Author: Копко В.М.
Tags: отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха в зданиях теплоэнергетика теплотехника тепловые сети теплоснабжение
ISBN: 978-5-93093-890-6
Year: 2012
Text
В.М. Копко
ТЕПЛОСНАБЖЕНИЕ
Рекомендовано Учебно-методическим объединением
вузов РФ по образованию в области строительства
в качестве учебника для студентов, обучающихся
по направлению 270100 «Строительство»
Рекомендовано Учебно-методическим объединением
по образованию в области строительства и архитектуры
в качестве учебного издания для студентов
специальности 1-70 04 02 «Теплогазоснабжение,
вентиляция и охрана воздушного бассейна»
Издательство Ассоциации строительных вузов
Москва
2012
УДК 697.34 (075.8)
ББК 31.38
К 65
Рецензенты:
доктор технических наук, профессор П.И. Дячек;
кандидат технических наук, профессор В.Д. Акельев;
доцент Н.А. Харламова.
Копко, В.М.
К 65 Теплоснабжение: курс лекций для студентов специальности 1-70 04 02
«Теплогазоснабжение, вентиляция и охрана воздушного бассейна» выс-
ших учебных заведений / В.М. Копко. - М: Изд-во АСВ, 2012. - 336 с.
ISBN 978-5-93093-890-6
В книге рассмотрены теплофикационные и централизованные системы
теплоснабжения. Приводятся методы определения расходов теплоты потре-
бителями. Изложены вопросы конструирования и проектирования систем
горячего водоснабжения. Рассмотрены схемы систем присоединения потре-
бителей к тепловым сетям, схемы теплосетей, их конструктивные элементы.
Приведены методы гидравлического, механического и теплового расчета те-
пловых сетей, а также их гидравлические режимы. Рассматриваются также
источники тепла в контексте теплоснабжения. Уделяется внимание вопро-
сам эксплуатации тепловых сетей и систем теплоснабжения.
Для студентов вузов, обучающихся по специальности «Теплогазоснаб-
жение, вентиляция и охрана воздушного бассейна».
УДК 697.34 (075.8)
ББК 31.38
© Копко В.М., 2012
©БИТУ, 2012
© Издательство АСВ, 2012
Оглавление
11рсдисловие.......................................................7
Введение...........................................................8
I. Тепловое потребление...........................................15
1.1. Тепловые нагрузки..........................................15
1.2. Определение тепловых нагрузок для жилых районов города
и населенных пунктов...........................................16
1.3. Определение тепловых нагрузок для отдельных зданий
и сооружений...................................................19
1.4. Часовые и суточные графики потребления горячей воды........23
1.5. Интегральные графики расхода тепла. Аккумуляторы тепла.....26
1.6. Годовые графики потребления тепла..........................29
2. Системы теплоснабжения.........................................32
2.1. Классификация систем теплоснабжения. Теплоносители.........32
2.2. Водяные системы............................................35
2.2.1. Закрытые системы.....................................36
2.2.2. Открытые системы.....................................46
2.2.3. Однотрубные системы..................................49
2.2.4. Преимущества и недостатки закрытых и открытых
систем теплоснабжения.......................................52
2.3. Паровые системы............................................53
3. Горячее водоснабжение..........................................57
3.1. Автономные системы горячего водоснабжения..................57
3.2. Централизованные системы горячего водоснабжения............60
3.3. Расчетный расход горячей воды..............................70
3.4. Гидравлический расчет подающих теплопроводов системы
горячего водоснабжения.........................................71
3.5. Основные гидравлические режимы циркуляционных систем
горячего водоснабжения.........................................75
3.6. Гидравлический расчет циркуляционных теплопроводов.........76
3.7. Подбор циркуляционных насосов..............................83
4. Регулирование централизованного теплоснабжения.................86
4.1. Задачи и виды регулирования................................86
4.2. Общее уравнение регулирования..............................88
4.3. Тепловые характеристики теплообменных аппаратов............91
4.4. Центральное качественное регулирование.....................95
4.5. Центральное количественное регулирование...................98
4.6. Центральное качественно-количественное регулирование......100
4.7. Центральное качественное регулирование по отопительной
нагрузке......................................................100
4.7.1. Графики тепловой нагрузки, температур и расходов
сетевой воды на отопление..................................101
4.7.2. Графики тепловой нагрузки, температур и расходов
сетевой воды на вентиляцию.................................103
3
4.7.3. Графики тепловой нагрузки, температур и расходов
сетевой воды на горячее водоснабжение при закрытой
системе теплоснабжения...................................104
4.7.4. Графики тепловой нагрузки, температур и расходов
сетевой воды на горячее водоснабжение при открытой
системе теплоснабжения...................................104
4.7.5. Суммарный расход воды в теплосети.................106
4.7.6. Средняя температура воды в обратном трубопроводе
теплосети................................................108
4.8. Центральное качественное регулирование по совместной
нагрузке отопления и горячего водоснабжения..................108
4.9. Регулирование отпуска теплоты в открытых системах
теплоснабжения...............................................111
5. Тепловые сети...............................................115
5.1. Схемы тепловых сетей....................................115
5.2. Конструктивные элементы тепловых сетей..................118
5.2.1. Трубы и детали трубопроводов......................118
5.2.2. Запорная арматура.................................122
5.2.3. Подвижные опоры...................................126
5.2.4. Неподвижные опоры.................................129
5.2.5. Компенсаторы......................................131
5.2.6. Вспомогательное оборудование......................140
6. Трасса и способы прокладки тепловых сетей...................142
6.1. Трасса тепловых сетей...................................142
6.2. Надземные прокладки тепловых сетей......................145
6.3. Подземные канальные прокладки тепловых сетей............149
6.4. Бесканальные прокладки тепловых сетей...................151
6.5. Бесканальные прокладки из предварительно изолированных
труб.........................................................152
6.5.1. Общие положения...................................152
6.5.2. Компенсационный метод прокладки предызолированных
труб 155
6.5.3 Прокладка труб с предварительным подогревом........160
6.5.4. Прокладка труб с применением сильфонных
компенсаторов............................................163
6.5.5. Компенсационные зоны..............................164
6.5.6 Неподвижные опоры..................................165
6.5.7. Ответвления трубопроводов.........................166
6.5.8. Присоединение к теплопроводам канальной прокладки..168
6.5.9. Установка арматуры и фасонных изделий.............169
6.5.10. Система оперативного дистанционного контроля.....170
6.5.11. Гибкие предызолированные трубы...................172
6.6. Камеры обслуживания и контроля..........................172
6.7. Защита подземных прокладок от грунтовых вод.............175
6.8. 11срссечсние трубопроводов теплосетей с инженерными
сооружениями и естественными препятствиями...................176
7. Гидравлический расчет тепловых сетей.........................182
7.1. Определение расчетных расходов теплоносителя.............182
7.1.1. Закрытые системы теплоснабжения....................182
7.1.2. Открытые системы теплоснабжения....................184
7.2. Основные положения гидравлического расчета...............185
7.3. Порядок гидравлического расчета трубопроводов водяных
тепловых сетей................................................188
7.4. Гидравлический расчет паропроводов.......................189
7.4.1. Расчет паропроводов насыщенного пара...............192
7.4.2. Расчет паропроводов перегретого пара...............193
7.5. Гидравлический расчет конденсатопроводов.................193
8. Гидравлические режимы тепловых сетей..........................195
8.1. Пьезометрические графики.................................195
8.2. Выбор схем присоединения абонентов.......................202
8.3. Расчет гидравлических режимов............................205
8.4. Гидравлическая устойчивость систем теплоснабжения........208
8.5. Подпитка тепловых сетей..................................211
8.6. Гидравлический режим открытых систем теплоснабжения......212
8.7. Насосные подстанции......................................214
8.8. Определение параметров сетевых, подпиточных
и конденсатных насосов........................................218
8.8.1. Сетевые насосы.....................................218
8.8.2. Подпиточные насосы.................................219
8.8.3. Конденсатные насосы................................220
9. Расчет трубопроводов на прочность и компенсацию
тепловых удлинений..............................................221
9.1. Определение расстояний между подвижными опорами..........222
9.2. Определение нагрузок на опоры трубопроводов..............223
9.3. Компенсация температурных удлинений......................227
9.3.1. Расчет Г-образного компенсатора....................231
9.3.2. Г-образный отвод с углом менее 90°.................231
9.3.3. П-образный компенсатор.............................232
10. Тепловая изоляция и тепловой расчет.........................234
10.1. Требования, предъявляемые к теплоизоляционным
материалам, и их свойства....................................234
10.2. Теплоизоляционные материалы, изделия и конструкции
при надземной и подземной прокладке тепловых сетей
в каналах....................................................236
10.2.1. Теплоизоляционные материалы......................236
10.2.2. Теплоизоляционные конструкции....................238
10.2.3. Теплоизоляционные материалы и конструкции
бесканальных прокладок...................................241
10.3. Тепловой расчет изоляции...............................245
10.3.1. Основные расчетные зависимости...................245
10.3.2. Расчет теплопроводов надземной прокладки.........251
10.3.3. Тепловой расчет изоляции при канальной
прокладке................................................252
10.3.4. Тепловой расчет изоляции при бесканальной
прокладке................................................253
10.3.5. Определение толщины изоляции по температуре
на поверхности...........................................254
10.3.6. Определение температурного поля грунта вокруг
теплопроводов подземной прокладки........................255
10.3.7. Падение температуры теплоносителя по длине
изолированного теплопровода........................л.....256
10.3.8. Определение экономической толщины слоя
изоляции................................................257
11. Источники тепла.............................................259
11.1. Виды источников тепла для теплоснабжения..............259
11.2. Паротурбинные ТЭЦ.....................................261
11.3. Водоподогревательные установки ТЭЦ....................268
11.4. Котельные и их принципиальные схемы...................275
11.5. Атомные ТЭЦ...........................................279
11.6. Когенерационные системы...............................286
11.7. Гелиотеплоснабжение...................................289
11.8. Геотермальное теплоснабжение..........................291
11.9. Теплонасосные установки...............................292
11.10. Совместная работа нескольких источников теплоты.......294
11.11. Гидравлический удар в теплосетях.....................296
12. Основы эксплуатации систем теплоснабжения................. 301
12.1. Испытание, промывка и пуск теплосетей.................301
12.2. Наладка систем теплоснабжения.........................307
12.3. Организация эксплуатации систем теплоснабжения........309
12.4. Защита трубопроводов от наружной коррозии.............313
12.5. Защита систем горячего водоснабжения от внутренней
коррозии....................................................320
12.5.1. Требования к качеству воды на горячее
водоснабжение...........................................320
12.5.2. Противокоррозионная и противонакипная
обработка воды для нужд горячего водоснабжения..........322
Список использованных источников...............................328
Приложения.....................................................329
Приложение 1................................................329
Приложение 2................................................330
Приложение 3................................................331
Приложение 4................................................332
6
ПРЕДИСЛОВИЕ
Теплоснабжение является одной из специальных дисциплин
специальности «Теплогазоснабжение, вентиляция и охрана воздуш-
ного бассейна» и базируется на предварительном изучении студен-
тами основополагающих дисциплин, таких как «Техническая термо-
динамика», «Тепломассообмен», «Механика жидкости и газа»,
«Строительная теплофизика», поэтому изложение материала осно-
вано на знании студентами выше названных дисциплин, а также
спецкурсов «Отопление» и «Теплогенерирующие установки».
Курс лекций «Теплоснабжение» содержит основные разделы
учебной программы. Раздел о схемах и оборудовании тепловых
пунктов, расчет этих схем, подбор теплообменников и другого обо-
рудования, а также расчет графиков регулирования, выносимые на
практические занятия, не приведены. Эти материалы изложены ав-
тором в ранее изданных учебных пособиях («Теплоснабжение и вен-
тиляция»: учебное пособие для вузов / под ред. Б.М. Хрусталева.
- М.: АСВ, 2007, 2008, 2010. - 783 с.), а также «Пластинчатые теп-
лообменники в системах централизованного теплоснабжения»: учеб-
ное пособие для вузов / В.М. Копко. - Минск: БИТУ, 2005. - 199 с.
Изложение курса лекций в значительной мере основывается на
материалах учебников Е.Я. Соколова «Теплофикация и тепловые
сети», А.А. Ионина и др. «Теплоснабжение», а также учебного посо-
бия В.Е. Козина и др. «Теплоснабжение», указанных в списке ис-
пользованной литературы. Автор выражает благодарность рецензен-
там - доктору технических наук, профессору П.И. Дячеку и канди-
дату технических наук, профессору В.Д. Акельеву за просмотр
рукописи и замечания. Особая признательность автора - рецензенту
доценту кафедры ТТГС Московского государственного строитель-
ного университета Н.А. Харламовой за ценные замечания и предло-
жения, высказанные по рукописи.
В издании книги также принимал участие профессор кафедры
«Отопление и вентиляция» МГСУ Л.М. Махов, за что автор его бла-
годарит.
7
ВВЕДЕНИЕ
Теплоснабжение есть составная часть ведущей отрасли народ-
ного хозяйства - энергетики, куда входят также электроснабжение и
газоснабжение.
Различают три вида систем теплоснабжения: децентрализован-
ные (автономные), централизованные и теплофикационные.
Децентрализованные или автономные системы - это системы
теплоснабжения с небольшими индивидуальными источниками теп-
ла, такими как отопительные печи, котельные на различных видах
топлива, другие теплогенераторы. Децентрализованные системы,
как правило, состоят из источника тепла и системы теплопотребле-
ния (отопление, горячее водоснабжение), теплосети, как таковые,
отсутствуют.
Централизованные системы - основной способ теплоснабжения,
состоят из источника тепла, тепловых сетей (теплопроводов) и сис-
тем потребления теплоты. В качестве источников тепла являются
квартальные, районные или промышленно-отопительные котельные
различной мощности. В зависимости от вырабатываемого теплоно-
сителя котельные могут быть водогрейные, паровые и пароводяные.
Теплоноситель пар используется для обеспечения технологической
нагрузки.
В городах имеют место следующие виды тепловых нагрузок:
технологическая, на отопление, вентиляцию и горячее водоснаб-
жение. Величина отдельных видов тепловых нагрузок зависит от
ряда факторов - энергоемкости (по тепловой энергии) технологи-
ческих процессов, степени застройки жилой зоны относительно
общей территории, наличия общественных и коммунально-быто-
вых учреждений, степени благоустройства зданий и т.д. Напри-
мер, в жилищно-коммунальном хозяйстве теплота примерно может
распределяться так: на отопление 75%, на горячее водоснабжение
20% и на вентиляцию 5% (административные и общественные зда-
ния).
Централизованное теплоснабжение имеет целый ряд преиму-
ществ перед децентрализованным. В этом случае отсутствуют мел-
кие отопительные котельные, являющиеся источниками загрязнения
воздушной среды, так как газовые выбросы их содержат больше
токсичных веществ по сравнению с крупными котельными, у кото-
рых процесс горения топлива является более совершенным. Это есть
элемент охраны окружающей среды.
8
При централизованном теплоснабжении сокращается расход то-
плива, снижаются капитальные и эксплуатационные затраты.
Централизация теплоснабжения имеет большое социальное зна-
чение, способствуя повышению производительности труда, вытес-
няя малоквалифицированные профессии, улучшая условия труда,
повышая культуру производства и существенно улучшает бытовые
условия жизни населения. Высшей формой централизованного теп-
лоснабжения является теплофикация, когда тепловая и электриче-
ская энергия вырабатывается комбинированным путем на ТЭЦ. При
централизованном же теплоснабжении теплота вырабатывается в
котельных, а электроэнергия - на тепловых (конденсационных)
электрических станциях (КЭС).
На ТЭЦ теплота рабочего тела (водяного пара) с высокими па-
раметрами давления и температуры вначале используется для выра-
ботки электроэнергии в турбогенераторе, затем теплота уже отрабо-
тавшего пара с низкими параметрами используется для подогрева
сетевой воды на централизованное теплоснабжение. При таком спо-
собе использования теплоты пара удельный расход топлива на вы-
работку электроэнергии значительно ниже, чем при раздельном по-
лучении электроэнергии на КЭС и теплоты в котельных. КПД цикла
ТЭЦ при этом повышается до 75-80% против 45-50% КПД цикла
КЭС, когда теплота рабочего тела, отработавшего в турбинах, отво-
дится в окружающую среду. Среднегодовой удельный расход топлива
на производство электроэнергии на ТЭЦ с обеспеченной тепловой
нагрузкой не превышает 210-240 г/(кВт ч), тогда как на конденсаци-
онных электростанциях расход топлива составляет 320-360 г/(кВт ч).
Начало советской теплофикации положено в 1924 г., когда в Ле-
нинграде под руководством проф. В.В. Дмитриева и инженера
Л.Л. Гинтера от тепловой электростанции № 3 было осуществлено
теплоснабжение жилого дома, больницы и бани. Широкое развитие
теплофикация получила в 30-е гг. после Постановления июньского
1931 г. Пленума ЦК ВКП(б). Уже в 1980 г. в СССР работало более
1000 ТЭЦ, снабжающих теплом и электроэнергией свыше 800 горо-
дов и промышленных районов. Например, г. Ленинград уже в 1980 г.
снабжался теплом от 17 ТЭЦ по теплосетям протяженностью более
1000 км.
В Беларуси начало теплофикации положено в сентябре 1929 г.
пуском на Бобруйском лесокомбинате ТЭЦ мощностью 3,5 МВт. По
технико-экономическому уровню, масштабам и темпам развития
о течественная теплофикация стран СНГ с первых дней и по настоя-
9
щее время прочно занимает ведущее место в мире и прошла путь от
первой турбины мощностью 680 кВт до крупнейшей теплофикаци-
онной турбины в 250 МВт, от первых ТЭЦ мощностью 2-8 МВт до
ТЭЦ в 1000-2000 МВт, от первого теплопровода длиной в четверть
километра до крупных магистральных теплопроводов протяженно-
стью в десятки километров.
В 1фупных городах созданы мощные высокоэкономичные теп-
лофикационные комплексы и один из первых в г. Минске, удостоен-
ный премии Совета Министров СССР за 1983 г. Комплекс включает
в себя ТЭЦ-4, работающую в основном режиме и пять котельных,
работающих в пиковом режиме. Это котельные «Харьковская», «Ор-
ловская», «Курасовщина», «Западная» и «Масюковщина». В летний
период, а также в отопительный период от температуры наружного
воздуха te = +8 °C до +3,2 °C теплоснабжение районов пиковых ко-
тельных осуществляется путем подмешивания к прямой сетевой во-
де от ТЭЦ-4 сетевой воды из обратных трубопроводов теплосетей
второго контура смесительными насосами на пиковых котельных.
Здесь же установлены подкачивающие насосы, обеспечивающие по-
дачу обратной воды в транзитные магистрали первого контура к
ТЭЦ-4. Пиковые котельные включаются в работу при температуре
наружного воздуха около +3 °C для догрева сетевой воды, посту-
пающей от ТЭЦ-4 до необходимой температуры по графику регули-
рования.
Заложенные в Минском теплофикационном комплексе принци-
пы формирования и развития теплофикационных систем использо-
ваны во многих городах СНГ.
