбин с отборами.

Конденсационные турбины с регулируемым отбором пара позволяет независимо с высокой тепловой экономичностью регулировать отпуск пара и эл/эн.

Весь пар, поступающий в турбину можно разделить на два потока ДП, проходящего только через ЧВД (часть высокого давления), его расход определяется тепловой нагрузкой Qп и поток Dк, проходящий ЧВД и ЧНД, его величина определяется дефицитом эл/эн.

Мощность теплового агрегата представляет сумму мощностей, развиваемых каждым потоком.

позволяет определить расход пара на турбину по величине ее электрической и тепловой энергии,

Схема и выбор оборудования теплофикационной установки ТЭЦ.

Выбор паровых турбин и энергетических паровых котлов ТЭЦ.

Экономия топлива при комбинированной выработке энергии на ТЭЦ.

Сравним расходы тепла (топлива) при раздельном эн/снабжении потребителя от КЭС и котельной и при комбинированной выработке эл/эн и тепла на ТЭЦ. Начальные параметры пара на КЭС и ТЭЦ одинаковы, одинаковы также параметры пара котельной низкого давления КНД и промышленном отборе паровой турбины.

Схема раздельной выработки Wэ и Qп.

Схема комбинированной выработки Wэ и Qп.

СБК – сборный бак конденсата. НОК – насос обратного конденсата.

Расход тепла котельных высокого и низкого давления при раздельной выработке.

Расход тепла котельной ТЭЦ.

y – коэффициент недовыработки,

Экономия тепла котельной ТЭЦ.

Теплота, отдаваемая 1 кг пара у потребителя.

Количество теплоты, затраченное котельной высокого давления на подачу 1 кг пара.

Теплопадение к недовыработке, - теплопадение пара в турбине.

Относительная экономия теплоты (топлива) в источнике равна

Экономия тепла при комбинированной выработке обусловлена обратимой трансформацией теплоты в турбине, при кот. из 1 кал тепла высокого потенциала получаются 1,5-2 кал тепла низкого потенциала. Величина экономии тем выше, чем выше начальные параметры пара, поступающего в турбину и чем ниже начальные параметры пара, отдаваемого потребителю.

Устройство и работа водогрейной котельной.

Циркуляция воды через водогрейные котлы и у потребителей осуществляется с помощью сетевого насоса. После подогрева ВК большая часть сетевой воды направляется в тепловую сеть, а меньшая часть на собственные нужды в подогреватели ВВП-2, затем ВВП-1 и на всас сетевого насоса. Для поддержания на входе в котел темп-ры воды выше точки росы осуществляется рециркуляция воды по линии рециркуляции с помощью РН (рециркуляционного насоса) и регулятора температуры РТ. Для регулирования темп-ры воды, подаваемой в тепловую сеть, предусмотрена линия перепуска с РТ на этой линии. Для приготовления подпитки т/сети используется сырая вода из водопровода, кот. после подогрева ВВП-1 до темп-ры 25-30 о С, поступает на ХВО, где производится ее умягчение на катионитных фильтрах с целью удаления солей Ca и Mg. Умягченная вода поступает в вакуумный деаэратор, где освобождается от газов, а затем собирается в СБПТС, откуда расходуется по мере необходимости, отсос паровоздушной смеси осуществляется струйным водяным эжектором, работающим на сырой воде.

Устройство и работа паровой котельной.

Расчет тепловых нагрузок коммунальных потребителей и промышленных предприятий по удельным тепловым потокам.

ТЕМА. Теплоснабжение промышленных предприятий и предприятий автомобильного транспорта.

ПЛАН ЛЕКЦИИ. 1.Классификация и перспективы развития систем теплоснабжения.

2. Типы систем теплоснабжения.

3. Расход теплоты в системах теплоснабжения.

4. Эффективность использования энергоресурсов.

5. Пути повышения эффективности систем

теплоснабжения.

6. Оценка затрат на воспроизводство энергии.

Теплоснабжение промышленных предприятий - снабжение теп­лотой с помощью теплоносителя систем отопления, венти­ляции, горячего водоснабжения промышленных зданий и технологических потребителей.

Система теплоснабжения - совокупность устройств, являющих­ся источниками теплоты, тепловых сетей, систем распре­деления и использования (абонентских вводов и потребите­лей теплоты).

Теплофикация - централизованное теплоснабжение на базе комбинированного производства электроэнергии и теплоты

1. Классификация и перспективы развития систем теплоснабжения

Интенсификация использования энер­гетических ресурсов в нашей стране сопровождается ростом теплопотребления промышленных предприятий различ­ных отраслей народного хозяйства, со­ставляющего в настоящее время в общем балансе страны около 56%.

Теплоснабжение в ряде случаев имеет суммарные затраты, превышающие 50% общих производственных затрат. Они часто определяются стоимостью не столько используемых энергоресурсов, сколько соответствующих систем тепло­снабжения.

Системы теплоснабжения создают с учетом вида и параметров теплоноси­теля, максимального часового расхода теплоты, изменения потребления тепло­ты во времени (в течение суток, года), а также с учетом способа использо­вания теплоносителя потребителями.

В системах теплоснабжения исполь­зуются следующие источники теплоты: ТЭЦ, КЭС, районные котельные (центра­лизованные системы); групповые (для группы предприятий, жилых кварталов) и индивидуальные котельные; АЭС, АТЭЦ, СЭУ, а также геотермальные источники пара и воды; вторичные энергоресурсы (особенно на металлурги­ческих, стекольных, цементных и других предприятиях, где преобладают высокотемпературные процессы).