Сегодня в Республике Беларусь действует 21 ТЭЦ мощностью
от 5 до более 1000 МВт. Среди них Минская ТЭЦ-4 мощностью
1030 МВт с крупными современными блоками по 250 МВт, Гомель-
ская ТЭЦ-2 мощностью 540 МВт с блоками по 180 МВт, Новопо-
лоцкая ТЭЦ мощностью 505 МВт с блоком 135 МВт и другие ТЭЦ
меньшей мощности.
На ТЭЦ приходится почти 50% вырабатываемой электроэнергии
в Беларуси и 46% потребляемой теплоты. В Новополоцке, Жодино,
Светлогорске теплоснабжение до 95% осуществляется по теплофи-
кационному циклу.
Централизованное теплоснабжение в городах Республики также
осуществляется как от крупных районных котельных производи-
тельностью 500-2500 ГДж/ч, так и от квартальных и местных ко-
тельных малой мощности.
Ю
В республике проложено свыше 9000 км тепловых сетей (в двух-
трубном исчислении) в основном канальной прокладки диаметром
от 50 до 1400 мм. Схемы тепловых сетей в городах радиальные с
резервными перемычками.
Регулирование отпуска теплоты - центральное качественное по
отопительному графику в основном 150/70 °C. Системы теплоснаб-
жения - закрытые и только в Мозыре и Новополоцке частично ис-
пользуются открытые системы.
В настоящее время теплоснабжение столицы Беларуси г. Мин-
ска осуществляется от уже упомянутого теплофикационного ком-
плекса, включающего: ТЭЦ-4 тепловой мощностью около 50 т/ч по
пару и более 8500 ГДж/ч по горячей воде; пиковые котельные
«Харьковская», «Орловская» и «Масюковщина» с тепловой мощно-
стью более 700 ГДж/ч каждая, «Курасовщина» и «Западная» с теп-
ловой мощностью более 1000 ГДж/ч каждая.
Кроме того функционируют 3 районные котельные: «Кедышко»
тепловой производительностью около 1400 ГДж/ч, «Шабаны» - бо-
лее 2700 ГДж/ч, «Академгородок» - более 500 ГДж/ч и промышлен-
ная котельная «Колядичи» теплопроизводительностью более 10 т/ч
по пару и более 400 ГДж/ч по горячей воде.
Также в Минске действуют более 230 промышленных и ком-
мунальных котельных суммарной тепловой мощностью более 6500
ГДж/ч. Около 3% от суммарной тепловой нагрузки города прихо-
дится на индивидуальные источники тепла.
Суммарная протяженность тепловых сетей в г. Минске диамет-
ром от 400 мм и более составляет более 350 км (в двухтрубном ис-
числении) и около 27 км паропроводов. Все тепловые сети города
закольцованы перемычками, все основные источники теплоты со-
единены между собой резервирующими магистралями. Регулирова-
ние - центральное качественное по графику 150-70, по некоторым
магистралям в зоне ТЭЦ-3 график 170-70 со срезкой на 150 °C. Про-
кладка теплосетей в основном в каналах, однако новые теплопрово-
ды и реконструируемые прокладываются бесканально по современ-
ной технологии с предварительно изолируемыми трубами.
В последние годы наметилась тенденция повышения экономич-
ности котельных за счет внедрения принципов теплофикации, т.е.
комбинированного производства электроэнергии на базе выработки
тепловой энергии.
На многих паровых котельных внедряется паротурбинная теп-
лофикация, где имеется спрос на пар более низкого давления, чем
11
вырабатывается в котлах. В сложившейся за многие гс
требуемое давление пара достигается дросселирование
Аукционной установке, когда понижение давления пр<
совершения работы. В период низкой цены на топливо
равданным. В процессе адиабатного расширения пара в
вершается полезная работа. Заменой редукционных yen
выми турбинами малой мощности (100 кВт - 3 МВт) осу
перевод паровых котельных в режим теплофикации, т.<
ляется перевод котельных в мини ТЭЦ.
Перевод котельной в режим ТЭЦ повышает коэфе
пользования топлива, так как энергетический КПД сист
ляет до 90%, что несет прямую экономическую выгоду <
кации.
В последнее время также находят применение новые
комбинированного производства тепловой и электричеи
на основе тепловых двигателей внутреннего сгорания (/
рабочим телом термодинамического цикла является газ
сти непосредственно продукты сгорания газа. Примет
турбинные установки (ГТУ) и газопоршневые агрегаты (I
сящиеся к ДВС, у которых температура рабочего тела в
тигает у ГТУ 1200-1400 °C, у ГПА - около 2000 °C. Оче
эти значения не сопоставимы с максимальным значение
туры рабочего тела у паросиловой установки (ПСУ) - 56f
ципиальное различие заключается в том, что если пар по<
рения в паровой турбине имеет температуру около 30 °C
расширения в газовой турбине рабочее тело имеет темпе,
рядка 580-400 °C и выхлопные газы ГПА - 400-500 °C. В
чае можно не только нагреть сетевую воду до 100-150 °C
рабатывать пар с температурой до 500 °C, обеспечивать ]
теплотехнологические процессы (нагрев, сушка и т.д.) I
комбинация высокотемпературной технологии ДВС для к<
ванной выработки тепловой и электрической энергии явл
витием теплофикации и называется когенерацией.
Применение двигателей внутреннего сгорания для ко
ванного производства тепловой и электрической энергии 1
значительно расширить круг тепловых потребителей по cj
с традиционной теплофикацией, так как кроме комь
бытовых потребителей тепла с уровнем до 150 °C имеется
ность снабжения технологических потребителей теплом с
рами до 500 °C. Если теплофикация в паротурбинном иш
12
предусматривалась при строительстве крупных источников энер-
гии - ТЭЦ для городов с числом жителей больше 100 000 с соот-
ветствующей инфраструктурой и крупными промышленными по-
требителями энергии, то когенерационные установки возможны в
осуществлении и экономически оправданы любой производитель-
ности вплоть до отдельного потребителя. Кроме того, строительст-
во крупной ТЭЦ требует значительно больших сроков строитель-
ства.
Уже существуют когенерационные системы, использующие су-
ществующие теплосети, имеются также мини-системы без теплосетей.
Перевод котельных в коммунальной энергетике в когенераци-
онный режим сулит большой экономический эффект. Вырабатывать
дополнительно электроэнергию, при этом снижая долю выработки в
конденсационном цикле с КПД не более 38% и увеличивая долю
выработки в теплофикационном цикле с КПД равным 80-90% без-
условно выгодно. При отсутствии роста энергопотребления в сфере
коммунального хозяйства сжигаться газа при этом будет приблизи-
тельно в полтора раза меньше.
Удорожание газа и других видов органического топлива вынуж-
дает обратить внимание на альтернативные виды топлива и энергии.
Одним из реальных видов является энергия атома в качестве топли-
ва на тепловых электрических станциях (АТЭЦ) и на атомных ко-
тельных. Примером этому является строительство в Беларуси атом-
ной электрической станции.
Широко развивающееся в мире использование солнечной энер-
гии для теплоснабжения сдерживается в Республике Беларусь вслед-
ствие географического расположения и неблагоприятных метеоро-
логических условий. Однако, экспериментальные исследования, в
том числе белорусских ученых, показали возможность использова-
ния гелиоустановок в летний период для теплоснабжения сезонных
потребителей (летних санаториев, домов отдыха, спортивно-оздо-
ровительных баз и детских летних учреждений). В этих случаях
возможны комбинированные источники тепла с резервными котла-
ми на местных видах топлива.
Другим видом возобновляемого источника энергии является
энергия геотермальных вод. В Беларуси имеются значительные запа-
сы геотермальных вод в районе Припятской низменности, в Гомель-
ской и Брестской областях, в западной части республики. Например,
в Гомельской области геотермальный потенциал равен 0,5-1 т ус-
ловного топлива на один квадратный метр поверхности земли. Тем-
13
пература воды составляет порядка 20-115 °C на глубине залегания
2000-5000 м.
В качестве примера можно привести опыт тепличного комбина-
та «Берестье» (возле г. Бреста), где для теплоснабжения тепличного
хозяйства используют геотермальную воду температурой 30 °C из
скважины глубиной около 1500 м. Однако широкое использование
геотермальных вод сдерживается следующими факторами - глубо-
кое залегание, порядка 2000-5000 м, и высокая минерализация
(200-500 г на один литр). Поэтому использование геотермальных
вод требует тщательного экономического обоснования.
Значительную долю в теплоснабжении промышленных пред-
приятий низкотемпературным теплом в случае большой энергоем-
кости технологических процессов могут составлять вторичные энер-
горесурсы (ВЭР). ВЭР содержат тепло в виде отходящих газов печей
и установок, в горячей воде и паре после технологических устано-
вок. Это тепло может быть использовано для отопления помещений
и горячего водоснабжения. Вопросам использования ВЭР в настоя-
щее время уделяется должное внимание.
Кроме рассмотренных видов энергии для теплоснабжения весь-
ма актуальным является использование низкотемпературного при-
родного тепла воздуха, грунта, воды водоемов и низкотемператур-
ного тепла ВЭР с помощью тепловых насосов. Последние повышают
потенциал тепла среды до необходимого уровня, затрачивая при
этом дополнительно некоторое количество электрической энергии
на привод компрессора.
Также важным вопросом в развитии теплоснабжения в Беларуси
является разумное, т.е. экономически оправданное сочетание тепло-
фикации с централизованным и автономным теплоснабжением, при-
чем с широким использованием местных видов топлива.
Не менее важным является своевременная модернизация систем
теплоснабжения с использованием современных технологий, мате-
риалов и оборудования, с широкой автоматизацией как технологи-
ческих процессов, так и управления в системе источник тепла - теп-
лосеть - установки теплопотребления.
14
1. ТЕПЛОВОЕ ПОТРЕБЛЕНИЕ
1.1. Тепловые нагрузки
По режиму потребления тепла в течение года различают сезон-
ные и круглогодовые тепловые нагрузки.
К сезонным относят тепловые нагрузки на отопление, вентиля-
цию и кондиционирование воздуха. График каждой из этих нагрузок
нс имеет круглогодичного характера, а действует только в течение
отопительного периода. Характер изменения величины сезонных
нагрузок зависит от географического положения теплопотребляю-
щего объекта и от изменяющихся климатических условий (темпе-
ратуры наружного воздуха, его влажности, скорости и направления
ветра).
Сезонные тепловые нагрузки имеют относительно постоянный
суточный график и переменный годовой график.
Величина отопительной нагрузки в течение года зависит от ме-
теорологических условий данного отопительного периода и может
значительно отличаться от нагрузок отопительных периодов преды-
дущих лет. Изменение отопительной нагрузки в течение суток зави-
сит от теплоустойчивости ограждающих конструкций здания.
Тепловая нагрузка на вентиляцию по часам суток может отли-
чаться большим разнообразием в зависимости от типа предприятий,
режима работы и технологии. Если в системах кондиционирования
воздуха искусственный холод производится на основе использова-
ния тепловой энергии из теплосети, то такие системы относятся к
круглогодовым потребителям.
К круглогодовым тепловым нагрузкам относят нагрузку горяче-
го водоснабжения и технологическую нагрузку.
Величина и характер нагрузки горячего водоснабжения зависят
от типа теплопотребляющего объекта (жилые здания, общежития,
гостиницы, общественные здания, коммунальные потребители и
т.д.), степени благоустройства жилых и других зданий, от вида те-
плопотребителей и от режима потребления горячей воды потреби-
телями.
В теплый период года тепловая нагрузка на горячее водоснаб-
жение уменьшается по сравнению с холодным периодом на 30-35%,
так как летом температура холодной воды в водопроводе на 10-12 °C
выше, чем зимой. Кроме того, в теплый период уменьшается коли-
чество потребителей (отпуска, дачи и т.п.).
15
Технологические нагрузки зависят от типа предприятий, коли-
чества потребляемого тепла и его вида (горячая вода, пар), режима
работы предприятий (количество смен) и от технологии.
Круглогодовые тепловые нагрузки не зависят от метеорологиче-
ских факторов. Они имеют переменный суточный график и относи-
тельно постоянный годовой график.
При проектировании систем теплоснабжения расчетные вели-
чины тепловых нагрузок следует принимать по типовым проектам
отопления, вентиляции и горячего водоснабжения теплопотребляю-
щих объектов, технологическим проектам или по эксплуатационным
данным. При перспективном строительстве расчетные тепловые на-
грузки из типовых проектов следует принимать с соответствующи-
ми корректировками по климатическим условиям и новым норма-
тивным требованиям.
При отсутствии вышеуказанных сведений расчетные тепловые
нагрузки определяются расчетом по укрупненным показателям.
Степень укрупнения при этом может быть различной.
Например, при расчете теплопотребления проектируемого рай-
она города удельные тепловые нагрузки можно рассчитывать на од-
ного жителя, на 1 м2 жилой площади и относить ко всей территории,
к микрорайону или к кварталу, так как соотношение жилых, общест-
венных, административных и промышленных зданий обычно бывает
различным.
Из укрупненных показателей тепловых нагрузок наименьшую
степень укрупнения имеют показатели по отдельным зданиям, сле-
довательно, они обладают наибольшей точностью.
1.2. Определение тепловых нагрузок для жилых
районов городов и населенных пунктов
При отсутствии нормативных данных, т.е. при отсутствии про-
ектов отопления, вентиляции и горячего водоснабжения жилых,
общественных и производственных зданий, а также технологиче-
ских проектов производств тепловые нагрузки должны опреде-
ляться [17]:
-для предприятий - по укрупненным ведомственным нормам
расхода тепла или по проектам аналогичных предприятий;
- для жилых районов городов и населенных пунктов - по форму-
лам, приведенным ниже.
16
Максимальный тепловой поток (тепловая нагрузка), Вт, на ото-
пление жилых и общественных зданий
атах = ?о^(1 + ^1Х (1-1)
где q0 - укрупненный показатель максимального теплового потока
(тепловой нагрузки) на отопление жилых зданий на 1 м2 общей
площади, принимаемый по прил. А [17] в зависимости от t0,
этажности и периода строительства здания, Вт;
А - общая площадь жилых зданий, м2;
Ki - коэффициент, учитывающий тепловой поток на отопление
общественных зданий. При отсутствии данных следует прини-
мать К\ = 0,25.
Общая и жилая площадь связаны соотношением
K = FJA= 0,6-0,72.
Общую площадь жилых зданий А, м2, определяют исходя из жи-
лой площади F-x и безразмерного планировочного коэффициента
квартиры К, величину которого рекомендуется принимать равной
0,6-0,72 [18, с. 10]. Пользуясь табл. 4.1 и 4.1, а [20] можно опреде-
лить жилую площадь квартала и количество населения, проживаю-
щего в квартале:
m = FJ/ж,
где/к - норма жилой площади на одного жителя, принимается мест-
ными органами власти,/к = 9,15,18 м2/чел.
Максимальный тепловой поток, Вт, на вентиляцию обществен-
ных зданий
Qvmax-qo-AK}K2, (1.2)
где К2 - коэффициент, учитывающий тепловой поток на вентиляцию
общественных зданий; при отсутствии данных следует принимать
для общественных зданий постройки до 1985 г. - 0,4; для зданий
постройки после 1985 г. - 0,6.
Средний тепловой поток, Вт, на горячее водоснабжение жилых
и общественных зданий
z) _ • с (о + Z>) (tm—tc) ‘1,2 fi
24-3600 1 '
или
Qhm=qh-m>
17
где т - количество жителей (в квартале, микрорайоне), чел.;
с - удельная теплоемкость воды, с = 4187 Дж/(кг-°С);
а - норма расхода горячей воды в литрах при температуре 55 °C
одного человека в средние сутки за отопительный период [11,
прил. Б];
b - то же для общественных зданий. При отсутствии данных
принимать равной 25 кг/сут на одного человека (25 л/сут-чел.);
t„ - средняя температура горячей воды в водоразборных стоя-
ках: = 55 °C;
tc - температура холодной воды в зимний период: tc = 5 °C (при
отсутствии данных);
1,2 - коэффициент, учитывающий теплоотдачу в помещения от
трубопроводов системы горячего водоснабжения, в том числе на
отопление ванных комнат;
qh - укрупненный показатель среднего теплового потока на го-
рячее водоснабжение на одного человека (с учетом обществен-
ных зданий), Вт/чел. [17, прил. А].
Максимальный тепловой поток, Вт, на горячее водоснабжение
жилых и общественных зданий
QhBm = 2,4Qhm. (1.4)
Средний тепловой поток на отопление, Вт, за отопительный пе-
риод следует определять по выражению
&г = ботах ТЕК О-5)
li *о
где h - расчетная температура внутреннего воздуха в помещениях.
В расчетах теплопотребления следует принимать для жилых
зданий ti= 18 °C, для производственных зданий ^=16 °C; при
расчете теплопотребления городов (районов) = 18 °C;
tm - средняя температура наружного воздуха за отопительный
период, °C;
to - расчетная температура наружного воздуха для проектирова-
ния отопления, °C.
Средний тепловой поток на вентиляцию, Вт (также за отопи-
тельный период)
•г
Средний тепловой поток, Вт, на горячее водоснабжение в теп-
лый период года
18
th -ts
(1-7)
где tsc - температура холодной воды в водопроводе в летний период,
при отсутствии данных следует принимать t“c = 15 °C;
0 - коэффициент, учитывающий изменение среднечасового рас-
хода воды на горячее водоснабжение в летний период, прини-
маемый для жилых, общественных и коммунальных зданий
Р = 0,8. Для южных и курортных городов р= 1,5, а для пром-
предприятий Р = 1,0.
Годовая тепловая нагрузка на отопление, кВт-ч:
2оГОД = 0от-«о-24-1О-3, (1.8)
где п0 - продолжительность отопительного периода в сутках (число
суток с температурой наружного воздуха /0 = +8 °C и ниже).
Годовая тепловая нагрузка на вентиляцию общественных зда-
ний кВт-ч:
Q^=Q.mnozw-3, (1.9)
где Z - усредненное за отопительный период число часов работы
систем вентиляции общественных зданий в течение суток (при от-
сутствии данных принимать Z = 16 ч).
Годовая тепловая нагрузка на горячее водоснабжение жилых и
общественных зданий, кВт-ч:
er = am«o-2410-3+^M(350-«o)2410-3, (1-Ю)
где 350 = 365-15, а 15 - число суток в году, когда тепловая сеть от-
ключается на профилактику и текущий ремонт.
Годовые тепловые нагрузки для промпредприятий определяют
по ведомственным нормам теплопотребления, а для действующих
предприятий используют эксплуатационные данные. При определе-
нии нагрузок учитывают режимы теплопотребления, сменность ра-
боты и число дней работы в году.
1.3. Определение тепловых нагрузок
для отдельных зданий и сооружений
Расчетные тепловые нагрузки, Вт, на отопление для отдельных
зданий, объемы и размеры которых известны, определяют по выра-
жению
19
о, = (1+ц)9<Л(/,-О, (1.11)
где q0 - удельная тепловая нагрузка на отопление (удельная отопи-
тельная характеристика здания), определяемая по справочной
литературе в зависимости от типа здания, его размеров, расчет-
ной температуры наружного воздуха, времени постройки,
Вт/(м3«°С);
Vc - объем здания по наружному обмеру - строительный объем
здания, м3;
ц - коэффициент инфильтрации, учитывающий долю расхода
тепла на подогрев наружного воздуха, поступающего в помеще-
ния через неплотности наружных ограждений:
J/ t +273 А
2gH 1-^-^- + и2, (1.12)
6 4+273)
где b - постоянная инфильтрации, учитывающая коэффициент ос-
текления наружных ограждений и конструкцию оконных про-
емов, с/м; для отдельных промышленных зданий с большими
световыми проемами Ъ = (35-40)-10-3 с/м; для жилых и общест-
венных зданий с двойным остеклением Ъ = (8-10)-10-3 с/м;
g - ускорение силы тяжести, м/с2;
Н- высота помещения (здания), м;
о - расчетная скорость ветра в холодный период года, м/с.
В соответствии с последними нормативными требованиями рас-
четная тепловая нагрузка на отопление жилых зданий должна вы-
числяться исходя из величины жилой площади, тогда выражение
(1.11) будет иметь вид
Йо = (1 + Н)?о Дк’-^и(^в —^Н.о). (1-13)
Объемный коэффициент здания равен
Ки = ^~, м’/м2.
Для кирпичных зданий старой застройки с высотой этажа 4 м
К» = 7-8 м^м2; для кирпичных и крупнопанельных зданий 1955—
1970 гг. с высотой этажа 2,8 м К^ = 5,2-6,2 м^м2; для зданий более
поздней постройки К» = 6,2-7,3 м^м2.
Расчетный тепловой поток, Вт, на вентиляцию для отдельных
общественных и промышленных зданий
20
(1.14)
где qv - удельная вентиляционная характеристика зданий, Вт/(м3-°С),
принимается в зависимости от назначения здания, его объема, усло-
вий вентиляции и др. [13]. При отсутствии данных для обществен-
ных зданий допускается принимать усредненную величину qo =
--- 0,232 Вт/(м3-°С).
Тепловой поток, Вт, на горячее водоснабжение за период (сутки,
смена) максимального водопотребления вычисляется по формулам:
а) в течение часа среднего водопотребления
Q^c'p'q^~tc)+Qht, Вт; (115)
б) в течение часа максимального водопотребления
(116)
В этих выражениях:
с - удельная теплоемкость воды: с = 4186 Дж/(кг °С);
р - плотность воды: р = 1000 кг/м3;
qb - максимальный часовой расход горячей воды, м3/ч;
q? - средний часовой расход горячей воды, м3/ч;
Q* - потери теплоты подающими теплопроводами и полотенце-
сушителями системы горячего водоснабжения, Вт.
На начальном этапе проектирования системы горячего водо-
снабжения, когда диаметры теплопроводов не известны, точное оп-
ределение потерь тепла в системе невозможно и Q? оценивается
приближенно, в долях от расхода тепла на подогрев среднечасового
расхода воды до нормативной температуры, т.е.
(Ы7)
при этом формулы (1.15) и (1.16) принимают вид
r\h _ ~ 4)0 + Р) . /1 tm
^т“ 3600 ’ (1Л8'
S-& _ C’P’Qhrtfm ~ А:)(1 + Р) zi in\
3600 • (11У)
Величину р следует принимать 0,05-0,2 при изолированных во-
доразборных стояках и 0,1-0,3 при неизолированных водоразбор-
ных стояках или по табл. Г4 [11].
21
Максимальный часовой расход горячей воды в системе горячего
водоснабжения, м3/ч, следует вычислять по формуле
= 0,005-^-а^, (1.20)
где а^. - коэффициент, принимаемый согласно [11, прил. В] в зави-
симости от общего количества приборов N, обслуживаемых систе-
мой, и вероятности их использования Р^.
Вероятность использования приборов для системы в целом оп-
ределяется по формуле
, _ 3600 PgoA
Ar h
Qo.hr
(1.21)
Часовой расход воды санитарно-техническим прибором
л/ч, определяется при одинаковых потребителях воды в здании или
сооружении по [11, прил. А и Б], а при отличающихся потребителях
- по формуле
---------• (1.22)
ЕМАгз
1
При отсутствии сведений о видах и количестве санитарно-
технических приборов допускается принимать = 200 л/ч.
Вероятность действия санитарно-технических приборов Р на
участке сети следует определять:
а) при одинаковых потребителях в системе
qhhr*-U .
qho-N-3600’
(1.23)
б) при отличающихся группах потребителей воды в системе
ЕМЗ
Р = ±---. (1.24)
ЕМ
1
При отсутствии данных о количестве водоразборных приборов
допускается определять Р, принимая N=U.
В выражении (1.23) и есть норма расхода горячей воды, л,
одним потребителем в час наибольшего потребления [11, прил. Б],
a U- количество потребителей горячей воды.
22
Секундный расход горячей воды л/с, водоразборной армату-
рой (прибором), отнесенный к одному прибору, необходимо опреде-
лять:
а) отдельным прибором - согласно [11, прил. А];
б) различными приборами, обслуживающими одинаковых по-
требителей на участке системы горячего водоснабжения, - согласно
111, прил. Б];
в) различными приборами, обслуживающими различных потре-
бителей, - по выражению
ZNrPi-q^
qh0=~4--------, (1-25)
1
где у* - секундный расход воды водоразборной арматурой (прибором),
принимаемый по [11, прил. 3] для каждой группы потребителей, л/с.
Максимальный секундный расход воды на расчетном участке
системы горячего водоснабжения при гидравлическом расчете
qh = 5-q*-a, (1.26)
где а - коэффициент, определяемый по [11, прил. В] в зависимости
от общего количества водоразборных приборов N, обслуживаемых
расчетным участком, и вероятности их действия Р в системе.
Средний часовой расход горячей воды м3/ч, за период (сутки,
смена) максимального потребления воды Т, ч, следует определять по
выражению
ah Яи'Ц (127)
?т 1000-7” 1 '
где - норма расхода горячей воды одним потребителем в сутки
(смену) максимального потребления, л/сут (л/см) [11, прил. Б].
1.4. Часовые и суточные графики потребления
горячей воды
Расход воды (тепла) на горячее водоснабжение в жилых зданиях
колеблется в течение суток, недели, месяца. По нормам расхода во-
ды или на основании данных наблюдений строятся графики потреб-
ления (расхода): часовые, суточные, недельные и годовые.
Графики могут быть для одного объекта или группы объектов,
обслуживаемых центральным тепловым пунктом (ЦТП), и для рай-
23
она города. На рис. 1.1 показан пример суточного графика расхо-
да тепла на горячее водоснабжение в жилом доме. Здесь за 100%
принята величина среднесуточного расхода тепла. Могут быть
графики, где за 100% принят среднечасовой расход. Переход к гра-
фику в единицах расхода тепла производится по величине средне-
часового (среднесуточного) расхода, равного 100% на безразмер-
ном графике.
Рис. 1.1. Суточный график расхода тепла на горячее
водоснабжение жилого дома
На рис. 1.2 приведен суточный график расхода тепла для бани, а
на рис. 1.3 - график потребления горячей воды по характерным
дням недели.
Неравномерность потребления тепла в течение суток характери-
зуется коэффициентом часовой неравномерности Кч, показывающим
отношение максимального часового расхода воды к среднечасо-
вому расходу воды
24
Рис. 1.2. Суточный график расхода тепла для бани
Рис. 1.3. Суточный график потребления горячей воды
по характерным дням недели:
q* - средний часовой расход горячей воды, м3/ч за сутки
25
В общем случае для определения Кч вначале необходимо опре-
делить по формуле (1.20), а затем использовать выражение [18]
24-1000-^
’ Яи-N
(1-29)
1.5. Интегральные графики расхода тепла.
Аккумуляторы тепла
Для определения режима подачи и потребления тепла строят
интегральные графики. Исходные данные принимают по суточному
графику расхода тепла для характерного потребителя или объекта.
Пример
По имеющемуся суточному графику потребления тепла на горя-
чее водоснабжение (рис. 1.4) построить интегральный график пода-
чи и потребления тепла.
Рис. 1.4. Суточный график потребления тепла на горячее
водоснабжение
По суточному графику определяем произведения часовых рас-
ходов тепла на продолжительность данных величин расходов. Далее
суммируем расход тепла от начала потребления. Результаты сводим
в табл. 1.1 и строим график в координатах «количество тепла-часы
суток» (рис. 1.5).
Таблица 1.1
Часы Теплопотребление, Q, ГДж Суммарное теплопотребление Ей ГДж
8-10 0,4 0,4
10-12 1,2 1,6
12-14 0,2 1,8
14-18 0,8 2,6
18-20 1,4 4,0
20-22 0,8 4,8
ГДж|
Часы суток
Рис. 1.5. Интегральный график подачи и потребления тепла
Соединяем точку начала потребления тепла 0 ГДж - в 8 ч с ко-
нечной точкой: 5,4 ГДж - в 24 ч. Эта линия есть линия подачи тепла,
а ломаная - это линия потребления тепла. Тангенс угла наклона ли-
нии подачи тепла есть среднечасовой расход тепла за сутки:
27
(1.30)
'S°=^4
Линия подачи тепла не может проходить ниже линии потребле-
ния тепла, так как это означает, что в некоторое время тепла потреб-
ляется больше, чем подается в систему. Поэтому линию подачи тепла
поднимаем вверх до точки максимальной разницы величин потребле-
ния и подачи (в примере это точка в 12 ч). Получаем действительную
линию подачи тепла. Из интегрального графика видно, что в этом
случае необходимо опережение подачи тепла в систему на 50 мин.
Подаваемая вода накапливается в баке-аккумуляторе. Это дает воз-
можность:
- увеличить время потребления горячей воды абонентами;
- уменьшить теплопроизводительность водоподогревателей, а
также выровнять их нагрузку;
- устранить колебания температуры горячей воды в системе.
Аккумуляторы тепла устанавливают в банях, прачечных и для
других потребителей с большой неравномерностью расхода горячей
воды. Для жилых зданий, присоединенных к тепловой сети с круг-
лосуточным графиком подачи теплоты, аккумуляторы тепла не пре-
дусматриваются.
Максимальная разность ординат подачи и потребления тепла по-
казывает вместимость бака-аккумулятора в тепловых единицах. Вме-
стимость, л (объем, м3), аккумулятора тепла находят по выражениям:
а) при схеме с постоянным объемом и переменной температурой
воды
Lmax
(1.31)
(/max-^in)c-p’
б) при схеме с переменным объемом и постоянной температу-
рой воды
у = max
“ fe-Oc-p’
где Лщах - максимальная разность ординат линий подачи и потреб-
ления тепла, кДж;
Anax, /min - соответственно максимальная и минимальная темпе-
ратура воды в аккумуляторе: = 70 °C, /min = 40 °C;
th - расчетная температура горячей воды в системе горячего во-
доснабжения, °C;
/с - расчетная температура холодной воды в водопроводе, °C.
(1-32)
28
Баки-аккумуляторы устанавливают по схеме с верхним (откры-
тые баки на чердаках, технических этажах) и с нижним расположе-
нием (аккумуляторы продавливания с зарядочным насосом и без не-
го). В качестве аккумуляторов применяют различные емкости, баки
по МВН-718-724, конденсатные баки по МВН ССЭС-2102, корпуса
унифицированных механических фильтров, емкостных водоподог-
ревателей и т.п.
1.6. Годовые графики потребления тепла
Для определения расхода топлива, режимов использования обо-
рудования и графиков его ремонта, а также графиков отпусков об-
служивающего персонала строятся годовые графики расхода тепла.
Графики тепловых нагрузок на отопление и вентиляцию (рис. 1.6)
представляют собой прямые линии, построенные по формулам
(1.13) и (1.14).
Рис. 1.6. Графики тепловых нагрузок на отопление и вентиляцию
(в отопительный период) и на горячее водоснабжение
Пересчет тепловых нагрузок при текущих значениях температу-
ры наружного воздуха производится по формулам
ei>=a>™~. ом)
где 4 - текущая температура наружного воздуха, например: 4 = +8 °C.
29
При построении годового графика потребления тепла на горячее
водоснабжение величины нагрузок определяют по формулам (1.18),
(1.19) и (1.7).
При построении годовых графиков по месяцам расходы тепла на
отопление, вентиляцию определяют по среднемесячным температу-
рам наружного воздуха, формулы (1.33) и (1.34). Пример годового
графика расхода тепла по месяцам приведен на рис. 1.7.
Рис. 1.7. Годовой график расхода тепла по месяцам
Для определения расчетной теплопроизводительности и режима
совместной работы источников тепла, установления выгодных па-
раметров теплоносителя, выбора экономического режима работы
теплоподготовительного оборудования источников тепла, а также
определения других экономических показателей используют годо-
вые графики продолжительности тепловой нагрузки (сезонной, ото-
пительно-вентиляционной, суммарной на отопление, вентиляцию,
горячее водоснабжение и технологию).
График годового расхода тепла по продолжительности стояния
температур наружного воздуха строится на основании графика сум-
марных часовых расходов тепла и состоит из двух частей: правой -
графика зависимости суммарных часовых расходов тепла от темпе-
ратуры наружного воздуха и левой - годового графика расхода теп-
ла (рис. 1.8).
По оси абсцисс в одну сторону откладывают температуры на-
ружного воздуха, в другую сторону - число часов стояния темпера-
зо
тур наружного воздуха, по оси ординат - тепловые нагрузки (расхо-
ды тепла).
Рис. 1.8. Годовой график расхода тепла по продолжительности стояния
температур наружного воздуха
Число часов стояния температур наружного воздуха за отопи-
тельный период для данного города определяют по [20, прил. 3 и 6,
табл. 1.3].
31
2. СИСТЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
2.1. Классификация систем теплоснабжения.
Теплоносители
Основными составными частями системы теплоснабжения яв-
ляются источник тепла, тепловая сеть и местные системы теплопо-
требления. В качестве источника тепла могут быть ТЭЦ, районные
или групповые котельные, местные котельные и индивидуальные
источники тепла. На теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) одновременно
производятся электрическая и тепловая энергия (электрическая
энергия производится на тепловом потреблении), т.е. осуществляет-
ся теплофикация, поэтому системы теплоснабжения от ТЭЦ назы-
вают теплофикационными. Системы теплоснабжения от районных
котельных (РК) или групповых котельных называют централизо-
ванными системами теплоснабжения.
Местная котельная обслуживает, как правило, одного потреби-
теля, например, баню. Этот источник теплоты можно считать де-
централизованным или индивидуальным.
На ТЭЦ или в котельной имеется комплекс установок и обору-
дования для приготовления теплоносителя (воды или пара), который
транспортируется в тепловой район к потребителям по тепловым
сетям из стальных трубопроводов. В тепловом районе имеются
групповые или индивидуальные тепловые пункты (станции), к кото-
рым присоединены системы теплоиспользования потребителей теп-
ла (системы отопления, вентиляции, кондиционирования воздуха,
технологические системы).
Таким образом, комплекс установок и оборудования, предна-
значенных для подготовки, транспорта и использования теплоноси-
теля, составляет систему теплоснабжения.
Системы теплоснабжения можно классифицировать:
- по источнику теплоснабжения - теплофикационные системы,
централизованные системы от районных или групповых котель-
ных и децентрализованные системы от местных, индивидуаль-
ных котельных, отопительных печей и т.п.;
- теплоносителю - водяные и паровые;
- способу присоединения систем горячего водоснабжения потре-
бителей тепла - на закрытые и открытые;
- способу транспорта теплоносителей или по количеству трубо-
проводов теплосети - на одно-, двух- и многотрубные;
32
- режиму отпуска теплоты - системы с центральным, местным и
смешанным регулированием; с количественным, качественным,
качественно-количественным и прерывистым регулированием
(регулирование пропусками).
Для перемещения теплоты в настоящее время используют два
вида теплоносителя - воду и пар, в связи с чем и различают водяные
и паровые системы теплоснабжения. Для покрытия сезонной нагруз-
ки и нагрузки горячего водоснабжения в качестве теплоносителя
используют воду. Пар в качестве теплоносителя используется для
покрытия технологических нагрузок в паровых системах теплоснаб-
жения промпредприятий. В этих случаях теплоноситель - пар часто
используется также для покрытия нагрузок отопительной, вентиля-
ционной и системы горячего водоснабжения.
Выбор теплоносителя определяется технико-экономическим
расчетом и зависит от характера источника тепла и вида теплопо-
требителя.
Вода как теплоноситель имеет ряд преимуществ перед паром:
- возможность транспорта тепла на большие расстояния без его
существенных потерь. Понижение температуры воды в среднем
составляет менее 1 °C на 1 км теплопровода. Энергетический
потенциал пара изменяется более значительно, например, дав-
ление пара уменьшается в среднем на 0,1-0,15 МПа на 1 км
длины паропровода. Соответственно при водяных системах дав-
ление пара в отборах турбин значительно ниже, чем при паро-
вых системах (0,06-0,2 МПа против 0,1-0,15 МПа);
- осуществление центрального качественного и количественного
регулирования у источника тепла;
- сохранение всего конденсата у источника тепла. В паровых сис-
темах неизбежна потеря конденсата, а также его загрязнение и
аэрация. Очистка возвращаемого конденсата и его деаэрация в
ряде случаев приводит к значительным материальным затратам;
- схемы присоединения потребителей к водяным теплосетям
проще, чем к паропроводам. Дополнительные устройства и обо-
рудование систем возврата и транспорта конденсата в паровых
системах также увеличивают материальные затраты;
-повышенная аккумулирующая способность водяной системы
позволяет сглаживать график теплоснабжения.
В свою очередь, пар как теплоноситель по сравнению с водой
имеет следующие достоинства:
33
2 Теплоснабжение
- более широкие возможности применения пара как теплоносите-
ля при сочетании технологических нагрузок с нагрузками ото-
пительной, вентиляционной системы и системы горячего водо-
снабжения;
- хорошее распределение тепла между абонентами при разветв-
ленной теплосети. В водяных теплосетях хорошее распределе-
ние теплоносителя может быть достигнуто более точной увяз-
кой всех ответвлений при гидравлическом расчете теплопрово-
дов;
- незначительная величина гидростатического давления при боль-
ших перепадах высот рельефа местности вследствие значитель-
но меньшей удельной плотности пара по сравнению с водой;
- отсутствие расхода электроэнергии на перемещение пара. В па-
ровых системах электроэнергия расходуется только на возврат
конденсата, количество ее не сравнимо с количеством электро-
энергии на транспорт воды в водяных системах;
- простота обнаружения аварий и их ликвидация (полностью пар
из паропровода не выпускается).
При выборе параметров теплоносителя учитываются технико-
экономические показатели по всем элементам системы - источнику
тепла, теплосети, абонентским установкам.
В настоящее время в Республике Беларусь для удовлетворения
коммунально-бытовой нагрузки (нагрузки отопления, вентиляции и
горячего водоснабжения) жилых, общественных зданий и промыш-
ленных предприятий в качестве теплоносителя используется вода,
т.е. применяют водяные системы теплоснабжения. При теплофика-
ции это позволяет использовать для теплоснабжения отработавший
пар низкого давления из отборов теплофикационных турбин, что
повышает эффективность теплофикации.
Пар как теплоноситель используется на предприятиях, обычно в
сочетании с технологическим потреблением пара, а также после
технологических аппаратов в виде конденсата.
В тех случаях, когда основной тепловой нагрузкой теплового
района является технологическая нагрузка высокого потенциала, а
сезонная нагрузка невелика, в качестве теплоносителя применяется
пар.