Теплофикация является особенностью отечественного теплоснабжения. Тепло­снабжение от всех ТЭЦ в нашей стране обеспечивает около 40 % тепловой энергии, потребляемой в промышлен­ности и коммунальном хозяйстве. На новых отечественных ТЭЦ устанавлива­ются теплофикационные турбоагрегаты единичной мощностью до 250 МВт, создаются предпосылки для развития тепловых сетей, в которых будет при­меняться в качестве теплоносителя пере­гретая вода с температурой 440 - 470 К.

АТЭЦ также способствуют дальней­шему развитию централизованного теп­лоснабжения (особенно в европейской части страны) с одновременным реше­нием экологических проблем. Сооруже­ние АТЭЦ экономически целесообразно при тепловой нагрузке, превышающей 6 тыс. ГДж/ч. При этих условиях могут использоваться серийные реакторы. Для меньших мощностей целесообразно при­менение атомных отопительных котель­ных.

В зависимости от рода теплоносителя системы теплоснабжения делят на водя­ные (преимущественно для теплоснаб­жения сезонных потребителей теплоты и горячей воды) и паровые (в основном для технологического теплоснабжения, когда необходим высокотемпературный теплоноситель). Определение вида, пара­метров и необходимого количества теплоносителя, подаваемого к потреби­телям теплоты, является, как правило, многовариантной задачей, решаемой в рамках оптимизации структуры и пара­метров общей схемы предприятия с учетом обобщенных технико-экономи­ческих показателей (обычно приведенных затрат), а также санитарных и противо­пожарных норм.

Практика теплоснабжения показала ряд преимуществ воды, как теплоно­сителя, по сравнению с паром: темпе­ратура воды в системах теплоснабже­ния изменяется в широких пределах (300 - 470 К), более полно используется теплота на ТЭЦ, отсутствуют потери конденсата, меньше потери теплоты в сетях, теплоноситель обладает тепло- аккумулирующей способностью. Вместе с тем водяные системы теплоснабжения имеют следующие недостатки: требуется значительный расход электроэнергии на перекачку воды; имеется возможность утечки воды из системы при аварии; большая плотность теплоносителя и жесткая гидравлическая связь между участками системы обусловливают воз­можность появления механических по­вреждений системы в случае превы­шения допустимого давления; температу­ра воды может оказаться ниже задан­ной по технологическим условиям.

Пар имеет постоянное давление 0,2 - 4 МПа и соответствующую (для насы­щенного пара) температуру, а также боль­шую (в несколько раз), по сравнению с водой, удельную энтальпию. При выборе в качестве теплоносителя пара или воды учитывается следующее. При транспортировании пара имеют место большие потери давления и теплоты, поэтому паровые системы целесообразны в радиусе 6-15 км, а водяные системы теплоснабжения имеют радиус действия 30-60 км. Эксплуатация протяженных паропроводов очень сложна (необходи­мость сбора и перекачки конденсата и др.). Кроме того, паровые системы имеют более высокую удельную стои­мость сооружения паропроводов, паро­вых котлов, коммуникаций и эксплуа­тационных затрат по сравнению с водя­ными системами теплоснабжения.

Область применения в качестве теп­лоносителя горячего воздуха (или его смеси с продуктами сгорания топлива) ограничена некоторыми технологически­ми установками, например, сушильны­ми, а также системами вентиляции и кондиционирования воздуха. Расстояние, на которое целесообразно транспорти­ровать горячий воздух в качестве теплоносителя, не превышает 70-80 м.

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

2. Типы систем теплоснабжения

В народном хозяйстве страны исполь­зуется значительное количество различ­ных типов систем теплоснабжения. По способу подачи теплоносителя системы теплоснабжения подразделяют на закры­тые, в которых теплоноситель не расхо­дуется и не отбирается из сети, а используется только для транспортиро­вания теплоты, и открытые, в которых теплоноситель полностью или частично отбирается из сети потребителями.

Закрытые водяные системы характе­ризуются стабильностью качества тепло­носителя, поступающего к потребите­лю (качество воды как теплоносителя соответствует в этих системах качест­ву водопроводной воды); простотой санитарного контроля установок горяче­го водоснабжения и контроля герметич­ности системы. К недостаткам таких систем относятся сложность оборудо­вания и эксплуатации вводов к потре­бителям; коррозия труб из-за поступле­ния недеаэрированной водопроводной воды, возможность выпадения накипи в трубах.

В открытых водяных системах тепло­снабжения можно применять однотрубные схемы с низкопотенциальными тепловыми ресурсами; они имеют более высокую долговечность оборудования вводов к потребителям. К недостаткам открытых водяных систем следует от­нести необходимость увеличения мощ­ности водоподготовительных установок, рассчитываемых на компенсацию расхо­дов воды, отбираемой из системы; нестабильность санитарных показателей воды, усложнение санитарного контроля и контроля герметичности системы.

В зависимости от числа трубопрово­дов (теплопроводов), передающих тепло­носитель в одном направлении, разли­чают однотрубные и многотрубные системы теплоснабжения. В частности, водяные системы теплоснабжения делят­ся на одно-, двух-, трех- и много­трубные, причем по минимальному числу труб могут быть открытая однотруб­ная система и закрытая двухтрубная.