При выборе системы теплоснабжения и параметров теплоноси-
теля учитываются технические и экономические показатели по всем
элементам системы: источнику тепла, теплосети, абонентским уста-
новкам. При выборе паровых систем от ТЭЦ тепловая нагрузка по-
34
крывается паром более высокого потенциала, поэтому удельная
комбинированная выработка электрической энергии снижается.
Температуру воды в водяных тепловых сетях в настоящее время
принимают по графику от 120-70 до 150-70. Переход на повышен-
ные параметры сулит экономическую выгоду, однако это требует
повышение давления, что в свою очередь требует перевода всех сис-'
тем отопления на независимую схему и возможно при соответст-
вующих запасах прочности трубопроводов теплосети.
Но увеличение температуры теплоносителя снижает его расход
и соответственно уменьшает диаметры теплопроводов. Это влечет за
собой уменьшение энергии на транспорт теплоносителя, уменьше-
ние капитальных затрат и т.д.
Так, если увеличить расчетный перепад температур теплоно-
сителя в два раза (с 120-70 до 170-70), то расход сетевой воды со-
кратится в два раза, гидравлическое сопротивление уменьшится в
четыре раза (квадратичная зависимости), а расход энергии на при-
вод сетевых насосов уменьшится в восемь раз (кубическая зависи-
мость).
С другой стороны, увеличение температуры теплоносителя при
его неизменном расходе позволяет увеличить количество транспор-
тируемой теплоты в тепловой район, что дает возможность подклю-
чать новых потребителей теплоты при уплотнении застройки.
2.2. Водяные системы
По способу подключения потребителей тепла различают два ти-
па систем теплоснабжения: закрытые и открытые. В закрытых сис-
темах вода, циркулирующая в теплосети, используется только как
теплоноситель и из трубопроводов сети разбор воды не производит-
ся. В открытых системах вода частично или полностью разбирает-
ся из трубопроводов на горячее водоснабжение абонентов, подклю-
ченных к теплосети.
В зависимости от числа труб водяные системы разделяют на од-
нотрубные, двухтрубные и многотрубные. Наиболее простой явля-
ется однотрубная бессливная система, которая может применяться
при равенстве расходов сетевой воды на покрытие отопительно-
вентиляционной нагрузки и нагрузки горячего водоснабжения, ве-
личина которой имеет постоянное значение.
Наибольшее применение в настоящее время находят двухтруб-
ные системы, как требующие меньших капиталовложений по срав-
нению с многотрубными и более надежные в эксплуатации. Двух-
35
2*
трубные системы применимы в тех случаях, когда всем потребите-
лям теплового района требуется теплота одинакового потенциала
(отопление, вентиляция и горячее водоснабжение).
Если требуется тепло разного потенциала (например, техноло-
гическая нагрузка), то применяют трехтрубные системы - две по-
дающие линии с теплоносителем разного потенциала - и общая об-
ратная линия. Примером однотрубной системы могут служить сис-
темы горячего водоснабжения без циркуляционного трубопровода,
паровые системы без возврата конденсата, транзитный трубопровод
от загородного источника теплоты в тепловой район с открытой сис-
темой теплоснабжения.
2.2.1. Закрытые системы
В зависимости от характера и величины тепловой нагрузки и
режима работы теплосетей могут применяться различные схемы
присоединения абонентов - абонентские вводы, местные или инди-
видуальные тепловые пункты (ИТП) и центральные тепловые пунк-
ты (ЦТП). На рис. 2.1 показаны возможные схемы присоединения
систем отопления к тепловой сети. На рис. 2.1, a-е системы отопле-
ния подключены по зависимой схеме, на рис. 2.1, ж система ото-
пления присоединена по независимой схеме, через теплообменник.
При зависимых схемах присоединения вода из теплосети поступает
непосредственно в систему отопления, давление теплоносителя в
системе отопления зависит от давления в теплосети в месте присое-
динения системы отопления, система отопления гидравлически свя-
зана с теплосетью.
При независимом присоединении сетевая вода поступает в теп-
лообменник, в котором нагревает воду из системы отопления. Дав-
ление воды в системе отопления не зависит от давления в тепловой
сети, так как система отопления гидравлически не связана (не зави-
сима) с тепловой сетью.
Основным недостатком зависимых схем присоединения являет-
ся жесткая гидравлическая связь тепловой сети и нагревательных
приборов систем отопления абонентов. Поэтому зависимые системы
отопления применяют в условиях, когда давление в тепловых сетях
не превышает прочности отопительных приборов. Например, чугун-
ные радиаторы выдерживают избыточное давление до 0,6 МПа,
стальные конвекторы - до 1,0 МПа.
Рассмотрим возможные случаи присоединения местных систем
отопления.
36
По схеме рис. 2.1, а присоединяются системы отопления про-
мышленных предприятий, а если температура сетевой воды не пре-
вышает 105 °C, то могут присоединяться и системы отопления жи-
лых и общественных зданий. Вода из подающего трубопровода теп-
лосети поступает в нагревательные приборы, остывшая вода
возвращается в обратный трубопровод теплосети.
Рис. 2.1. Схемы присоединения местных систем отопления к двухтрубным
водяным теплосетям:
а-е - зависимые схемы: а - непосредственное присоединение; б - со смесительным
узлом в виде водоструйного элеватора; в - то же с регулируемым водоструйным
элеватором; г - со смесительным насосом на перемычке; д - с циркуляционным
насосом на подающем трубопроводе; е - то же на обратном трубопроводе; ж - не-
зависимая схема присоединения системы отопления к тепловой сети;
РР - регулятор расхода (перепада давления в теплосети); РО - регулятор отопления;
СН - смесительный насос; ЦН - циркуляционный насос; РБ - расширительный бак;
1 - нагревательный прибор; 2 - водоструйный элеватор нерегулируемый; 3 - регулиру-
емый водоструйный элеватор; 4 - обратный клапан; 5 - водоводяной теплообменник
До последнего времени системы отопления малоэтажных жилых
и общественных зданий (до девяти этажей) в большинстве своем
присоединялись к тепловым сетям по зависимой схеме с элеватор-
ным смещением (рис. 2.1, б). Так как температурный график в теп-
лосети часто бывает выше 100 °C, а в системах отопления жилых и
общественных зданий температура теплоносителя не должны пре-
вышать 95 °C, то понижение температуры осуществляется подме-
шиванием воды из обратного трубопровода системы отопления в
подающий. Смешанная вода, имеющая более низкую температуру,
поступает в систему отопления. Серьезным недостатком схемы яв-
ляется отсутствие циркуляции в системе отопления при прекраще-
нии подачи воды в сопло элеватора (при аварийном выключении
возможно замораживание воды в системе отопления).
37
Другим недостатком элеватора является низкий КПД, равный
0,2-0,3. Для создания требуемой разности давления после элеватора
необходимо иметь разность давлений в трубопроводах теплосети до
элеватора в 8-10 раз большую (не менее 100-150 кПа), что требует
увеличения мощности сетевых насосов. Работа элеватора характери-
зуется постоянной величиной коэффициента смешения, т.е. соотно-
шением количества подмешиваемой воды из обратного трубопрово-
да к количеству сетевой воды, проходящей через сопло элеватора.
Этот недостаток не позволяет с повышением температуры наружно-
го воздуха уменьшать расход сетевой воды при расчетных парамет-
рах. При постоянном коэффициенте смещения сокращение расхода
воды через сопло элеватора уменьшает расход воды в системе ото-
пления, что в свою очередь вызывает гидравлическую и тепловую
разрегулировку системы отопления.
Этот недостаток устраняется при применении элеваторов с ре-
гулируемым соплом (рис. 2.1, в). Такие элеваторы позволяют в оп-
ределенных пределах изменять коэффициент смешения, уменьшая
температуру воды, подаваемую в систему отопления, осуществляя
местное качественно-количественное регулирование, не допуская
«перетопов» зданий.
Встречается применение схем с элеваторным смешением и с до-
полнительным насосом на перемычке элеватора. Насос включается в
работу только в периоды необходимости количественного регулиро-
вания или регулирования «пропусками», при температурах наруж-
ного воздуха 8 > /н > 0 °C. Кроме того, насос на перемычке может
включаться в аварийной ситуации для создания циркуляции в мест-
ной системе отопления при отключении теплосети.
Схема с циркуляционным смесительным насосом на перемычке
(рис. 2.1, г) применяется при недостаточной для работы элеватора
разности давлений в трубопроводах ввода теплосети. Это прогрес-
сивное решение кроме преимущества перед элеваторным смещени-
ем позволяет увеличивать гидравлическое сопротивление системы
отопления, используя уменьшенные диаметры труб системы ото-
пления. Это увеличивает гидравлическую устойчивость как системы
отопления, так и системы теплоснабжения в целом.
Схема с повысительно-циркуляционным насосом на подающем
трубопроводе (рис. 2.1, д) находит применение, когда необходимо
повысить давление в подающем трубопроводе системы отопления
до нужной величины. Схемы с циркуляционным насосом на обрат-
ном трубопроводе (рис. 2.1, е) применяют, когда необходимо пони-
38
чить давление в обратном трубопроводе системы отопления. В обо-
их случаях насосы выполняют роль смесительных.
На (рис. 2.1, ж) показана независимая схема присоединения
системы отопления к тепловой сети. По такой схеме подключают
системы отопления в случаях с высоким давлением в теплосети или
отдельные высотные здания, для которых давление в теплосети не-
достаточно для заполнения верхних элементов системы отопления.
Система отопления гидравлически независима от тепловой сети.
Циркуляция воды в системе отопления создается циркуляционным
насосом по схеме: ЦН-теплообменник-нагревательные приборы-
ЦН. Местная система оборудуется расширительным баком (РБ),
создающим необходимое гидростатическое давление независимо от
теплосети. Подпитка системы отопления осуществляется из тепло-
сети (на схеме не показана). Регулятор отопления поддерживает
требуемую температуру внутреннего воздуха в контрольном поме-
щении, изменяя расход сетевой воды (первичного теплоносителя)
через отопительный теплообменник.
На рис. 2.2 показаны примеры отдельного присоединения сис-
темы горячего водоснабжения к тепловой сети.
Рис. 2.2. Схемы присоединения местных систем горячего водоснабжения
к двухтрубным водяным теплосетям:
а - закрытая с верхним расположением аккумулятора тепла; б - закрытая с нижним
расположением аккумулятора тепла;
ЦН - циркуляционный насос; А - аккумулятор тепла; РТ - регулятор температуры;
Т - водоводяной теплообменник; Н - повысительно-циркуляционный насос; В - воз-
духосборник; 4 - расчетная температура
39
Вода (рис. 2.2, а) из водопровода поступает в теплообменник Т,
в котором нагревается сетевой водой до расчетной температуры tT и
подается в систему горячего водоснабжения. Циркуляционная вода
по сборному циркуляционному трубопроводу циркуляционным на-
сосом ЦН подается к теплообменнику, где смешивается с водопро-
водной водой (точка 7). Температура горячей воды поддерживается
на заданном уровне tT регулятором температуры РТ, установленном
на подающем трубопроводе сетевой воды. Аккумулятор тепла А вы-
равнивает график неравномерного водопотребления. Зарядка акку-
мулятора производится снизу при уменьшении водоразбора в систе-
ме горячего водоснабжения, разрядка - под действием массы воды в
баке при увеличении водоразбора в системе. В схеме рис. 2.2, б) с
нижним расположением аккумулятора насос Н при недостатке дав-
ления на вводе водопровода выполняет роль повысительно-
циркуляционного. В схеме насос, диаметры труб и сопротивление
теплообменника на участке 1-2 подбираются так, чтобы при сред-
нечасовом расходе воды потери давления на этом участке были рав-
ны разности давлений, создаваемой насосом, т.е. чтобы при средне-
часовом расходе разность давлений в точках 2 и 7 была равна нулю.
Следовательно, при среднечасовом водоразборе движения воды че-
рез аккумулятор и по циркуляционному трубопроводу нет.
Допустим, водоразбор стал меньше среднечасового. Потери
давления на участке 7-Н-Т-2 уменьшатся и станут меньше разности
давления, создаваемого насосом, давление в точке 2 станет больше,
чем в точке 7, циркуляция возобновится, аккумулятор начнет запол-
няться «сверху вниз», выталкивая вниз холодную воду.
При водоразборе, равном среднечасовому расходу, зарядка ак-
кумулятора прекратится. Если водоразбор увеличится и станет
больше среднечасового, то потери давления на участке 7-Н-Т-2
увеличатся, давление в точке 2 станет меньше, чем в точке 7, холод-
ная вода кроме основного направления 7-Н-П-2 дополнительно
пойдет в аккумулятор снизу и будет осуществляться разрядка акку-
мулятора. Схема хорошо работает при тщательном расчете, подборе
оборудования и регулировке.
В большинстве случаев для абонентов характерны сочетание на-
грузок отопления, горячего водоснабжения и вентиляции, особенно
отопления и горячего водоснабжения. Такое сочетание нагрузок ха-
рактерно для жилых районов и микрорайонов в городах. Поэтому в
тепловых пунктах имеют место схемы совместного присоединения
установок отопления и горячего водоснабжения - параллельная,
40
предвключенная, двухступенчатая смешанная и двухступенчатая
последовательная. В этих схемах отопительные установки могут при-
соединяться как по зависимой, так и по независимой схеме.
При предвключенной схеме (рис. 2.3) подогреватель системы
горячего водоснабжения подключен к теплосети перед системой
отопления. Происходит частичное охлаждение сетевой воды, и
при увеличении водоразбора на горячее водоснабжение в систему
отопления поступает количество теплоты ниже расчетного. Для
уменьшения влияния нагрузки горячего водоснабжения на отопле-
ние в схеме применен метод связанной подачи тепла (связанное
регулирование), суть которого состоит в следующем: регулятор
расхода РР и регулятор температуры РТ работают связанно, зави-
симо один от другого. При минимальном водоразборе на горячее
водоснабжение клапан РТ прикрыт, а РР открыт, в систему отопле-
ния поступает максимальное количество теплоты, которое аккуму-
лируется в ограждающих конструкциях, оборудовании и мебели.
При максимальном водоразборе в системе горячего водоснабжения
клапан РТ открыт, а клапан РР прикрыт, в систему отопления по-
ступает тот же расход сетевой воды, но с меньшей температурой,
охлажденной в подогревателе горячего водоснабжения. В системе
Рис. 2.3. Предвключенная схема присоединения систем
горячего водоснабжения и отопления к теплосети:
ЦН - циркуляционный насос; РР - регулятор расхода (перепада
давления в теплосети); РТ - регулятор температуры; Т - водо-
водяной теплообменник; tr - расчетная температура
41
отопления наблюдается «недотоп», а саккумулированная теплота в
ограждающих конструкциях и оборудовании дополнительно посту-
пает в помещение. Эффект аккумулирования тепла и отдачи его в
помещения увеличивается при увеличении тепловой инерции отап-
ливаемых помещений и системы отопления. Тем не менее пред-
включенная схема может применяться при небольших соотноше-
ниях нагрузок (0Лтах/0о) < 0,1).
При параллельном присоединении систем отопления и горячего
водоснабжения (рис. 2.4) нагрузки горячего водоснабжения и ото-
пления покрываются только теплом из подающего трубопровода
теплосети. Регуляторы температуры горячей воды РТ и отопления
РО независимы один от другого (регулирование несвязанное). Регу-
ляторы РТ и РО поддерживают соответственно температуру горячей
воды tT и воздуха в отапливаемых помещениях 4, изменяя расход
сетевой воды через теплообменники. При такой схеме тепло обрат-
ной воды после системы отопления с температурой 40-70 °C для
подогрева водопроводной воды с температурой 5-8 °C не исполь-
зуется. Расход сетевой воды на абонентском вводе является завы-
шенным, складывающимся из расчетного на отопление и на горячее
Рис. 2.4. Параллельная схема присоединения систем горячего водоснаб-
жения и отопления к теплосети:
ЦН - циркуляционный насос; Т - водоводяной теплообменник; РТ - регулятор
температуры; РО - регулятор отопления; tr - расчетная температура; t„ - рас-
четная температура воздуха в контрольном помещении
42
водоснабжение, определяемого по максимальной тепловой нагрузке
и минимальной температуре сетевой воды (в точке излома графика
центрального качественного регулирования). Параллельная схема
применяется при значительной тепловой нагрузке на горячее водо-
снабжение ((0Лтах/0о) > 1,2).
Расход сетевой воды снижается до 6% при подключении або-
нентов по двухступенчатой смешанной схеме (рис. 2.5), в которой
осуществляется предварительный нагрев водопроводной воды в 1-й
ступени подогрева обратной сетевой водой после системы отопле-
ния. Догрев воды до расчетной температуры tT осуществляется сете-
вой водой из подающего трубопровода во 2-й ступени подогрева.
По сути дела, 1-я ступень подогрева является теплообменником-
утилизатором тепла обратной сетевой воды. Регуляторы РТ и РО
выполняют функции, как и в параллельной схеме, т.е. регулирование
несвязанное. Независимость расхода тепла на отопление и горячее
водоснабжение, а также снижение расхода сетевой воды на горячее
Рис. 2.5. Двухступенчатая смешанная схема присоединения систем
отопления и горячего водоснабжения к теплосети:
ЦН - циркуляционный насос; Т - водоводяной теплообменник; РТ - регуля-
тор температуры; РО - регулятор отопления; I ст и II ст - первая и вторая ступе-
ни подогрева водопроводной воды на горячее водоснабжение; tT - расчетная
температура; /„ - расчетная температура воздуха в контрольном помещении;
г' - температура водопроводной воды после первой ступени подогрева
43
водоснабжение является достоинством схемы. Температура воды,
возвращаемой в обратный трубопровод теплосети, снижается на
3- 5 °C по сравнению с параллельной схемой. При теплоснабжении
от ТЭЦ это позволяет для подогрева сетевой воды использовать от-
работанный пар более низкого давления, от чего возрастает удель-
ная комбинированная выработка электрической энергии.
При теплоснабжении от котельной понижение температуры об-
ратной воды не ведет к увеличению количества топлива, а лишь уве-
личивает мощность рециркуляционных насосов. Рассмотренные
преимущества двухступенчатой смешанной схемы перед параллель-
ной сводятся к минимуму из-за бблывей стоимости оборудования
абонентского ввода. Смешанную схему применяют при соотноше-
нии нагрузок (0лтах/Со) = 0,6-1,2, так как большие нагрузки на горя-
чее водоснабжение почти не влияют на работу системы отопления.
Наиболее экономичной считается двухступенчатая последова-
тельная схема (рис. 2.6), разработанная ВТИ, МЭИ и теплосетью
Минэнерго, как сочетание предвключенной схемы и теплообменни-
ка-утилизатора тепла обратной воды после отопления для предвари-
тельного нагрева водопроводной воды на горячее водоснабжение.