Рис. 1. Схемы системы теплоснабжения:

а – одноступенчатая; б – двухступенчатая; 1 – тепловая сеть; 2 – сетевой насос; 3 – теплофикационный подогреватель; 4 – пиковый котел; 5 – местный тепловой пункт; 6 – центральный тепловой пункт

По числу параллельно проложенных паропроводов паровые системы бывают однотрубные и двухтрубные. В первом случае пар при одинаковом давлении к потребителям подается по общему па­ропроводу, что позволяет осуществлять теплоснабжение, если тепловая нагрузка остается постоянной в течение года и допустимы перерывы в подаче пара. При двухтрубных системах необходимо бесперебойное снабжение абонентов паром различного давления при пере­менных тепловых нагрузках.

По способу обеспечения тепловой энергией системы могут быть одно­ступенчатыми и многоступенчатыми (рис. 1). В одноступенчатых схемах потребители теплоты присоединяются непосредственно к тепловым сетям / при помощи местных или индивидуаль­ных тепловых пунктов 5. В много­ступенчатых схемах между источниками теплоты и потребителями размещают центральные 6 тепловые (или контроль­но-распределительные) пункты. Эти пункты предназначены для учета и регу­лирования расхода теплоты, ее распреде­ления по местным системам потреби­телей и приготовления теплоносителя с требуемыми параметрами. Они обо­рудуются подогревателями, насосами, арматурой, контрольно-измерительными приборами. Кроме того, на таких пунктах иногда осуществляются очистка и перекачка конденсата. Предпочтение отдают схемам с центральными тепло­выми пунктами /, обслуживающими группы зданий 5 (рис. 2).

При многоступенчатых системах теп­лоснабжения существенно снижаются затраты на их сооружение, эксплуата­цию и обслуживание в связи с умень­шением (по сравнению с одноступен­чатыми системами) числа местных подо­гревателей, насосов, регуляторов тем­пературы и пр.

Системы теплоснабжения играют зна­чительную роль в нормальном функ­ционировании предприятий промышлен­ности. Они имеют ряд специфических особенностей. Двухтрубные закрытые во­дяные системы горячего водоснабжения с водоподогревателем (рис. 3, а) широко распространены при теплоснабжении однородных потребителей (систем отоп­ления, вентиляции, работающих по оди­наковым режимам, и др.). К потреби­телям теплоты вода направляется по подающему трубопроводу 2, она по­догревает водопроводную воду в тепло­обменнике 5 и после охлаждения по обратному трубопроводу 1 поступает на ТЭЦ или в котельную. Подогре­тая водопроводная вода поступает к потребителям через краны 4 и в акку­мулятор 3 подогретой воды, предназ­наченный для сглаживания колебаний расхода воды.

В открытых системах теплоснабжения (рис. 3, б) для горячего водоснабже­ния непосредственно используется вода, полностью отработанная (деаэрированная, умягченная) на ТЭЦ, в связи с чем системы водоподготовки и контро­ля усложняются, повышается их стои­мость. Вода в двухтрубной системе горячего водоснабжения с циркуляцион­ной линией (от ТЭЦ или котельной) подается по теплопроводу 2, а обрат­ная – по теплопроводу 1. Вода по трубе поступает в смеситель 6, а от него к аккумулятору 3 и через краны 4 к потребителям теплоты. Для исключения возможности попадания воды из подаю­щего трубопровода 2 непосредственно в обратный теплопровод 1 по трубе 8 предусмотрен обратный клапан 7.

В паровой схеме теплоснабжения с возвратом конденсата (рис. 4) пар от ТЭЦ или котельной поступает по паропроводу 2 к потребителям тепло­ты 3 и конденсируется. Конденсат через специальное устройство-конденсатоотводчик 4 (обеспечивает пропуск только конденсата) попадает в бак 5, из которого конденсатным насосом 6 возвращается к источнику теплоты по трубе 1. Если в паропроводе давление ниже требуемого технологическими по­требителями, то в ряде случаев оказы­вается эффективным применение комп­рессора 7.

Рис. 2. Схема системы теплоснабжения с центральным тепловым пунктом:

1 – центральный тепловой пункт; 2 – неподвижная опора; 3 – тепловая сеть;

4 – П-образный компенсатор; 5 – здание

Рис. 3. Двухтрубная водяная система горячего водоснабжения:

а – закрытая с подогревателем воды; б – открытая

Рис. 4. Паровая схема теплоснабжения Рис. 5. Схема теплоснабжения с эжектором

Конденсат может не возвращаться к источнику теплоты, а использоваться потребителем. Схема тепловой сети в подобных случаях упрощается, однако на ТЭЦ или в котельной возникает дефицит конденсата, для устранения ко­торого необходимы дополнительные за­траты. Система горячего водоснабжения может иметь струйный подогреватель (рис. 5). Водопроводная вода по магистрали 2 подается к подогрева­телю 3 и далее в расширительный бак-аккумулятор 4, В этот же бак из паропровода 1 через вентиль 6 поступает пар, что обеспечивает дополнительный подогрев воды при барботаже пара. Из бака 4 вода направляется к потреби­телям теплоты 5.

Тепловые схемы систем теплоснабже­ния разрабатываются с учетом требо­ваний технологии производства, при условии наиболее полного использова­ния теплоты и обеспечения охраны окружающей среды.

3. Расход теплоты в системах теплоснабжения

Графики расхода энергии. Наиболее универсальным энергоносите­лем, требующим определения самой эф­фективной области его применения, яв­ляется электроэнергия. Кроме технико-экономических необходимо учитывать также социальные и экономические фак­торы.

Общее потребление энергии В за анализируемый период времени (напри­мер, год) (в пересчете на условное топ­ливо) приближенно определяется в виде суммы

В = Э + Q + В н , (1)

где Э – потребление электроэнергии; Q – потребление тепловой энергии; В н – потребление топлива, используемого не­посредственно в технологических про­цессах.

Структуру энергопотребления характе­ризуют рядом коэффициентов, представ­ляющих собой различные сочетания от­ношений величин, входящих в баланс (1). Так, потребление электроэнергии характеризуют электроэнергетическим коэффициентом b= Э/В (в МВт×ч/т), электротопливным b этн = Э/В н (в МВт×ч/т) или теплоэлектрическим b тэ = Q/Э [в ГДж/(МВт×ч)]. Ориентировочно b тэ и b этн имеют следующие значения: для промышленности (в целом) b тэ = 9,29; b этн = 0,84; для машиностроения соот­ветственно 9,84 и 1,07; для пищевой промышленности – 32,2 и 0,47.

Структура электропотребления, в свою очередь, определяется суммой

Э = Э дв + Э тех + Э осв, (2)

где Э дн, Э тех и Э осв – энергия, соответ­ственно используемая на двигатели, тех­нологические процессы (электротермия, сварка и др.) и освещение.

Если ввести обозначения k дв = Э дв /Э, k тех = Э тех /Э, k осв = Э осв /Э, то сумма (2) получит вид k дв + k тех + k осв =1 ,

где k дв, k тех, k осв – коэффициенты со­ответственно электросиловой, электро­технологический и электроосветитель­ный.

Значения этих коэффициентов отра­жают уровень развития электрификации. Так, если на начало первой пятилетки k дв = 0,83, k тех = 0,02 и k осв = 0,15, то в настоящее время k дв уменьшился более чем в 1,5 раза, а k тех увеличился более чем в 15 раз.

Расход теплоты в промышленности составляет ориентировочно 27 % сум­марного расхода энергоресурсов, а топ­лива 44%.

Расход теплоты на отопление и венти­ляцию определяется суммированием произведений часовых расходов теплоты при различных наружных температурах на длительность стояния этих темпера­тур, которые можно найти по справоч­ным таблицам. Следует отметить, что количество теплоты Q на отопление и вентиляцию при прочих равных усло­виях приближенно линейно зависит от температуры Т н наружного воздуха (рис. 6, а). Расход теплоты Q г.в на бытовое горячее водоснабжение промышленных, жилых и других зданий, например, среднесуточный (в кДж/ч), определяется соотношением

Q г.в = a × m × c в (Тг-Тх), (4)

где a - норма расхода горячей воды, которая принимается согласно нормам СНиП; m - количество единиц, на кото­рые отнесена норма (количество людей и т. д.); с в - удельная теплоемкость во­ды, кДж/(кг×К); Т х и Т г – температура соответственно холодной (водопровод­ной) и горячей воды, К.

Анализ особенностей теплопотребления различными предприятиями явля­ется необходимым условием правиль­ного выбора и расчета источника теп­лоты, а также определения режима работы системы теплоснабжения.

Наглядное представление о теплопотреблении дают графики зависимости теплопотребления от времени. Такие графики строят как для отдельных зданий, так и для районов теплоснаб­жения в целом. Анализ эффективности работы систем теплоснабжения обычно осуществляется на основе годового гра­фика суммарной нагрузки, который строят суммированием суточных графи­ков потребления теплоты.

На графике изменения тепловой на­грузки Q от времени t (рис. 6,6) площадь 01234 соответствует расходу теплоты Q п за весь период t 0 , так что Q п = . Площадь прямоугольника с основанием t вр о равновелика площади под кривой, имеет высоту, соответст­вующую средней тепловой нагрузке Q ср = /t о. Путем построения равновеликого прямоугольника с высотой Q m ах определяется число часов использо­вания максимальной тепловой нагрузки t max . Отношение Q m ax /Q cp называется ко­эффициентом часовой неравномерности расхода теплоты за период времени t 0 .

Рис. 6. Графики изменения тепловой нагрузки:

а – зависимость суммарного расхода теплоты Q от температуры Т н наружного воздуха; б – изменение тепловой нагрузки Q во времени t; в – суточный график изменения расхода теплоты Q пp при двухсменной работе промышленного предприятия; г – суточный график при очень неравномерном теплопотреблении

Количество теплоты, затрачиваемой на производственные цели Q пp (рис. 6, в), определяется суммой

Q пp = Q 0 + q п П , (5)

где Q 0 – расход теплоты, не зависящий от количества выпускаемой продукции; q п – удельный расход теплоты (на еди­ницу продукции); П – количество выпус­каемой продукции.

Кривая 1 соответствует изменению часового расхода теплоты, горизонталь 2 определяет среднечасовой расход теп­лоты за сутки.

На некоторых промышленных пред­приятиях суточный график потребления теплоты очень неравномерен (рис. 6, г) и характеризуется максимальным коли­чеством теплопотребления Q г.в m ах и среднесуточным Q г.в.cp .

Суточные графики расхода теплоты строят на основании расчетов с исполь­зованием нормативных данных об удель­ных расходах теплоты на технологиче­ские цели или обобщения результатов испытаний теплопотребляющего обору­дования.