Водопроводная вода поступает в 1-ю ступень, где нагревается
обратной водой после системы отопления до температуры й и потом
Рис. 2.6. Двухступенчатая последовательная схема присоединения
к теплосети систем отопления и горячего водоснабжения
44
подается во 2-ю ступень подогрева, где смешивается с циркуляцион-
ной водой из системы горячего водоснабжения и водой из подающего
трубопровода ввода теплосети нагревается до расчетной температуры
/г. В схеме используется принцип связанной подачи тепла на отопле-
ние и горячее водоснабжение (связанное регулирование). Регулятор,
расхода РРЬ установленный перед системой отопления, и РТ - перед
системой горячего водоснабжения, функционируют зависимо друг от
друга, однако PPi всегда поддерживает перед системой отопления
расход сетевой воды постоянным, хотя и с разной температурой. При
минимальной тепловой нагрузке на горячее водоснабжение (мини-
мальный водоразбор) клапан РТ прикрывается, а клапан PPi открыва-
ется, в систему отопления поступает вода с большей температурой,
т.е. количество тепла больше расчетного, которое аккумулируется в
ограждающих конструкциях и оборудовании отапливаемых помеще-
ний. В часы максимальной тепловой нагрузки на горячее водоснаб-
жение клапан РТ открывается, a PPi прикрывается и в теплообменник
горячего водоснабжения поступает больший расход сетевой воды.
Соответственно в систему отопления поступает расчетный расход, но
с более низкой температурой. Недостающее тепло поступает к внут-
реннему воздуху помещения от нагретых ограждающих конструкций
и оборудования (саккумулированное тепло). Процесс аккумуляции и
передачи саккумулированного тепла менее ощутим с увеличением
тепловой инерции здания £>. Экономичность двухступенчатой после-
довательной схемы подтверждается расчетным расходом сетевой во-
ды, который в распределительных теплосетях и в ответвлениях к по-
требителям равняется ZG = Gomia + Gumax. Однако с целью уменьше-
ния небаланса расхода тепла регулирование подачи тепла в теплосеть
у источника тепла должно осуществляться по повышенному графику.
Последовательную схему целесообразнее применять при соот-
ношении (£?лтах/0о) - 0,6. При применении схемы с соотношением
{Qhtaxx.!Qo) > 0,6 во время повышенного водоразбора и при закрытом
регуляторе расхода в систему отопления поступает расход воды вы-
ше расчетного. С целью недопущения «перетопов» схема оборуду-
ется перемычкой с регулятором расхода РР2. В этом режиме регуля-
тор РР2 открыт и через перемычку проходит часть сетевой воды в
обратный трубопровод, сохраняя в системе отопления расчетный
расход сетевой воды.
Для работы в летний период, когда отключается система ото-
пления, сетевая вода из 2-й ступени подогрева поступает в 1-ю по
перемычке с запорной арматурой.
45
Несмотря на экономические преимущества по сравнению с
двухступенчатой смешанной и параллельной схемами, двухступен-
чатая последовательная схема на практике не находит широкого
применения вследствие более сложного автоматического регулиро-
вания, необходимости тщательной пусковой и рабочей (эксплуата-
ционной) наладки и осуществления центрального качественного ре-
гулирования теплоснабжения по повышенному графику.
2.2.2. Открытые системы
При открытых системах основным типом теплосети, как и при
закрытых, является двухтрубная тепловая сеть. Подключение отопи-
тельных систем аналогично, как и при закрытых системах. На рис. 2.7
приведены схемы совместного присоединения систем отопления и
горячего водоснабжения к теплосети: рис. 2.7, а - с верхним баком-
аккумулятором; рис. 2.7, б - с нижним баком-аккумулятором. Система
отопления может быть присоединена по любой из схем (см. рис. 2.1).
Горячее водоснабжение абонентов производится путем разбора
горячей воды непосредственно из теплосети. Вода из подающего
трубопровода поступает через клапан регулятора смешения PC (сме-
сителя), где давление воды дросселируется до величины давления в
обратном трубопроводе. Сюда же, к смесителю поступает вода из
обратного трубопровода. Регулятор смешения PC (регулятор темпе-
ратуры РТ), регулируя расход воды из подающего трубопровода, под-
держивает температуру воды постоянной и равной обычно 60-65 °C
после смесителя, которая поступает к потребителям. К смесителю
циркуляционным насосом также подается вода из циркуляционного
трубопровода системы горячего водоснабжения. Аккумулятор горя-
чей воды выравнивает суточный график водопотребления. Зарядка
верхнего бака-аккумулятора производится при водоразборе меньше
среднего под давлением в главном стояке системы горячего водо-
снабжения, разрядка - в часы максимального водоразбора за счет
гравитационного давления воды в баке. Зарядка и разрядка нижнего
бака (рис. 2.7, б) производятся следующим образом. При водоразбо-
ре менее среднего перепад давления в диафрагме D уменьшается,
импульс от диафрагмы дает команду регулятору давления на откры-
тие клапана и часть горячей воды поступает в аккумулятор сверху.
При увеличении водоразбора в системе больше среднего клапан ре-
гулятора закрывается, одновременно импульс от диафрагмы дает
команду на пусковое устройство ПУ насосу, который подает допол-
нительный расход воды из аккумулятора в систему горячего водо-
46
снабжения. Регулятор давления РД настраивается на средний расход
горячей воды в системе. Системы отопления и горячего водоснаб-
жения могут управляться по принципу связанного и несвязанного
регулирования. При установке регулятора расхода в местоположе-
ние РР I регулирование систем отопления и горячего водоснабжения
будет несвязанное, регулятор отопления РР I будет поддерживать '
Рис. 2.7. Открытая схема присоединения систем отопления
и горячего водоснабжения к теплосети:
а - с верхним баком-аккумулятором; б - с нижним баком-аккумулятором;
PC (РТ) - регулятор смешения (регулятор температуры горячей воды);
РР I - местоположение регулятора расхода при «несвязанном» регулирова-
нии; РР II - местоположение регулятора расхода при «связанном» регули-
ровании; ПУ - пусковое устройство насоса; D - диафрагма; С - смеситель
47
расход воды в системе отопления постоянным, независимо от регуля-
тора горячего водоснабжения PC (РТ), который поддерживает задан-
ную температуру воды в системе горячего водоснабжения tn изменяя
расход воды из подающего трубопровода теплосети. Расход сетевой
воды на абонентском вводе равен расчетному расходу на отопление
плюс максимальный расход на горячее водоснабжение при темпера-
туре сетевой воды в точке излома температурного графика.
Расход воды из теплосети заметно снижается при присоедине-
нии абонентских систем по принципу связанного регулирования,
при местоположении регулятора расхода РР II, который при этом
поддерживает на абонентском вводе расход воды в подающем тру-
бопроводе постоянным. В часы большого водоразбора из подающе-
го трубопровода снижается подача сетевой воды, а следовательно и
теплоты на отопление. Недоданная теплота компенсируется из по-
дающего трубопровода в часы малого водоразбора, когда в систему
отопления поступает вся сетевая вода или ее ббльшая часть. Для
предотвращения гидравлической разрегулировки системы отопле-
ния на перемычке элеватора предусматривается установка смеси-
тельного насоса, автоматически включающегося в работу при режи-
ме большого водоразбора.
При связанном регулировании строительные конструкции и
оборудование отапливаемых помещений служат в качестве аккуму-
лятора тепла, выравнивающего суточный график теплопотребления.
Установка обратных клапанов на обратном трубопроводе к ре-
гулятору смешения PC препятствует поступлению воды из подаю-
щего трубопровода в обратный.
При устойчивой разности давлений в подающем и обратном
трубопроводах теплосети возможно подключение системы горячего
водоснабжения без циркуляционного насоса, с зимней и летней диа-
фрагмами (рис. 2.8).
В холодный период года, когда температура воды в обратном
трубопроводе после системы отопления выше 40 °C, забор воды
производится из обратного трубопровода (точка 1), циркуляцион-
ный трубопровод присоединен к обратному в точке 2. Для осущест-
вления циркуляции воды в системе горячего водоснабжения на об-
ратном трубопроводе между точками 1 и 2 устанавливают диафраг-
му Di (диафрагма зимняя), которую рассчитывают на погашение
давления, равного потерям давления в системе горячего водоснаб-
жения от точки забора воды 1 до смесителя плюс потери давления в
подающих трубопроводах системы и циркуляционных до точки при-
48
соединения циркуляционного трубопровода 2. В теплый период го-
да, когда температура воды в подающем трубопроводе теплосети не
выше 70 °C, забор воды происходит из подающего трубопровода
(точка 5), циркуляция воды производится через перемычку с диа-
фрагмой Z>2 (летняя диафрагма). Избыток давления, равный разности
давлений на вводе теплосети (точки 3 и 1) за вычетом потерь давле-
ния в подающих и циркуляционных трубопроводах системы горяче-
го водоснабжения (от точки 3 до точки 2) гасится диафрагмой D2.
Рис. 2.8. Открытая схема присоединения систем отопления и горячего
водоснабжения к теплосети с зимней D\ и летней D2 диафрагмами
2.2.3. Однотрубные системы
Идея использования однотрубных систем теплоснабжения за-
ключается в использовании всей воды из теплосети на нужды горя-
чего водоснабжения, слив неиспользованной горячей воды в на-
стоящее время не может быть экономически обоснован. Возможные
схемы однотрубных систем представлены на рис. 2.9. Сетевая вода
из системы отопления и после подогревателя системы отопления
(рис. 2.9, б) поступает в смесительный узел системы горячего водо-
снабжения С. Сюда же подается и горячая вода из теплосети, коли-
49
чество которой устанавливается регулятором температуры РТ (или
смешения PC). На схеме рис. 2.9, б предусмотрен подвод в смеси-
тельный узел водопроводной воды в случае высокой температуры
сетевой воды. Выравнивание суточного графика горячего водоснаб-
жения осуществляется аккумуляторами горячей воды. Применение
подобных однотрубных схем возможно при условиях постоянного
расхода горячей воды, равного расходу воды на отопление.
Рис. 2.9. Однотрубная система теплоснабжения:
а - с зависимым присоединением системы отопления и нижним баком-аккумуля-
тором; б - с независимым присоединением системы отопления и верхним баком-
аккумулятором
Экономически оправданным может быть применение однотруб-
ной транзитной линии (теплосети) для передачи тепла от ТЭЦ, распо-
ложенной на некотором удалении от потребителей тепла. В районе
теплопотребления может быть обычная двухтрубная открытая систе-
ма теплопотребления. Устройство такой системы возможно также при
наличии достаточного количества воды, требующей незначительных
затрат на водоподготовку и удовлетворяющей требованиям на питье-
вую воду. Схема такой системы изображена на рис. 2.10.
Высокотемпературная вода от ТЭЦ поступает по однотрубному
теплопроводу 1 в район теплопотребления с двухтрубной распреде-
лительной сетью (подающий 2 и обратный 3 теплопроводы) откры-
той системы. Регулятор расхода 4 на транзитной линии поддержива-
ет в ней постоянный расход, равный средненедельному расходу на
горячее водоснабжение.
50
Рис. 2.10. Водяная система с однотрубной транзитной и двухтрубной
распределительной сетью:
1 - однотрубный транзитный теплопровод; 2 - подающий трубопровод; 3 - об-
ратный трубопровод распределительной сети в тепловом районе; 4 - регуля-
тор расхода на транзитном трубопроводе; 5 - сетевой насос в тепловом районе
(на смесительной станции); 6 - регулятор подпитки; 7 - подпиточный насос;
8 - регулятор слива воды в аккумулятор
На смесительной насосной станции имеется подпиточная уста-
новка. Обратная вода по теплопроводу 3 поступает к сетевому насо-
су 5. При уменьшении водоразбора в районе теплопотребления дав-
ление на перемычке сетевого насоса повышается, регулятор 6 за-
крывается и открывается регулятор слива 8 для слива избыточного
количества воды из сети в аккумулятор.
При повышенном водоразборе из теплосети (когда разбор воды
больше средненедельного, поступающего по транзитному теплопро-
воду), давление на перемычке сетевого насоса 5 снижается, откры-
вается регулятор подпитки б и подпиточный насос 7 подает допол-
нительно воду из аккумулятора А. Аккумулятор таким образом вы-
равнивает график тепловой нагрузки транзитной теплосети и ТЭЦ.
Температура воды в транзитном теплопроводе может быть сни-
жена при размещении на территории района теплопотребления пи-
ковой котельной ПК, которая берет на себя часть тепловой мощно-
сти. Это дает возможность подогревать в пиковой котельной обрат-
ную воду из теплосети.
51
При данной схеме однотрубная транзитная и двухтрубная рас-
пределительная теплосети работают в различных температурных и
гидравлических режимах. Однотрубный транзитный теплопровод
работает как подпиточный. Чтобы система в целом работала как
бессливная, необходимо, чтобы расход воды в транзитном тепло-
проводе за некоторый промежуток времени был равен среднене-
дельному расходу на нужды горячего водоснабжения.
2.2.4. Преимущества и недостатки закрытых
и открытых систем теплоснабжения
Вследствие необходимости нагревания большого количества
подпиточной воды на ТЭЦ для предварительного нагрева подпиточ-
ной воды возможно максимальное использование низкопотенциаль-
ных вод с температурой до 40 °C. В закрытых системах объем под-
питки теплосети составляет порядка 0,5% от объема системы. В то
же время материальные затраты для подготовки подпиточной воды в
открытых системах значительно выше.
Качество горячей воды в закрытых системах теплоснабжения
соответствует качеству водопроводной воды. В открытых системах
качество горячей воды не всегда отвечает санитарным нормам по
запаху, цветности, содержанию механических примесей из-за за-
грязненности систем отопления, неполной деаэрации подпиточной
воды, наличия продуктов коррозии трубопроводов. Несколько
уменьшает этот недостаток независимая схема присоединения сис-
тем отопления.
В открытых системах на горячее водоснабжение используется
сетевая вода, прошедшая химводоочистку, вследствие чего установ-
ки и трубопроводы местных систем подвержены коррозии в значи-
тельно меньшей степени, чем в закрытых системах.
Капиталовложения в строительство тепловых пунктов открытых
систем, а также эксплуатационные расходы ниже, чем в закрытых
системах, вследствие отсутствия водоподогревательных установок.
Открытые системы отличаются нестабильностью гидравличе-
ского режима, связанного с переменным расходом воды в обратном
трубопроводе. Это обстоятельство усложняет эксплуатацию систем,
увеличивает эксплуатационные расходы и уменьшает надежность
теплоснабжения.
При применении открытых систем теплоснабжения имеется
возможность использования однотрубного транзитного теплопрово-
да от загородного источника теплоты, что значительно снижает ка-
питаловложение в систему теплоснабжения.
52
2.3. Паровые системы
Паровые системы применяются в основном для технологиче-
ских целей. Иногда пар используется также и для покрытия тепло-
вых нагрузок отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. Па7
ровые системы бывают двух видов: с возвратом конденсата и без
возврата конденсата. Наибольшее применение находят схемы с воз-
вратом конденсата (рис. 2.11).
Возможно устройство паровой системы отопления по зависимой
схеме (рис. 2.11, а) или по независимой с пароводяным теплообмен-
ником (рис. 2.11,6). Горячее водоснабжение также присоединяется
через теплообменник (рис. 2.11, в).
Технологические аппараты промпредприятий обычно присое-
диняются к паропроводу непосредственно или через редукционно-
охладительную установку (РОУ) 4 (рис. 2.11, г).
Если давление пара в паропроводе меньше давления, требующе-
гося для отдельных технологических аппаратов, то оно может быть
повышено при помощи компрессора 5. Для этой цели применяются
поршневые, ротационные или центробежные компрессоры с элек-
трическим или механическим приводом.
Конденсат от паропотребляющих установок и аппаратов отво-
дится конденсатоотводчиками в сборный конденсатный бак 7, отку-
да он конденсатными насосами 2 перекачивается к источнику тепла
(пара).
В системах без возврата конденсата он отводится от приборов
(систем отопления, теплообменников, технологических аппаратов) и
используется на горячее водоснабжение (рис. 2.12).
Для быстрого приготовления горячей воды в душевых помеще-
ниях предприятий применяется непосредственное смешение холод-
ной воды с паром в струйных подогревателях СП.
Невозврат конденсата возможен в случаях, если пар или конден-
сат являются частью технологического процесса или при технологи-
ческих загрязнениях конденсата (в случаях, когда технология очистки
конденсата дороже самого конденсата). В любом случае невозврат
конденсата (полный или частичный) обосновывается экономическим
расчетом.
Целесообразность возврата конденсата к источнику пара от ус-
тановок, использующих пар, зависит от типа и оборудования тепло-
источника, от стоимости водоподготовки, наличия в достаточном
количестве мягкой воды и возможности полного использования
конденсата.
53
Рис. 2.11. Однотрубная паровая система с возвратом конденсата. Схемы
присоединений:
а - парового отопления по зависимой схеме; б - водяного отопления по независи-
мой схеме; в - горячего водоснабжения; г - технологических установок;
РК - регулирующий клапан; РТ - регулятор температуры; РБ - расширительный бак;
А - аккумулятор воды; Т - пароводяной теплообменник; ТА - технологический аппа-
рат; 1 - конденсатный бак; 2 - конденсатный насос; 3 - конденсатоотводчик; 4 - РОУ
(редукционно-охладительная установка); 5 - механический термокомпрессор
54
Рис. 2.12. Паровая система без возврата конденсата. Схемы
присоединений:
а - парового отопления и горячего водоснабжения; б - горячего
водоснабжения; СП - струйный подогреватель
Существует две схемы возврата конденсата: открытая и закры-
тая. Наиболее простой является открытая схема (рис. 2.13). Она
предусматривается при количестве возвращаемого конденсата менее
10 т/ч и при расстоянии до источника пара менее 0,5 км. Температу-
ра возвращаемого конденсата может быть ниже 95 °C. Для умень-
шения аэрации конденсата в конденсатный бак помещают поплавок
2, закрывающий поверхность конденсата, и конденсат подводят к
месту всасывания насоса 3. Недостатками открытой схемы сбора и
возврата конденсата является аэрация конденсата воздухом, что вы-
зывает коррозию конденсатопроводов и потерь в окружающую сре-
ду тепла и пара вторичного вскипания.
Рис. 2.13. Открытая схема сбора и возврата конденсата:
РУ - регулятор уровня в баке; ПУ - пусковое устройство конденсатного насоса КН;
1 - конденсатный бак; 2 - поплавок; 3 - всасывающий патрубок конденсатного насоса
55
• Наибольшее применение получили закрытые схемы сбора и воз-
врата конденсата, одна из которых показана на рис. 2.14.
Рис. 2.14. Закрытая схема сбора конденсата с охладителем конденсата:
ОК - охладитель конденсата; 1 - конденсатопровод; 2 - пароводяной подогре-
ватель; 3 - конденсатный бак; 4 - конденсатный насос
При закрытых схемах аэрация (насыщение воздухом) конденса-
та не происходит, а также используется теплота конденсата.
Высокотемпературный конденсат по конденсатопроводу 1 по-
ступает к охладителю конденсата ОК, где он охлаждается, частично
нагревая водопроводную воду, и поступает в конденсатный бак 3.
Далее водопроводная вода подается в пароводяной подогреватель 2,
где догревается паром до расчетной температуры, устанавливаемой
регулятором РТ. Давление в конденсатном баке поддерживается ре-
гулятором РД. Откачка конденсата из бака в напорный конденсато-
провод осуществляется конденсатным насосом 4. В конденсатном
баке поддерживается избыточное давление (5-20 кПа).
Недостатками закрытых схем являются их сложность, а также
необходимость четкой увязки количества пара, выделяющегося в
баке, с конденсационной способностью пароводяного подогревателя
и потреблением нагреваемой в нем воды.