Определение тепловых нагрузок, не­обходимых для расчета расходов топ­лива, решение задач повышения технико-экономической эффективности оборудо­вания и систем теплоснабжения в значи­тельной степени связаны с анализом годовых графиков тепловых нагрузок, строящихся в хронологической последо­вательности, например, по месяцам или в порядке убывания. Так, годовой услов­ный график комплексного расхода теп­лоты предприятием, располагающим собственной котельной (рис. 7), в за­висимости от продолжительности на­ружной температуры Т н дает возмож­ность определять расходы теплоты и топлива, устанавливать необходимое ко­личество и мощность котлов и т. д.

Рис. 7. Годовой график расхода теплоты Q предприятием:

(Q от, Q в и Q к. в - часовой расход теплоты соответственно для отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха; (Q т.п, Q т.т.в и Q с.б – среднечасовой расход теплоты соответственно для технологических нужд в виде пара, горячей воды и для санитарно-бытовых нужд; Т н от – температура начала (окончания) отопительного периода

Расходы теплоты в системах тепло­снабжения необходимо знать при их проектировании, строительстве и регу­лировании, а также при наладке и эксплуатации. Для этих целей чаще всего употребляются максимально-часовые расходы теплоты, определяемые по из­вестным расчетной температуре для отопления и максимальным нагрузкам технологического потребления (значение этого расхода является основой для определения остальных расходов теп­лоты), среднечасовой расход теплоты наиболее холодного месяца года, кото­рый необходим для проверки правиль­ности выбора мощности, количества оборудования и источника теплоты, среднечасовой расход теплоты отопи­тельного периода и года.

Неравномерность теплового потреб­ления, отрицательно сказывающаяся на технико-экономических показателях сис­темы теплоснабжения, может быть сглажена либо организованными мероприя­тиями (например, изменением графика работы смен), либо применением акку­муляторов теплоты. Годовые графики расхода теплоты позволяют устанавли­вать время пуска и остановки сетевых насосов, выбирать период отключения участков тепловых сетей для промывки, проверки, ремонта и т. п.

Для повышения эффективности систе­мы теплоснабжения осуществляется ав­томатическое регулирование их работы, причем значения регулируемых парамет­ров, соответствующих наиболее эконо­мичным условиям работы системы, определяются при помощи специальных графиков температур.

4. Эффективность использования энергоресурсов

Эффективность использования энергоре­сурсов принято оценивать общим коэф­фициентом полезного использования

КПИ = h п h м.тр h п.э h г h р h и,

где h п – КПД на стадии получения энер­горесурсов; h м.тр – КПД в магистраль­ном транспорте; h п.э – КПД при пере­даче энергии; h г – КПД при генериро­вании энергии; h р – КПД при распреде­лении энергии; h и – КПД при исполь­зовании энергии.

Кроме КПИ применяются энергети­ческие КПД отдельных установок и процессов, представляющих отношение количества энергии, полезно использу­емой в установке (процессе), к количе­ству подведенной энергии.

Наиболее реальный путь повышения КПИ (в настоящее время КПИ » 30 %) связан с повышением экономич­ности энергоиспользования. Например, с увеличением доли использования элект­роэнергии в промышленной технологии создаются предпосылки для увеличения КПИ, связанные с механизацией и авто­матизацией производства, с разработкой новых технологических процессов.

Экономия топлива при централизован­ном теплоснабжении по сравнению с теплоснабжением от котельных имеет место, если

(h к h с.к)/(h к.с h с.т) < 1,

где h к – КПД нетто котельной; h с.к – КПД тепловой сети при подаче теплоты от котельных, h с.к = 0,92 ¸ 0,96 при по­даче теплоты от районных котельных и h с.к к = 0,98 ¸ 1 при подаче теплоты от местных котельных; h к.с – КПД котель­ной электростанции с учетом потерь в паропроводах между котельной и ма­шинным залом, h к.с = 0,82 ¸ 0,88 при работе на твердом топливе и h к.с = 0,88 ¸ 0,92 при работе на газе или жидком топливе; h с.т = 0,9 ¸ 0,95 – КПД тепловой сети при подаче теплоты от ТЭЦ.

Вариантные расчеты эффективности работы систем теплоснабжения осуще­ствляются на ЭВМ с целью выбора оптимального решения. В результате та­ких расчетов устанавливаются источник теплоты и состав оборудования устано­вок, вид топлива, схема теплоснабжения (открытая, закрытая и т.п.), а также целесообразность ликвидации индиви­дуальных котельных (если они имеются в районе).

При выполнении таких технико-эко­номических расчетов составляются пере­чень и характеристики технически реали­зуемых вариантов, перечень исходных данных (расход теплоты, режимы по­требления, продолжительность периода теплопотребления, мощность предпола­гаемой котельной, численность персо­нала для обслуживания системы тепло­снабжения, вид и расход топлива, усло­вия топливоснабжения и др.). Оцени­ваются размеры капитальных вложений К, годовых эксплуатационных расходов Э, определяемых стоимостью топлива, энергии, расходуемой на собственные нужды, заработной платой обслужива­ющего персонала, затратами на аморти­зационные отчисления, ремонт и др. Кроме этого, определяются (с точностью около5 %) приведенные (или расчетные) затраты 3, сопоставлением которых выявляется наиболее экономичный вариант, причем

3 = Э + Е н К ,

где Е н - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений (обычно 0,12). Часто 3, Э и К определяют в тыс. руб./год.