56
3. ГОРЯЧЕЕ ВОДОСНАБЖЕНИЕ
Тепловая нагрузка на горячее водоснабжение с каждым годом
приобретает все большее значение и в настоящее время в ряде слу-
чаев составляет до 40% от величины коммунально-бытовой нагруз-
ки, а в районах нового строительства - превышает эту цифру.
Следует различать автономные и централизованные системы
горячего водоснабжения.
В автономных системах потребители обеспечиваются горячей
водой от индивидуальных теплоисточников, расположенных в непо-
средственной близости от водоразборных приборов. Это могут быть
как простейшее оборудование для нагрева воды в виде водогрейных
устройств на твердом топливе, так и более сложные индивидуаль-
ные электрические и газовые водонагреватели.
Централизованные системы горячего водоснабжения предо-
пределяют использование тепла сетевой воды, поступающей от
централизованных источников тепла - ТЭЦ или котельных. Цен-
трализованные системы бывают двух видов: с непосредственным
использованием горячей воды из теплосетей (открытые системы)
или с подогревом водопроводной воды в теплообменниках сетевой
водой (закрытые системы). Эти схемы рассматривались в предыду-
щей главе.
3.1. Автономные системы горячего водоснабжения
Для индивидуальных потребителей с небольшим расходом воды
(небольшие жилые и дачные домики), для нагрева воды применяют-
ся водогрейные колонки (рис. 3.1). Топка может быть приспособлена
для сжигания любых видов топлива, в том числе газа. Для отвода
продуктов сгорания может устраиваться отдельная дымовая труба
или дымоотвод в кирпичной стене 5. Количество потребляемой воды
и ее температура регулируется кранами 1 и 2.
В индивидуальных жилых домах горячее водоснабжение, как
правило, совмещают с квартирным отоплением. В качестве источ-
ника тепла используются теплогенераторы (котлы), различных ти-
пов и мощности, выпускаемые промышленностью, на различные
виды топлива, с частичной и полной автоматизацией процессов го-
рения топлива и водопотребления. Простейшая установка приведена
на рис. 3.2. Из котла / нагретая вода поступает в подающий трубо-
провод 2 системы отопления и трубопровод горячей воды 4 (пер-
57
Рис. 3.1. Водогрейная колонка:
1, 2 - краны для регулирования подачи
воды и ее температуры при разборе; 3 -
емкость для воды; 4,5- отвод продуктов
сгорания
винный теплоноситель) к змее-
вику емкого подогревателя 6
горячего водоснабжения. Об-
ратная вода по трубопроводу 3
поступает в котел из системы
отопления, а из подогревателя -
по трубопроводу 5. Холодная
вода из водопровода подается в
уравнительный бачок 7 и пере-
ливается в емкий водонагрева-
тель б, уровень воды поддер-
живается шаровым краном 11.
К смесителям горячего водо-
снабжения 9 поступает нагре-
тая вода по трубе 8 и холодная
вода из водопровода. Система
оборудуется расширительным
баком РБ и переливными тру-
бами 10.
Рис. 3.2. Горячее водоснабжение, совмещенное с квартирным отоплением:
1 - теплогенератор (котел); 2, 3 - подающий и обратный трубопроводы системы
отопления; 4,5- подающий и обратный трубопроводы первичного теплоносителя
(греющей воды) подогревателя горячего водоснабжения; 6 - ёмкий подогреватель;
7 - уравнительный бачок; 8 - трубопровод горячей воды; 9 - смеситель; 10 - пере-
ливные трубы; 11 - поплавок шарового крана
58
Так как система отопления обычно работает периодически, то
емкий подогреватель играет роль аккумулятора тепла и период по-
требления горячей воды будет зависеть от вместимости водоподог-
ревателя.
Разновидностью этой схемы может быть горячее водоснабжение
без водонагревателя, т.е. с непосредственным разбором горячей во-
ды в смесителях. Широкое применение получили газовые водона-
греватели. Быстродействующие проточные газовые водонагреватели
устанавливаются для горячего водоснабжения в малоэтажных жи-
лых зданиях. Емкостные газовые водонагреватели применяют в ос-
новном в качестве теплогенераторов для совмещенных систем ото-
пления и горячего водоснабжения индивидуальных жилых домов.
Электрические водонагреватели различных типов и конструк-
ций также находят широкое применение в жилых домах, гостини-
цах, общежитиях, больницах и т.п. Автоматизация нагрева и потреб-
ления, компактное размещение делают эти приборы удобными в
эксплуатации и экономичными в использовании.
Горячее водоснабжение отдельно стоящей бани, прачечной, жи-
лого дома и т.п. может осуществляться от индивидуального парово-
го или водогрейного котла (рис. 3.3).
Горячая вода из котла поступает в водоводяной подогреватель 2,
где нагревает водопроводную воду для горячего водоснабжения.
Одновременно к котлу может подключаться система отопления 3.
Циркуляционным насосом 4 обратная вода из теплообменника и
системы отопления подается в котел.
Рис. 3.3. Горячее водоснабжение от водогрейного котла:
1 - водотрейный котел; 2 - водоводяной теплообменник горя-
чего водоснабжения; 3 - подающий и обратный трубопроводы
системы отопления; 4 - циркуляционный насос
59
3.2. Централизованные системы горячего
водоснабжения
Централизованные системы горячего водоснабжения находят са-
мое широкое распространение, особенно в городах. При теплоснаб-
жении от ТЭЦ, районных или квартальных котельных они являются
наиболее приемлемыми и экономичными. Основной особенностью
централизованных систем является круглосуточное непрерывное
снабжение горячей водой потребителей. Приготовление горячей воды
на нужды горячего водоснабжения осуществляется в центральных
(ЦТП) или местных (МТП) тепловых пунктах. Отсюда горячая вода
подается во внутридомовые системы горячего водоснабжения, состо-
ящие из распределительных (разводящих) и сборных трубопроводов,
водоразборных стояков и в некоторых системах циркуляционных сто-
яков. К водоразборным стоякам присоединяются квартирные подвод-
ки к отдельным водоразборным приборам (ванна, умывальник и др.).
Во 2-й главе были рассмотрены принципиальные схемы присое-
динения систем горячего водоснабжения к тепловой сети: закрытая с
верхним расположением бака-аккумулятора тепла на чердаке (см.
рис. 2.2, а), с нижним расположением аккумулятора в подвале (см.
рис. 2.2, б), а также при их совместном присоединении с системами
отопления (рис. 2.3-2.6). Были рассмотрены также основные вари-
анты систем горячего водоснабжения при их присоединении к теп-
лосети по схеме с открытым водоразбором. Это схемы с верхним
расположением аккумулятора теплоты (рис. 2.7, а), нижним распо-
ложением аккумулятора (рис. 2.7, б), вариант с «зимней» и «летней»
диафрагмами (см. рис. 2.8), а также компоновку схем горячего водо-
снабжения при однотрубной системе теплоснабжения (см. рис. 2.9).
На практике имеют место некоторые вариации вышеприведенных
схем с изменениями и усовершенствованиями.
Существуют разнообразные схемные решения распределитель-
ных трубопроводов систем горячего водоснабжения, зависящих от
конструкции здания, планировки, этажности, степени благоустрой-
ства. Все схемы можно разделить на схемы с нижней и верхней раз-
водкой. Схемы с верхней разводкой могут быть только при наличии
чердака. Кроме того, схемы с верхней разводкой применяются в вы-
сотных зданиях при вертикальном делении системы горячего водо-
снабжения на зоны. На рис. 3.4 приведена схема системы горячего
водоснабжения с нижней разводкой. Вода из водопровода нагрева-
ется в теплообменнике 7 водой из теплосети и поступает в распреде-
лительный трубопровод 2, расположенный в подвале, и далее в во-
60
доразборные стояки 3. Оставшаяся вода через циркуляционные
стояки 4 с полотенцесушителями 6 поступает в сборный циркуляци-
онный трубопровод 5 и далее к циркуляционному насосу. Система
может работать с циркуляционным насосом в положении I, когда
насос служит только для циркуляции, и в положении II, когда насос
служит для циркуляции и подкачки, т.е. когда давление в водопро-
воде меньше требуемого (повысительно-циркуляционный насос).
Рис. 3.4. Схема системы горячего водоснабжения с нижней разводкой:
I - циркуляционный насос в режиме циркуляции (циркуляционный); II - циркуля-
ционный насос в режиме циркуляции с подкачкой (повысительно-циркуляционный);
/ - теплообменник; 2 - распределительный трубопровод; 3 - распределительный
стояк; 4 - циркуляционный стояк; 5 - сборный трубопровод; б - полотенцесушитель
На рис. 3.5 показана схема системы горячего водоснабжения с
верхней разводкой. Горячая вода из теплообменника 1 поступает в
главный стояк 8 и далее в распределительный трубопровод 2, потом
в водоразборные стояки 3 на водоразбор. Оставшаяся вода по цир-
куляционной части стояков 4 поступает в сборный циркуляционный
трубопровод 5 и в тепловой пункт к циркуляционному насосу.
С целью непревышения допустимых пределов гидростатическо-
го давления в системе горячего водоснабжения устраивают зонные
системы по высоте здания. Это делается в высотных зданиях. Зон-
ные системы могут быть параллельными и последовательными. Ко-
личество зон и их размер принимают в зависимости от значений до-
пустимого давления в трубопроводах. Каждая зона имеет свою во-
донагревательную и повысительную насосную установки.
61
Удаление воздуха из системы производится через воздухосбор-
ник 7, в схеме на рис. 3.4 - через водоразборные приборы верхних
этажей в режиме водоразбора.
Рис. 3.5. Схема системы горячего водоснабжения с верхней разводкой:
4 - циркуляционная часть водоразборного стояка; 7 - воздухосборник; 8 - главный
стояк (остальные обозначения те же, что и на рис. 3.4)
Для поддержания требуемой температуры горячей воды у водо-
разборных приборов потребителей в системе горячего водоснабже-
ния осуществляется циркуляция воды. В жилых зданиях высотой
более четырех этажей циркуляция осуществляется в стояках и рас-
пределительных трубопроводах, в зданиях меньшей этажности и при
отсутствии полотенцесушителей циркуляция предусматривается
только в магистральных трубопроводах. При постоянном разборе
горячей воды или при малой протяженности системы горячего водо-
снабжения (небольшие жилые дома, бани, прачечные) циркуляция
воды не предусматривается.
Циркуляция осуществляется естественная или принудительная.
Естественная циркуляция может применяться в системах протя-
женностью не более 50 м при верхней разводке и 35 м при нижней
разводке при расположении генератора тепла или теплообменника
ниже наиболее низко расположенных точек водоразбора. Наиболее
62
эффективна естественная циркуляция при верхней разводке, при
этом необходима хорошая теплоизоляция главного стояка 8 (см. рис.
3.5) и распределительных магистралей 2. Стояки 3 и сборные цирку-
ляционные трубопроводы 5 не изолируют. В результате разность
температур, а также разность плотностей воды в системе (на выходе
из подогревателя или генератора тепла и на входе в него) достигает
максимального значения.
Принудительная циркуляция осуществляется циркуляционны-
ми насосами. В ряде случаев циркуляционные насосы выполняют
дополнительную функцию - повышение давления в системе горяче-
го водоснабжения (повысительно-циркуляционные насосы).
Конструктивные схемы стояков и трубопроводов системы горя-
чего водоснабжения кроме верхней и нижней разводки различаются
способом присоединения стояков к распределительным и сборным
трубопроводам, а также присоединением полотенцесушителей.
В малоэтажных (до девяти этажей) жилых зданиях типовых се-
рий широкое применение находила так называемая классическая
схема с нижней разводкой и отдельным циркуляционным стояком к
каждому подающему стояку (рис. 3.6, а). Схема характеризуется
большой металлоемкостью. Вариантами этой схемы являлись схемы
с присоединением полотенцесушителей к подающему стояку после-
довательно (рис. 3.6, б) и параллельно (рис. 3.6, в). Последователь-
ное присоединение проще в монтаже и в начальной регулировке
расхода циркуляционной воды, однако в схемах на рис. 3.6, б и в
требуется больший циркуляционный расход в стояке из-за остыва-
ния воды в полотенцесушителях, а в схеме на рис. 3.6, в требуется
установка регулирующих кранов у полотенцесушителей, и она
сложнее в регулировке.
При верхней разводке находит применение схема рис. 3.6, г, с
короткозамыкающим присоединением полотенцесушителей - при-
меняется реже, в основном - по проточной схеме.
В 1963 г. институт «Моспроект-1» предложил схему (рис. 3.6, Э)
с парнозакольцованными стояками, в которой чисто циркуляцион-
ные стояки отсутствуют. Закольцованные стояки одинаковых диа-
метров присоединяются к двум разным тупиковым магистралям,
которые в часы большого водоразбора являются подающими, а в
других режимах одна из магистралей является циркуляционной. Пе-
реключение магистралей из режима подачи на циркуляционный
производится автоматическим устройством на тепловом пункте. Не-
смотря на то, что схема унифицирована, т.е. оба стояка одного диа-
63
метра, схема не получила распространения из-за сложности регули-
ровки и эксплуатации и пониженной температуры воды в нижней
части циркуляционного стояка при циркуляционном режиме.
Идея закольцовывания стояков получила развитие в применении
схемы с закольцованными поверху стояками (иногда до семи), под-
ключенными к подающей магистрали и общим циркуляционным
разгруженным стояком (схема рис. 3.6, ё). Как разновидность может
быть схема с нагруженным циркуляционным стояком (т.е. с поло-
тенцесушителями).
Рис. 3.6. Схемы компоновки стояков и водоразборных узлов систем
горячего водоснабжения:
а - «классическая» с полотенцесушителями на циркуляционном стояке; б - то же
с полотенцесушителями на подающем стояке; в - то же с параллельным присоеди-
нением полотенцесушителей к подающему и циркуляционному стояку; г - при
верхней разводке; д - с парнозакольцованными стояками; е - с закольцованными
вверху подающими стояками и разгруженным циркуляционным стояком; ж - с сек-
ционными узлами подающих стояков и разгруженным циркуляционным стояком
МНИИТЭП предложил гидравлически устойчивую схему инду-
стриального изготовления с секционными узлами (см. рис. 3.6, ж)
одинаковых диаметров поэтажно для всех стояков. Аналогичная
схема может быть и при верхней разводке.
Следует отметить, что в схемах на рис. 3.6, е и ж в часы интен-
сивного водоразбора наблюдается слабый прогрев полотенцесуши-
телей и горячая вода на верхних этажах пониженной температуры.
Схемы стояков следует выбирать, исходя из конструктивных осо-
бенностей здания, планировки вспомогательных помещений, наличия
64
чердака. Иногда в целях индустриализации строительства применя-
ются сантехкабины с блочной компоновкой сантехоборудования, в
том числе трубопроводов и оборудования систем горячего водоснаб-
жения.
Строительными нормами [11] в жилых и общественных зданиях -
высотой более четырех этажей водоразборные стояки рекомендуется
объединять кольцующими перемычками в секционные узлы с одним
общим циркуляционным трубопроводом. В секционные узлы следу-
ет объединять от трех до семи водоразборных стояков. Кольцующие
перемычки необходимо прокладывать по теплому чердаку, по хо-
лодному чердаку с обязательной теплоизоляцией, под потолком по-
мещений верхнего этажа и по подвалу.
Для спуска воды из системы трубопроводы прокладываются с
уклоном не менее 0,002. В нижней части подающих и циркуляцион-
ных стояков устанавливаются спускники. Спускники устанавливают
также в нижних точках трубопроводов системы горячего водоснаб-
жения в тепловых пунктах. В качестве спускников могут быть за-
глушенные тройники или сливные патрубки с запорной арматурой.
Устройства для выпуска воздуха следует предусматривать в
верхних точках трубопроводов. В системах с нижней разводкой вы-
пуск воздуха допускается предусматривать через водоразборную
арматуру верхних этажей при ее подключении к верхним точкам
системы. При верхней разводке и отсутствии
баков-аккумуляторов верхнего расположе-
ния устанавливаются воздухосборники в
верхних частях системы, лучше всего ис-
пользовать автоматические воздухоотводчи-
ки, один из них показан на рис. 3.7.
Трубопроводы систем горячего водо-
снабжения, как правило, выполняются из
стальных оцинкованных труб. Допускается
применять неоцинкованные стальные трубы
при диаметре свыше 150 мм, а в открытых
системах теплоснабжения - трубы всех диа-
метров.
Все более широко применяются трубы из
пластмасс, например, полипропиленовые или
стеклопластиковые. Находят применение
стальные трубы с пластмассовым покрытием,
разрешенные санитарной службой.
Рис. 3.7. Автоматичес-
кий воздухоотводчик:
1 - поплавок; 2 - клапан;
3-пружина
3 Теплоснабжение
65
В ванных комнатах жилых зданий, гостиниц а также в помеще-
ниях душевых, лечебно-профилактических, детских дошкольных и
других учреждений предусматривается установка полотенцесуши-
телей, присоединяемых в системе горячего водоснабжения в соот-
ветствии с конструкцией стояков (см. рис. 3.6). При присоединении
системы горячего водоснабжения к теплосети с непосредственным
водоразбором (открытая система) полотенцесушители допускается
присоединять к самостоятельным системам отопления ванных ком-
нат и душевых.
В качестве полотенцесушителей применяют змеевики или реги-
стры из труб различной конструкции с резьбовыми штуцерами для
присоединения к стоякам системы.
Прокладка горизонтальных распределительных и сборных цир-
куляционных трубопроводов при нижней разводке осуществляется в
подвалах или подпольных каналах. Совместно с трубами отопления
они укладываются на кронштейнах по стенам или крепятся на под-
весках к потолку при прокладке в подвалах. При верхней разводке,
трубы прокладывают на чердаке, при этом допускается совместная
прокладка с трубопроводами системы отопления в общей теплоизо-
ляции. В ванных, кухнях, душевых и других помещениях жилых
и общественных зданий трубы прокладывают открытым способом.
В зданиях с повышенными требованиями к отделке применяется
скрытая прокладка труб.
Стояки горячего водоснабжения прокладывают в туалетных и
ванных комнатах в штрабах, специальных нишах и свободно, как
правило, правее стояка холодной воды, и крепят к стенам хомута-
ми.
В крупнопанельных зданиях в целях индустриализации строи-
тельства часто применяют санитарно-технические кабины или блок-
комнаты, представляющие собой ванную или туалетную комнату,
укомплектованную санитарными приборами и водоразборной арма-
турой с подводками к приборам. Все стояки инженерных коммуни-
каций размещаются в специальной шахте. После установки санитар-
но-технической кабины производят присоединение подводок всех
инженерных систем к соответствующим стоякам. Квартирные под-
водки от стояков к водоразборным приборам прокладывают на вы-
соте 200 мм от пола.
При проектировании системы горячего водоснабжения преду-
сматривается компенсация температурных удлинений труб. В мес-
тах прохода через стены и перекрытия трубы заключаются в сталь-
66
ные гильзы с заделкой зазора между трубой и гильзой уплотнитель-
ными материалами.
Тепловая изоляция предусматривается для подающих и цирку-
ляционных трубопроводов, включая стояки, кроме подводок к водо-
разборным приборам, полотенцесушителей и циркуляционных стоя-
ков с присоединенными полотенцесушителями, если они проложены
в ванных комнатах.