Выбор того или иного варианта системы теплоснабжения должен осуществляться только при условии их сопоставимости. Обычно условиями сопоставимости являются объем и качество продукции, надежность системы, условия техники безопасности и охраны окружающей среды. Если эти условия различаются, то при расчете приведенных затрат учитывают дополнительные затраты, необходимые для достижения таких условий. Например, если сравнивают i вариантов создания систем теплоснабжения с очистными сооружениями, обеспечивающими снижение концентрации вредных выбросов до предельно допустимых значений, то приведенные затраты для i -ro варианта

3 = E н K i + Э i + Е н D K i + D Э i ,

где D K i и D Э i – соответственно дополнительные капитальные затраты текущие (эксплуатационные) издержки необходимые для достижения поставленной цели.

В качестве показателя сравнительной экономической эффективности капитальных вложений обычно принимается минимум приведенных затрат.

5. Пути повышения эффективности систем теплоснабжения

Развитие теплоснабжения предполагает дальнейшее расширение централизованных систем, осуществление мероприятий по экономии топливных ресурсов, усовершенствование теплофикационного оборудования и методов его использования, оптимизацию распределения производства теплоты между источниками, внедрение автоматизированных систем управления тепловыми пунктами. Повы­шение экономичности и эффективности теплоснабжения потребителей от ТЭЦ предполагает увеличение единичной мощности агрегатов, а также усовер­шенствование и упрощение схем ТЭЦ.

Усовершенствование центральных ко­тельных связано с заменой разнотип­ного оборудования (паровых и водо­грейных котлов) одной теплофикацион­ной установкой, обеспечивающей одно­временный отпуск пара и горячей воды, что существенно снижает стоимость вырабатываемой тепловой энергии и упрощает систему теплоснабжения.

Теплоснабжение от паротурбинных ТЭЦ характеризуется ограничениями максимальной температуры теплоноси­теля (около 470К), поэтому актуаль­ной является разработка систем высоко­температурной теплофикации. Так, сис­тема, схема которой показана на рис. 8, предназначена для получения перегретого пара температурой более 770К. Для получения пара служит котел 3, в топку которого направля­ются отходящие из газовой турбины 1 газы. Пар отдает теплоту в установке 5, и конденсат насосом 4 возвращается в котел. Электроэнергия вырабатывается генератором 2. Возможно осуществление схем, предусматривающих подачу отхо­дящих из газовой турбины газов при температуре до 1770К непосредственно в технологические установки.

Эффективность теплоснабжения мо­жет быть существенно повышена в свя­зи с развитием энерготехнологии и использованием вторичных энергоресур­сов. Одним из путей повышения эффек­тивности системы теплоснабжения явля­ется снижение потерь теплоты в тепло­вых сетях, которые составляют примерно 9 % отпущенной теплоты. Только за счет улучшения теплоизоляции эти поте­ри могут быть снижены примерно до 2%. Каждый процент снижения потерь эквивалентен экономии условного топ­лива в количестве 2 – 4 млн. т.

Для экономии теплоты требуется со­вершенствование эксплуатации потреби­телей теплоты, предполагающее улучше­ние теплоизоляции, ликвидацию неплот­ностей, приводящих к потерям пара и воды, внедрение схем, обеспечивающих максимальный возврат конденсата. Кро­ме того, значительный эффект достига­ется путем повышения степени регене­рации теплоты в технологических про­цессах, применения комбинированных процессов, разработки технологических процессов с использованием теплоты от ядерных реакторов, разработки сис­тем для использования вторичных энер­горесурсов.

Для обеспечения экономии теплоты и других энергоресурсов на промыш­ленных предприятиях составляются ба­лансы энергии, организуются учет и нормирование (по потребителям) расхо­да теплоты, разрабатываются планы организационно-технических мероприя­тий, направленных на экономию энерго­ресурсов.

Существенное значение имеет также освоение новых возобновляемых источ­ников энергии. Так, расход органиче­ского и ядерного топлива для отопления, кондиционирования воздуха, горячего водоснабжения будет постепенно сни­жаться за счет развития солнечных нагревательных аккумулирующих уста­новок (солнечные водонагреватели в на­шей стране выпускаются серийно). Для таких районов страны, как Крайний Север, Камчатка, Средняя Азия, Крым, Северо-восток, целесообразно приме­нять для отопления и горячего водоснабжения геотермальные источники теплоты.

Значительную экономию обеспечивает качественное нормирование расхода теп­лоты во всех звеньях производства (по отдельным технологическим установкам, цехам, предприятию в целом) с уста­новлением технически обоснованных прогрессивных норм расхода энергоре­сурсов.

6. Оценка затрат на воспроизводство энергии

Затраты общественно необходимого труда на воспроизводство энергии, а также всех видов топлива, оборудова­ния и других средств производства в объемах и пропорциях, необходимых для воспроизводства энергии, отража­ются тарифами на энергию. Их основ­ными элементами являются полная себе­стоимость производства энергии и прибыль.