Водоразборная арматура существует в виде водоразборных кра-
нов и смесителей всевозможных видов и конструкций для скрытой и
открытой подводки воды, большим разнообразием отличаются сме-
сители для ванн, умывальников и кухонных моек. Образцы водораз-
борной арматуры представлены на рис. 3.8. Существует специальная
арматура, например, локтевой медицинский смеситель, смеситель
для парикмахерских, банные краны и др. Выполняется водоразбор-
ная арматура из цветных металлов с включением деталей из различ-
ных материалов.
Применяется запорная арматура общепромышленного назначе-
ния на давление до 1,0 МПа, в качестве запорной арматуры приме-
няют вентили и краны различных типов, а при диаметрах трубопро-
водов более 50 мм - также задвижки, допускается применение чу-
гунных задвижек. Арматуру диаметром до 50 мм следует применять
бронзовую, латунную или из термостойких пластмасс.
Запорная арматура устанавливается:
1) на ответвлениях от магистралей и на общей магистрали от ис-
точника тепла;
2) у основания подающих и циркуляционных стояков в зданиях
высотой три этажа и более (при верхней разводке - также в
верхней части стояков);
3) на ответвлениях в каждую квартиру;
4) на ответвлениях питающих пять и более водоразборных при-
боров;
5) у водоподогревателей на трубопроводах холодной и горячей
воды.
Установка обратных клапанов предусматривается:
1) на трубопроводе холодной воды у водоподогревателя;
2) на циркуляционном трубопроводе перед водоподогревателем;
3) на циркуляционном трубопроводе перед присоединением его
к обратному трубопроводу теплосети в системах с непосред-
ственным водоразбором из тепловых сетей;
4) на трубопроводах, подающих воду к групповым смесителям.
67
3"
6}
150
Рис. 3.8. Водоразборная арматура:
I - туалетный кран настольный (а) и настенный (б); II - смеситель
для моек настольный (а) и настенный (б); III - смеситель для умы-
вальников настольный (а) и настенный (б); IV - смеситель для ванн
со стационарным душем (а) и с душем на гибком шланге (б)
68
Для учета расхода горячей воды устанавливают счетчики во-
ды, которые в закрытых системах централизованного водоснабже-
ния устанавливают на трубопроводе холодной воды перед водопо-
догревателем, в открытых системах - на подающем трубопроводе
после смесительного узла и на общем циркуляционном трубопро-
воде. Применяют счетчики холодно- (до +30 °C) и горячеводные
(до +90 °C).
Для коммерческого учета тепло- и водопотребления счетчики
тепла и воды устанавливают на вводах трубопроводов систем хо-
лодного и горячего водоснабжения в каждое здание и сооружение, а
также в каждую квартиру жилых зданий и на ответвления трубопро-
водов к самостоятельным потребителям (магазины, рестораны, офи-
сы и другие помещения, пристроенные к жилым и другим зданиям),
а также на циркуляционных трубопроводах.
Диаметр условного прохода счетчика воды выбирают, исходя из
среднечасового расхода воды за период максимального потребления
(сутки, смена), который не должен превышать эксплуатационный
расход [11, табл. 4]. Счетчик с принятым диаметром условного про-
хода надлежит проверять на пропуск максимального (расчетного)
секундного расхода воды на хозяйственно-питьевые, производст-
венные и другие нужды, при котором потери напора в крыльчатых
счетчиках холодной воды не должны превышать 2,5 м, турбинных -
1 м. Методика подбора счетчика расхода воды приводится в [11, п. 7
и 20, с. 61].
Обводная линия у счетчика горячей воды не предусматривается.
Для контроля температуры и давления теплоносителей устанав-
ливают:
-термометры - на трубопроводах сетевой и горячей воды до и
после водонагревателей и на циркуляционном трубопроводе;
- манометры - на трубопроводах сетевой воды до и после водона-
гревателя или смесителя, на подающем трубопроводе горячей
воды, до и после циркуляционного насоса.
Температура горячей воды в местах водоразбора принимается:
а) не ниже 60 °C в системах горячего водоснабжения, присоеди-
ненных к открытым системам теплоснабжения;
б) не ниже 50 °C в системах горячего водоснабжения, присоеди-
ненных к закрытым системам теплоснабжения;
в) не выше 75 °C - для всех систем горячего водоснабжения.
В детских дошкольных учреждениях температура горячей воды
у водоразборных приборов не должна превышать 37 °C.
69
3.3. Расчетный расход горячей воды
Потребление горячей воды в системах горячего водоснабжения
характеризуется значительной неравномерностью, зависящей от ти-
па теплопотребляющего здания (жилые дома, общежития, общест-
венные здания, коммунальные потребители и т.д.), степени благоус-
тройства жилых и других зданий, от вида теплопотребителей и ре-
жима потребления горячей воды. Вследствие неравномерности
потребления горячей воды фактические расходы воды в трубопро-
водах системы горячего водоснабжения почти всегда отличаются от
расчетных. Расчетные расходы принимаются по максимальным се-
кундным расходам.
Максимальный секундный расход воды на расчетном участке
сети следует определять по формуле
?А=5?0-а, (3.1)
где qQ - секундный расход воды водоразборным прибором, л/с, оп-
ределяется по [11, прил. А]. На расчетных участках с различны-
ми водоразборными приборами, обслуживающих одинаковых
водопотребителей, секундный расход воды принимается для
прибора с наибольшим расходом по [11, прил. Б];
а - коэффициент, принимаемый по [11, прил. В] в зависимости
от общего количества санитарно-технических приборов N на
расчетном участке и вероятности их действия Р.
Вероятность действия водоразборных приборов на участках се-
ти для отдельного здания или группы зданий с одинаковыми водо-
потребителями определяется без учета изменения соотношения U/N
по зависимости
qoN3600’ ( }
где q^r, и - нормы расхода горячей воды на одного потребителя в час
наибольшего водопотребления, л/ч; принимается по [11, прил. Б];
U - количество потребителей;
N - общее количество водоразборных приборов в системе горя-
чего водоснабжения здания или группы зданий.
Вероятность действия водоразборных приборов для участков
трубопроводов квартальных систем обслуживающих группу зданий
различного типа и назначения от центрального теплового пункта,
определяется по формуле
70
P YNjP,
S/ 'EM ‘
(33)
При этом секундные расходы воды различными приборами, об-
служивающими разных водопотребителей, следует рассчитывать по
формуле
q° XNiPt ’
(3.4)
Секундные расходы воды q0,i для каждой группы водопотреби-
телей принимаются по [11, прил. 3].
3.4. Гидравлический расчет подающих
теплопроводов системы горячего водоснабжения
Гидравлический расчет трубопроводов системы горячего водо-
снабжения является самым сложным и трудоемким по сравнению с
другими системами (отопление, вентиляция, водопровод и др.)
вследствие неравномерного расхода воды и различных гидравличе-
ских режимов в подающих и циркуляционных трубопроводах. Рас-
чет производится в следующей последовательности:
• гидравлический расчет подающих трубопроводов;
• расчет потерь теплоты подающими теплопроводами;
• определение циркуляционных расходов воды;
• корректировка гидравлического расчета подающих теплопроводов;
• гидравлический расчет циркуляционных теплопроводов.
Гидравлический расчет подающих теплопроводов начинают по-
сле конструктивного решения системы горячего водоснабжения,
вычерчивания аксонометрической расчетной схемы теплопроводов
и расчетной схемы квартальной сети. Хотя аксонометрическую схе-
му допускается изображать в произвольном масштабе, необходимо
соблюдать соразмерность длин участков и элементов системы. Это,
во-первых, позволяет избежать ошибок при определении длины рас-
четных участков и, во-вторых, обеспечивает соответствие графиче-
ского изображения системы ее реальному виду.
Гидравлический расчет теплопроводов следует производить на
расчетный расход горячей воды с учетом циркуляционного расхода
qh^ = qh(l + Kcir), (3.5)
h « «
где q - максимальный расчетный расход горячей воды на участке,
л/с, определяемый по формуле (3.1);
71
Kcir - коэффициент, принимаемый в зависимости от отношения
Для начальных участков системы горячего водоснабже-
ния от водоподогревателя до первого водоразборного стояка
(т.е. для внутриквартальных сетей и магистральных участков)
применяется по [11, прил. Г], для остальных участков внутридо-
мовой системы Kcir = 0.
Поскольку значения циркуляционных расходов воды qar на дан-
ном этапе проектирования не известны, гидравлический расчет
внутриквартальных сетей и подающих трубопроводов внутридомо-
вой системы производят без учета циркуляционного расхода. Впо-
следствии, определив циркуляционные расходы cfw, находят расчет-
ные расходы воды qh’c,r по участкам и выполняют корректировку
гидравлического расчета системы горячего водоснабжения.
Для участков внутридомовой сети горячего водоснабжения, на-
чиная от первого водоразборного стояка до самого удаленного водо-
разборного прибора, коэффициент Kcir = 0, следовательно, для этих
участков qh’c,r = cf.
Расчет теплопроводов производят последовательно, в направле-
нии от самого удаленного водоразборного прибора до водоподогре-
вателя или смесителя для открытых систем, по этому же принципу
нумеруют расчетные участки. Диаметры теплопроводов выбирают
по допустимым скоростям движения воды в трубах, которые долж-
ны быть не более 3,0 м/с. Рекомендуется принимать скорость дви-
жения воды в стояках 1,0-1,5 м/с, в квартальных сетях и квартирных
подводках - не более 3,0 м/с.
Потери давления, Па, на расчетных участках сети определяют
по формуле
ДР = 2?/(1+Х/), (3.6)
где R - удельные потери давления на трение (по длине), Па/м; при-
нимаются для открытых систем горячего водоснабжения по таб-
лицам для расчета водопровода холодной воды [14, прил. 1], так
как считается, что в открытых системах зарастание труб наки-
пью не происходит. Для закрытых систем, при учете накипеоб-
разования, значения R принимаются по номограммам, учиты-
вающим зарастание труб в процессе эксплуатации систем.
Можно пользоваться таблицей корректирующих коэффициентов
к скоростям движения воды и к удельным потерям давления на
трение по длине [14, табл. 10.3 и 4, табл. 4.1];
/ - длина участка теплопровода, м;
72
Ki - коэффициент, учитывающий потери давления в местных
сопротивлениях, значения которого следует принимать: 0,2 -
для распределительных и сборных циркуляционных теплопро-
водов, 0,5 - для теплопроводов в пределах теплового пункта, а
также для водоразборных стояков с полотенцесушителями; 0,1 —
для водоразборных стояков без полотенцесушителей и циркуля-
ционных стояков.
При расчете секционного узла вначале по формуле (3.1) опреде-
ляют общий расход воды на весь секционный узел, затем эту вели-
чину делят на количество параллельно закольцованных в узле стоя-
ков и далее по этому расходу подбирают диаметр отдельного стояка.
При определении потерь давления в отдельном стояке (при одина-
ковом диаметре всех участков стояка) с целью упрощения расчета
условно принимают, что весь водоразбор в стояке сосредоточен в
одной точке, расположенной посередине высоты стояка.
При присоединении к водоразборному стояку полотенцесуши-
телей по проточной схеме, без короткозамыкающих участков, в рас-
четную длину стояка включают суммарную длину трубопроводов
полотенцесушителей.
Увязку потерь давления в стояках внутридомовой системы и в
ответвлениях квартирных теплопроводов производят путем измене-
ния диаметров отдельных участков стояков, магистралей и ответв-
лений. Невязка потерь давления по ответвлениям и стоякам не
должна превышать 10%.
Гидравлический расчет подающих теплопроводов сводится в
таблицу (табл. 3.1).
Таблица 3.1
Гидравлический расчет подающих теплопроводов в режиме
водоразбора
Номер участка Z, м М шт. NP а 4h, л/с Dy, мм о, м/с R, Па/м АР/, Па EAP/.W., кПа
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
В закрытых системах теплоснабжения требуемый напор в водо-
проводе перед системой горячего водоснабжения Н^, м, определяет-
ся по формуле
= ЛЯ, -ЦДЯ^+ДЯ^ + Я, + ЯМ<Ж, (3.7)
73
где АЯ5, LA/7z>tot, ДЯвд - потери напора в счетчике расхода, в по-
дающих теплопроводах системы горячего водоснабжения и в
водоподогревательной установке, м;
Hf - свободный напор у водоразборных приборов, м;
Ягеом - геометрическая высота подъема воды, т.е. расстояние по
вертикали от оси ввода водопровода до верхнего водоразборно-
го прибора, м.
Для открытых систем теплоснабжения в обратном теплопро-
воде теплосети в точке отбора воды также находят из выражения
(3.7), только ДНвд заменяют потерями напора в смесительном уст-
ройстве ДЯСМ. В этом случае Ягеом есть геометрическая высота подъ-
ема воды от оси трубопровода обратной воды до верхнего водораз-
борного прибора.
Соответствие напора в обратном теплопроводе ввода теплосети
открытых систем теплоснабжения требуемому напору для условий
нормальной работы системы горячего водоснабжения необходимо
проверять при режиме максимального водоразбора из обратного те-
плопровода, когда напор в нем минимальный.
Потери напора в счетчике горячей воды АН5, м, при расчетном
секундном расходе воды q, л/с, следует определять по выражению
bHs = Sq\ (3.8)
где S - гидравлическое сопротивление счетчика, м/(м3/ч)2, определя-
ется по паспортным данным изготовителя. Потери напора в счетчи-
ках различных типов и конструкций могут определяться по расчет-
ному расходу q и пропускной способности К„, м3/ч, приводимой в
технических документах фирмы-изготовителя.
Потери напора в водоподогревательной установке ДЯвд, м, оп-
ределятся в зависимости от типа водоподогревателя и способа при-
соединения к тепловой сети. Например, для пластинчатого теплооб-
менника (6, формулы (3.7) и (3.8))
ДЯвд = 0,1 <рБ(33 - O.OS^FF1’75-^ (3.9)
где (р - коэффициент, учитывающий накипеобразование; для сете-
вой воды ф = 1, а для нагреваемой воды должен приниматься по
опытным данным, при отсутствии которых можно принимать
Ф=1,5-2,0;
Б - коэффициент, зависящий от типа пластин, можно принимать
по [5, прил.1];
/м - средняя температура греющей или нагреваемой воды, °C;
74
W - средняя скорость греющего или нагреваемого теплоносите-
ля, м/с;
X - количество ходов теплообменника, по нагреваемому и
греющему теплоносителю соответственно.
Величина свободного напора воды у водоразборных приборов'
Hf, м, необходима для обеспечения нормальной скорости истечения
воды, например, для водоразборных кранов у раковин, моек, умы-
вальников Hf= 2 м, для смесителей ванн и душевых сеток - 3 м.
3.5. Основные гидравлические режимы
циркуляционных систем горячего водоснабжения
В циркуляционных системах можно рассматривать три основ-
ных гидравлических режима:
- режим «чистой» циркуляции, когда водоразбор в системе отсут-
ствует, и движение воды происходит под действием циркуляци-
онного насоса по схеме:
а) при нижней разводке: циркуляционный насос-распределитель-
ная магистраль-подающие стояки-циркуляционные стояки
или участки стояков-сборная циркуляционная магистраль-
циркуляционный насос;
б) при схеме с верхней разводкой: циркуляционный насос-глав-
ный стояк-распределительная магистраль-водоразборные сто-
яки-участки циркуляционных стояков-сборная циркуляцион-
ная магистраль-циркуляционный насос. Расход воды в систе-
ме равен циркуляционному <7Ц, кг/ч (рис. 3.9, а);
- режим водоразбора с циркуляцией, или смешанный режим, ко-
гда циркуляция воды в системе сочетается с некоторым водо-
разбором. В подающей магистрали и стояках расход воды будет
складываться из расходов на водоразбор плюс циркуляцию: xqh
+ qc,r, кг/ч, где х - доля максимального водоразбора. В циркуля-
ционных трубопроводах - циркуляционный расход <7Ц, кг/ч, раз-
личный по участкам. Схема движения воды аналогична п. 1;
- режим «чистого» водоразбора, при котором циркуляция воды по
всем участкам циркуляционных трубопроводов может быть на-
рушена, возможно даже «опрокидывание» циркуляции, т.е.
движение воды в некоторых циркуляционных участках и стоя-
ках станет противоположным нормальному. При интенсивном
водоразборе к некоторым приборам вода будет поступать как из
подающих, так и из циркуляционных стояков (рис. 3.9, б).
75
Рис. 3.9. Схема циркуляции воды в системе горячего водоснабжения:
а - нормальный циркуляционный режим; б - «опрокидывание» циркуляции
у последнего стояка
3.6. Гидравлический расчет циркуляционных
теплопроводов
Расчетное циркуляционное кольцо состоит из двух частей: по-
дающего теплопровода, по которому горячая вода подается на водо-
разбор, а также проходит циркуляционный расход воды и непосред-
ственно циркуляционного теплопровода.
Гидравлическому расчету циркуляционных теплопроводов
предшествует расчет потерь теплоты подающими теплопроводами,
определение суммарного циркуляционного расхода воды в системе
и распределение его по расчетным участкам.
76
Расчетный циркуляционный расход воды qc,r, л/с, определяется
по формуле
= (ЗЛ0)
где Р - коэффициент разрегулировки циркуляции;
ZC*' - суммарные потери теплоты в подающих теплопроводах
системы горячего водоснабжения, Вт;
с - удельная теплоемкость воды: с = 4,19 кДж/кг-°C;
А/ - расчетный перепад температуры воды в подающих тепло-
проводах от источника тепла (водонагреватель, смеситель) до
наиболее высоко расположенной и удаленной водоразборной
точки, °C.
Теплопотери Qht, Вт, определяют по участкам с одинаковыми
условиями теплообмена по формуле
Qh, = ndeKl(thm-te)(l-x}), (3.11)
где de - наружный диаметр трубопровода, м;
К - коэффициент теплопередачи неизолированного теплопрово-
да: К = 11,6 Вт/(м2 -°C);
I - длина участка трубопровода, м;
t„ - средняя температура горячей воды в подающих теплопрово-
дах системы горячего водоснабжения: t„ = 0,5(ZH + 4)> °C;
t„, tK - соответственно температуры горячей воды на выходе из
водоподогревателя и у самого удаленного водоразборного при-
бора, °C;
te - температура окружающей среды, °C;
т) - КПД тепловой изоляции, усредненное значение т) = 0,6-0,8
[19, с. 86].
Тепловую изоляцию необходимо предусматривать для подаю-
щих и циркуляционных трубопроводов, а также стояков, кроме под-
водок к водоразборным приборам.
Величину температуры окружающей среды te принимают в за-
висимости от места прокладки теплопровода. При прокладке его в
шахтах санитарно-технических кабин, коммуникационных шахтах,
каналах te = 23 °C, в ванных комнатах 25 °C, в кухнях и туалетных
комнатах 21 °C, на чердаке 10 °C. При прокладке теплопровода в
неотапливаемых подвалах и при бесканальной прокладке te = 5 °C.
В системах горячего водоснабжения с полотенцесушителями на
подающих стояках к сумме теплопотерь каждого стояка прибавляют
77
потери теплоты (Вт) полотенцесушителями, равные 100л, где 100 Вт
- усредненная теплоотдача одним полотенцесушителем, п - количе-
ство полотенцесушителей, присоединенных к стояку.