Себестоимость энергии формируется с учетом затрат не только на произ­водство, но и на передачу и распреде­ление энергии, с учетом числа часов использования установленной мощности и расходов по содержанию резерва мощности на станциях и в системах. Существуют специальные методики расчета себестоимости тепловой энергии. Например, ее значение S S к для автоном­ных котельных определяется в виде суммы

0,143/(h к 4,19)Ц т Q г + aК к + mЗ сp Q p + S пp , (6)

где h к - КПД котельной; Ц т - цена ус­ловного топлива за 1т; Q г - годовая выработка теплоты котельной, ГДж; К к – капитальные вложения в котель­ную, тыс. руб.; m – штатный коэффи­циент, 1/ГДж; З ср – среднегодовой фонд заработной платы, руб./1; Q p – расчет­ная часовая производительность котель­ной, ГДж/ч; S пp – прочие расходы, руб.

Себестоимость производства единицы теплоты в этом случае

S т.э. = S S к /Q г. В связи с различием себестоимостей отдельных энергосистем тарифы соот­ветственно различаются по зонам или районам и дифференцированы по каче­ству энергии, определяемому в основном параметрами теплоносителя. Учитывается также требование полного возврата конденсата на ТЭЦ, стоимость исполь­зованной воды.

При расчетах за потребляемую теп­ловую энергию обычно применяют одноставочный тариф, определяющий раз­мер платы, пропорциональный количе­ству потребляемой энергии согласно со­отношению Ц т = u т Q ,

где u т - ставка платы за единицу коли­чества теплоты; Q – количество потреб­ленной теплоты.

Ставки платы дифференцированы по энергосистемам, кроме того, для каждой энергосистемы – по горячей воде и пару определенных параметров. Тарифы уста­навливаются исходя из 100% -го возв­рата конденсата. Каждому потребителю в соответствии с характером производ­ства определяются норма возврата кон­денсата и его качество.

Вы решили заняться проектировкой промышленного производства? Или жилого здания? Есть необходимость согласования проектной документации? Или Ростехнадзор не поддается? Решение есть - проектирование теплоснабжения с компанией «НТЦ Энергоосервис».

Почему проектирование теплоснабжения - это важно?

Очень часто возникают проблемы при выполнении проекта промышленных предприятий и жилых зданий. Проектирование систем теплоснабжения в этом случае - это то, с чем рано или поздно приходится сталкиваться. Первое, на что нужно обращать внимание - это комплексность выполнения работ. Немногие компании могут себе это позволить, так как требуются специалисты разных профилей и специальностей. Компания «НТЦ Энергосервис» осуществляет именно комплексное проектирование теплоснабжения от источника (котельная) до потребляемого объекта вместе с тепловым пунктом и сетями.

Кроме того, часто самому заказчику приходится согласовывать готовый проект:

• Ростехнадзор;
• Вневедомственная экспертиза;
• Экспертиза промышленной безопасности и другие трудоемкие мероприятия.

Проблему может решить проектирование систем теплоснабжения с компанией «НТЦ Энергосервис». Вам не потребуется тратить свое время и силы на затратные мероприятия согласования.

Немного технической информации

Проектирование теплоснабжения обычно подразделяется на:

• проектирование систем теплоснабжения централизованных и автономных источников тепла;
• паровые и водогрейные котельные;
• проектирование теплоснабжения отопительных и производственных котельных с мощностью до 40 МВт;
• крышные, встроенные и блочно-модульные котельные;
• проектирование систем теплоснабжения на разных видах топлива (газовое топливо, сжиженный газ - СУГ, пропан-бутан, дизельное топливо).

Разделы проектирования теплоснабжения:

• общая пояснительная записка;
• охрана окружающей среды;
• архитектурно-строительные решения;
• отопление и вентиляция;
• тепломеханические решения;
• заземление и защита от молнии;
• внутренняя канализация и водопроводные сети и др.

Проектирование теплоснабжения регламентируется обязательной документацией:

• СП 41-101-95 «Проектирование тепловых пунктов»;
• СП 41.103-2000 «Проектирование тепловой изоляции оборудования и трубопроводов»;
• СП 41-104-2000 «Проектирование автономных источников теплоснабжения»;
• СП 41.105-2002 «Проектирование и строительство тепловых сетей бесканальной прокладки из стальных труб с индустриальной тепловой изоляцией из пенополиуретана в полиэтиленовой оболочке»;
• СП 31-110-2003 «Проектирование и монтаж электроустановок жилых и общественных зданий»;
• СНиП 2.04.01-85* «Внутренний водопровод и канализация зданий»;
• СНиП 3.05.03-85* «Тепловые сети»;
• СНиП 23-01-99* «Строительная климатология»;
• СНиП 41-01-2003 «Отопление, вентиляция и кондиционирование»;
• СНиП 41-02-2003 «Тепловые сети»;
• СНиП 41-03-2003 «Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов»;
• ПБ 10-573-03 «Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды», утвержденные Госгортехнадзором России, постановлением №90;
• РД 10-400-01 «Нормы расчета на прочность трубопроводов тепловых сетей», утвержденные Госгортехнадзором России, постановлением №8;
• «Правила учета тепловой энергии и теплоносителя». ГУ Госэнергонадзора РФ. Москва, 1995г. Рег.МЮ №954 от 25.09.1996г.

Проектирование теплоснабжения: Вы заказывайте - мы делаем!

Представьте, что бы Вы хотели видеть в перечне услуг компании, осуществляющей проектирование систем теплоснабжения. Очевидно, что это не только проектирование котельных или тепловых сетей узкой направленности. Главное тут именно многообразие и разноплановость. Компания «НТЦ Энергосервис» может предложить Вам полный комплекс проектно-изыскательных работ в области теплоснабжения на любой вкус:

• проектирование и согласование тепловых сетей, ИТП, ЦТП, узлов учета тепловой энергии с уполномоченными заинтересованными организациями (государственными органами, органами местного самоуправления, городскими эксплуатационными службами и т.д.);
• проектирование теплоснабжения и оказание инжиниринговых услуг в области теплоснабжения, выбор оптимальной схемы теплоснабжения городских объектов;
• проектирование систем теплоснабжения и разработка и согласование гидравлических расчетов теплоснабжения в соответствии с требованиями эксплуатирующих организаций;
• проектирование теплоснабжения и получение технических условий и условий подключения к тепловым сетям ОАО «Московская теплосетевая компания», ОАО «Мосэнерго», ОАО «МОЭК» - услуги Генерального проектировщика на разработку комплексных проектов строительства и реконструкции ТЭЦ, ТЭС на всех видах топлива;
• проектирование систем теплоснабжения и обоснование эффективности различных схем тепловых сетей;
• проектирование теплоснабжения и построение электронных моделей систем теплоснабжения;
• проектирование систем теплоснабжения и представление интересов и получение разрешения межведомственной комиссии на постоянное обеспечение тепловой и электрической энергией;
• проектирование теплоснабжения и проведение согласований проектной документации.

Вы можете в компании НТЦ Энергосервис. Более подробно узнать цены на проектирование систем теплоснабжения можно на нашем сайте. Торопитесь и в короткие сроки Вы получите решение Ваших проблем - проектирование систем теплоснабжения Москвы !

Теплоснабжение предприятия обусловливается заданием на проектирование и может быть от городской тепловой сети или заводской котельной.  

Теплоснабжение предприятий нефтяной промышленности осуществляется от котельных, на которых установлено около 7000 котлов. В качестве топлива в основном используются попутный нефтяной газ, мазут и сырая нефть. Тепловая энергия используется для отопления, тепловой обработки пластов с целью интенсификации добычи нефти, депарафинизации труб и пр. Наряду с котельными установками крупными потребителями топлива являются технологические печи установок подготовки нефти.  

При проектировании теплоснабжения предприятий от ТЭЦ для улучшения энергетических показателей системы следует стремиться к снижению параметров теплоносителя (в пределах, допускаемых технологией), а также к замене пара горячей водой.  

К источникам теплоснабжения предприятий относятся также технологические установки с котлами-утилизаторами.  

Регулирование автоматизированной системы теплоснабжения предприятия нужно проводить в три этапа.  

Производственные и отопительные котельные должны обеспечить бесперебойное и качественное теплоснабжение предприятий и потребителей жилищно-коммунального сектора. Повышение надежности и экономичности теплоснабжения в значительной мере зависит от качества работы котлоагрегатов и рационально спроектированной тепловой схемы котельной. Созданная за годы Советской власти котлостроительная промышленность, на которую работают научно-исследовательские институты и специализированные котлостроительные заводы, обеспечивает производство современных котельных агрегатов, необходимых для СССР и экспорта их за рубеж.  

Более эффективным представляется использование нагретой производственной воды для теплоснабжения предприятия, рабочего поселка и сельскохозяйственных потребителей.  

Размещение заводской ТЭЦ определяется общей схемой электроснабжения и теплоснабжения предприятия, так как неудачное расположение может привести к удлинению и удорожанию электрических и тепловых коммуникаций. Приближение ТЭЦ к электрическим нагрузкам может в некоторых случаях (для средних предприятий или для отдельных районов крупных предприятий) позволить отказаться от внутризаводских линий НО кВ, оставив их только для связей с энергосистемой.  

При размещении котельной, служащей в качестве источника теплоснабжения предприятия и жилого района, ее стремятся разместить ближе к центру тепловых нагрузок, учтя направление господствующих ветров (розу ветров), расположение жилых массивов, зеленых насаждений, рельеф местности, уровень грунтовых вод, источников водоснабжения, возможность создания золошлаковых отвалов и ряд других обстоятельств, регламентированных соответствующими строительными и другими нормами и правилами, а также возможность дальнейшего расширения на расчетный срок развития данного района. При этом создают возможность соединения с проектируемой котельной имеющихся или строящихся котельных и тепловых сетей других районов.  

Размещение ТЭЦ необходимо согласовывать с общей схемой электроснабжения и теплоснабжения предприятия.  

Размещение собственной ТЭЦ необходимо согласовывать с общей схемой электроснабжения и теплоснабжения предприятия, так как неудачное расположение ТЭЦ может привести к удлинению и удорожанию электрических и тепловых коммуникаций. Приближение ТЭЦ к электрическим нагрузкам может в некоторых случаях (для средних предприятий или для отдельных районов крупных предприятий) позволить отказаться от внутризаводских линий ПО, 220 кВ, оставив их только для связей с энергосистемой.  

Размещение заводской ТЭЦ необходимо согласовывать с общей схемой электроснабжения и теплоснабжения предприятия, так как неудачное расположение может привести к удлинению и удорожанию электрических и тепло-вых коммуникаций. Приближение ТЭЦ к электрическим нагрузкам может в некоторых случаях (для средних предприятий или для отдельных районов крупных предприятий) позволить отказаться от внутризаводских линий 110 кВ, оставив их только для связей с энергосистемой.  

Водяной пар - основной теплоноситель, применяемый на паровых электростанциях и для теплоснабжения предприятий. Устройство, в котором происходит образование пара, называется паровым котлом. Принцип действия паровых котлов рассмотрен в отдельной главе.