Значения величин р и Дг следует принимать при определении qc,r
в зависимости от схемы циркуляции и компоновки стояков системы
горячего водоснабжения [11].
При определении циркуляционных расходов воды потери теп-
лоты циркуляционными теплопроводами не учитываются. Однако
при расчете систем горячего водоснабжения с полотенцесушите-
лями на циркуляционных стояках к сумме потерь теплоты подаю-
щими теплопроводами целесообразно добавлять теплоотдачу поло-
тенцесушителей. Это увеличит циркуляционный расход воды,
обеспечит лучший прогрев полотенцесушителей и отопление ван-
ных комнат.
В соответствии с нормами [11] значения и Р принимаются в
зависимости от схемы горячего водоснабжения:
-для систем, в которых не предусматривается циркуляция воды
по водоразборным стоякам, величину Qt* следует определять по
подающим и разводящим трубопроводам при Д/ = 10 °C и р > 1;
- для систем, в которых предусматривается циркуляция воды по
водоразборным стоякам с переменным сопротивлением цирку-
ляционных стояков, величину (/' необходимо рассчитывать по
подающим разводящим трубопроводам и водоразборным стоя-
кам при Д/= 10 °C и р = 1; при одинаковом сопротивлении сек-
ционных узлов или стояков величину следует определять по
водоразборным стоякам при Д/ = 8,5 °C и р = 1,3;
-для водоразборного стояка или секционного узла теплопотери
Qhl рассчитывают по подающим трубопроводам, включая коль-
цующую перемычку, принимая Д/ = 8,5 °C и Р = 1.
В системах горячего водоснабжения с циркуляционными стоя-
ками переменного гидравлического сопротивления циркуляцион-
ные расходы воды распределяются по отдельным участкам пропор-
ционально теплопотерям в них. Это удобно делать методом экстра-
поляции.
Определив общий циркуляционный расход в системе qc,r, при-
ступают к делению его по отдельным участкам (веткам и стоякам)
системы пропорционально потерям теплоты трубопроводов (в целях
упрощения соответствующих циркуляционных колец индексы в
обозначениях не записываем) (рис. 3.10).
78
Рис. 3.10. Расчетная схема системы горячего водоснабжения:
Qu Q2, 07 ~ теплопотери соответствующих участков трубопроводов;
9ь 92- • • •> 9? “ циркуляционные расходы на участках
На первом участке
41 р Л1с
т.е. имеет место весь циркуляционный расход.
На участке 2
(3^ +СЛ+0$ ТО?-*
&+£?3+0»+Q>+Q>+07+(i+Q>+0o+Qi £йг-б+ЕО7-п’
в стояке 6 (на участке 6)
На участке 3
<7з = #2 ~ 9б
или
а -а
в стояке 5
?i=,3zfc-
79
В стояке и на участке 4
44 = <7з ~ ?5
или
0»
На участке 9
49 = 41- 42
или
По участкам циркуляционных стояков и циркуляционных тру-
бопроводов (участки со штрихом) циркуляционные расходы распре-
деляются соответственно участкам подающих трубопроводов.
При проектировании систем горячего водоснабжения с квар-
тальными теплопроводами после определения циркуляционных рас-
ходов и распределения их по участкам сети уточняют суммарные
расходы воды (включая qcir) по участкам подающих трубопроводов
квартальных сетей, удельные потери давления в них и скорости
движения воды. Если скорость движения воды на некоторых участ-
ках превышает допустимую величину 3,0 м/с, то диаметры этих уча-
стков увеличивают и проводят корректировку гидравлического рас-
чета подающих трубопроводов системы.
Гидравлический расчет циркуляционных колец производится
для режима циркуляции, т.е. при наибольшем циркуляционном рас-
ходе. Каждое циркуляционное кольцо (через каждый водоразборный
стояк) состоит из подающих теплопроводов, диаметры которых бы-
ли подобраны в режиме максимального водоразбора, и циркуляци-
онных теплопроводов.
Гидравлический расчет циркуляционных колец для режима
циркуляции сети производится в два этапа:
1) расчет потерь давления в подающих теплопроводах при усло-
вии отсутствия водоразбора и пропуска только циркуляционных
расходов воды;
2) расчет потерь давления в циркуляционных теплопроводах при
пропуске циркуляционных расходов воды.
На втором этапе определяют диаметры циркуляционных тепло-
проводов, потерь давления в них и в циркуляционных кольцах.
80
Расчет производится аналогично расчету подающих теплопро-
водов. Потери давления на расчетных участках вычисляют по фор-
муле (3.6) с использованием таблиц гидравлического расчета [14,
прил. 1] или номограммы [11, прил. 6]. Диаметры сборного цирку-
ляционного теплопровода и наиболее удаленного стояка следует
принимать, исходя из допустимых скоростей движения воды. При
этом диаметры циркуляционных теплопроводов должны быть на 1-
2 калибра меньше диаметров соответствующих участков подающих
теплопроводов.
Циркуляционные стояки рассчитывают на разность давлений в
местах их соединения с подающими стояками и циркуляционной
магистралью. Разность потерь давления в различных циркуляцион-
ных кольцах допускается не более 10%. При невозможности увязки
потерь давления путем изменения диаметров трубопроводов на уча-
стках циркуляционной сети предусматривают установку диафрагм у
основания циркуляционных стояков. Диаметр отверстия диафрагмы
<7Д, мм, определяем из выражения, рекомендуемого [11]:
da = 20 -------------------, (3.12)
J 0,0316^/^ + 350^-
где q - расход воды через диафрагму, л/с;
Яиз6 - избыточный напор, который необходимо погасить диа-
фрагмой, м;
d - внутренний диаметр трубопровода, мм.
Допускается пользоваться ранее известной формулой
I ~
</д = и,з<М-, (3.13)
У ^изб
где q - расход воды через диафрагму, м3/ч;
Яизб - избыточный напор, м, который необходимо погасить диа-
фрагмой.
Если при расчете диаметр отверстия диафрагмы получается ме-
нее 10 мм, вместо нее допускается устанавливать кран для погаше-
ния избыточного напора. Однако при установке диафрагм в этих
местах наблюдается увеличение зашламления и накипеобразования,
поэтому допускается производить увязку потерь давления в цирку-
ляционных кольцах путем увеличения гидравлического сопротивле-
81
ния стояков, вводя в их нижнюю часть вставки труб меньших диа-
метров.
Для систем горячего водоснабжения с секционными водораз-
борно-циркуляционными узлами при одинаковых диаметрах стоя-
ков расчет циркуляции рекомендуется осуществлять следующим
образом [18, с. 105]. Сначала определяют циркуляционный расход
для наиболее удаленного секционного узла, принимая значение
равным потерям теплоты подающих теплопроводов всего узла,
а перепад температуры А/ за счет остывания воды в водоразборно-
циркуляционном узле - на 2-3 °C меньше, чем перепад температуры
во всей системе. В этом случае циркуляционные расходы для ос-
тальных узлов системы будут всегда больше, чем для наиболее уда-
ленного, так как разность давлений в точках присоединения секци-
онных узлов к подающему и циркуляционному теплопроводам бу-
дет увеличиваться по мере приближения секционных узлов к
циркуляционному насосу. В целях повышения гидравлической ус-
тойчивости системы целесообразно принимать потери давления в
циркуляционных стояках узлов достаточно большими по сравнению
с потерями давления в сборных циркуляционных теплопроводах.
Рекомендуется, чтобы при циркуляционном расходе потери давле-
ния в водоразборно-циркуляционном узле были в пределах 0,03-
0,06 МПа [11]. В системах горячего водоснабжения с непосредст-
венным разбором воды из тепловой сети потери давления в цирку-
ляционном кольце при циркуляционном расходе не должны превы-
шать 0,02 МПа [11].
Целесообразно принимать потери давления в сборном циркуля-
ционном теплопроводе между наиболее удаленным и близко распо-
ложенным водоразборно-циркуляционными узлами в пределах 50-
100% от потерь давления в наиболее удаленном узле.
Гидравлический расчет циркуляционных колец выполняют по
форме, приведенной в табл. 3.2.
Таблица 3.2
Гидравлический расчет циркуляционных теплопроводов
Номер участка 1, м л/с о, м/с R, Па/м к/ АР/, Па ZAP/,щ, кПа Примечание
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
82
При расчете систем горячего водоснабжения с гравитационным
побуждением движения воды необходимо определять располагае-
мый напор, м, по формулам:
для верхней разводки
Яр = 400(Л1 + 0,08/)(/н-Гк); (3.14)1
для нижней разводки
Яр = 250(Й2+0,03/)(Гн-4), (3.15)
где hi и й2 - расстояние по вертикали от оси трубопровода горячей
воды от водоподогревателя до оси разводящего трубопровода и
соответственно до высшей точки водоразбора, м;
I - расстояние по горизонтали от водонагревателя до наиболее
удаленной точки водоразбора, м.
При схеме с закрытым верхним баком-аккумулятором
Яр = 1000й(Р1-р2), (3.16)
где h - расстояние по высоте от центра водонагревателя до уровня
воды в аккумуляторе, м;
Рь р2 - плотности воды при максимальных температурах в ак-
кумуляторе и в подающем трубопроводе, выходящем из водона-
гревателя, кг/м3.
3.7. Подбор циркуляционных насосов
Циркуляционные насосы подбирают по напору и расходу горя-
чей воды в режиме частичного водоразбора.
Если напор на вводе водопровода Яд больше требуемого, вы-
численного по формуле (3.7), насосы устанавливаются только для
циркуляции.
Расчетный напор циркуляционных насосов, м, определяют по
формуле
Яр =едяпс4х^-,г-| +ХДЯц-, (3.17)
где ХАЯГ - потери напора в подающем теплопроводе и водоподо-
гревателе при циркуляционном расходе qcir, кг/ч, т.е. в режиме
циркуляции, м;
xq + <£* ~ расход воды в системе в режиме частичного водораз-
бора с циркуляцией, кг/ч;
83
х - доля максимального водоразбора qh, кг/ч, принимаемая для
систем горячего водоснабжения протяженностью до 60 м рав-
ной 0,15, для систем протяженностью 100-150 м - 0,2-0,3, для
квартальных систем горячего водоснабжения - 0,5-0,7;
- потери напора в циркуляционном теплопроводе, м.
Если напор на вводе водопровода Ня меньше требуемого Н^,
циркуляционные насосы устанавливаются для циркуляции и под-
качки (повысительно-циркуляционные). Подача насосов в этом слу-
чае будет равна сумме расчетного и циркуляционного расходов го-
рячей воды [19, с. 88].
Расчетный напор повысительно-циркуляционных насосов равен
недостающему напору на вводе с учетом потерь напора в циркуля-
ционном теплопроводе:
Нр=Н^-Нд + 1^“г, (3.18)
где На - действительный (существующий) напор на вводе, м.
При разборе воды непосредственно из тепловой сети повыси-
тельные насосы устанавливают, когда напор в обратном теплопро-
воде значительно меньше требуемого, вычисленного по выражению
(3.7). Если напор на вводе водопровода (в закрытых системах) или в
обратном теплопроводе теплосети (в открытых системах) незначи-
тельно меньше требуемого для системы горячего водоснабжения,
применение повысительных насосов нецелесообразно. В этом слу-
чае уменьшение требуемого напора достигается путем увеличения
диаметров подающих теплопроводов и стояков. В каждом конкрет-
ном случае решение должно быть обосновано.
В качестве циркуляционных или повысительных используют
насосы типа К, КМ, ВК, ЦВЦ, «Термоблок», «Даннфос» и др. Их
подбор можно производить по [14, прил. XIII]. Число насосов долж-
но быть не менее двух, один из них является резервным.
Избыточный напор на вводе водопровода Яизб = Нд - равный
5 м и более, необходимо гасить диафрагмой, устанавливаемой после
водомерного узла или регулятора давления. Это делается в целях
предотвращения повышения свободного напора в водоразборных
приборах и перерасхода воды. Диаметр диафрагмы рассчитывают по
формуле (3.12) или (3.13).
В открытых системах горячего водоснабжения предусматрива-
ются дроссельные диафрагмы для зимнего и летнего режимов (см.
рис. 2.8).
84
В зимнее время при расчетном режиме подача воды произво-
дится из обратного теплопровода теплосети с температурой т2 =
= 70 °C за счет давления в обратном теплопроводе. Циркуляция
воды осуществляется за счет разности давлений, создаваемой диа-
фрагмой Z>i, установленной на обратном теплопроводе ввода теп- .
лосети между точками присоединения подающего (точка 7) и цир-
куляционного (точка 2) трубопроводов. Напор, дросселируемый
диафрагмой, определяется по выражению (3.17), т.е. в точке 2 на-
пор должен быть меньше на величину Hq. Расход воды через диа-
фрагму необходимо принимать равным расходу сетевой воды в
системе отопления (в ночное время при отсутствии водоразбора в
системе горячего водоснабжения циркуляция воды в ней должна
осуществляться).
В летний период разбор воды с температурой Xi = 70 °C произ-
водится из подающего теплопровода. Подача горячей воды потреби-
телям осуществляется за счет давления в подающем трубопроводе.
Циркуляция воды происходит за счет разности давлений в подаю-
щем (точка 3) и обратном (точка 7) теплопроводах. Избыточную ве-
личину разности давлений Нт& = (Нп - Но) - Нр дросселируют диа-
фрагмой D2, устанавливаемой на циркуляционном трубопроводе
системы горячего водоснабжения.
Значение Нр - потери напора в циркуляционной системе, м,
также определяется по формуле (3.17). Расход воды через диафрагму
равен циркуляционному расходу в системе.
При напоре воды в обратном теплопроводе меньше требуемого
Но < Нтр, устанавливают повысительные насосы. Расчетный напор
повысительных насосов определяется по выражению (3.18), где вме-
сто Яд принимают Но.
В переходные периоды происходит смешение воды из подаю-
щего и обратного теплопроводов в смесителе (регуляторе смешения)
в соотношении, зависящем от температуры воды в подающем т{ и
обратном т2 теплопроводе теплосети.
Если заданный напор на вводе водопровода (в закрытых систе-
мах) или в обратном теплопроводе ввода теплосети (в открытых
системах) незначительно отличается от требуемого Яр для системы
горячего водоснабжения, то применение повысительных насосов
может быть нецелесообразным. В этом случае уменьшение требуе-
мого напора может быть достигнуто путем увеличения диаметров
подающих теплопроводов системы и стояков. Подобное решение в
каждом конкретном случае должно быть обосновано.
85
4. РЕГУЛИРОВАНИЕ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО
ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
4.1. Задачи и виды регулирования
Как уже указывалось, тепловая нагрузка потребителей неодно-
родна и непостоянна. Например, отопительная нагрузка изменяется
в течение отопительного периода в зависимости от температуры на-
ружного воздуха, его влажности, скорости и направления ветра, а
также от инсоляции. Нагрузка на горячее водоснабжение резко пе-
ременна в течение суток и имеет относительно постоянное значение
в течение года. Технологическая нагрузка зависит от технологиче-
ского процесса и режима работы вентиляционного оборудования,
поэтому для обеспечения потребителей количеством тепла в соот-
ветствии с потребностью, т.е. для обеспечения высокого качества
теплоснабжения, экономичных режимов источника тепла и транс-
порта теплоносителя выбирают определенный способ регулирова-
ния теплоснабжения-теплопотребления.
В зависимости от того, где осуществляется регулирование, раз-
личают центральное, групповое и индивидуальное регулирование.
Центральное регулирование производится у источника тепла
(на ТЭЦ или в котельной), групповое (местное) - на центральном
(ЦТП) или местном тепловом пункте (ИТП), индивидуальное - не-
посредственно у теплопотребляющего прибора.
В случае однородной тепловой нагрузки, например отопитель-
ной, регулирование может быть центральным. Но так как тепловая
нагрузка в большинстве случаев является неоднородной и непосто-
янной (отопление и горячее водоснабжение, отопление и вентиля-
ция) и абоненты из-за различной их удаленности от источника тепла
находятся в неравных условиях, то для обеспечения высокого каче-
ства теплоснабжения применяется комбинированное регулирова-
ние, т.е. сочетание центрального, группового и индивидуального
способов в различных вариантах.
Центральное регулирование ведется по типовой нагрузке, ха-
рактерной для большинства абонентов теплового района. Такой ти-
повой нагрузкой в большинстве случаев является отопительная. При
наличии равномерно распределенной нагрузки горячего водоснаб-
жения центральное регулирование может осуществляться по типо-
вой нагрузке «отопление плюс горячее водоснабжение» при опреде-
ленном соотношении их величин.
86
В последнее время центральное регулирование по совместной
нагрузке «отопление плюс горячее водоснабжение» находит все бо-
лее широкое применение, так как в данном случае имеется возмож-
ность удовлетворять тепловую нагрузку горячего водоснабжения без
дополнительного увеличения или с незначительным увеличением
расхода сетевой воды.
Групповое регулирование осуществляется на ЦТП с помощью
системы автоматического регулирования (САР), управляющей пода-
чей тепла к однотипным потребителям. При этом значительно со-
кращается количество индивидуальных регуляторов, но подача теп-
ла осуществляется по усредненному параметру, не характерному
(неодинаковому) для всех теплопотребляющих установок. Кроме
того, в этом случае необходима тщательная тепловая и гидравличе-
ская регулировка индивидуальных (местных) систем теплопотреб-
ления.
Для обеспечения высокого качества теплоснабжения с учетом
индивидуальных потребностей абонентов следует применять ком-
бинированное регулирование как сочетание центрального, груп-
пового и индивидуального. Индивидуальное регулирование дол-
жно осуществляться непосредственно у теплопотребляющих при-
боров с помощью авторегуляторов или регуляторов с ручным
управлением.
В водяных системах теплоснабжения используют три метода
центрального регулирования:
-качественный, заключающийся в изменении температуры те-
плоносителя в зависимости от температуры наружного возду-
ха. Расход теплоносителя при этом поддерживается постоян-
ным;
- количественный, заключающийся в изменении расхода тепло-
носителя в зависимости от температуры наружного воздуха.
Температура сетевой воды в подающем трубопроводе поддер-
живается постоянной;
- качественно-количественный или смешанный, заключающий-
ся в изменении обоих параметров теплоносителя - температуры
и расхода в зависимости от температуры наружного воздуха.
В настоящее время в Республике Беларусь основным методом
регулирования является центральное качественное, которое допол-
няется групповым количественным на ЦТП или ИТП или регулиро-
вание пропусками.
87
Регулирование пропусками (прерывистое регулирование) осу-
ществляется периодическим отключением систем, т.е. пропусками
подачи теплоносителя.
Центральное регулирование пропусками возможно в тепловых
сетях с однородной тепловой нагрузкой, допускающей перерывы в
подаче тепла. Чаще всего регулирование пропусками осуществляет-
ся на ЦТП или МТП, т.е. при групповом или местном регулирова-
нии, с использованием теплоаккумулирующей способности зданий.
При присоединении систем отопления по зависимой схеме с
элеваторным смешением наиболее приемлемым может быть цен-
тральное качественное регулирование, так как изменение расхода
воды в системе отопления приводит к ее разрегулировке.
Центральное количественное или качественно-количественное
регулирование приемлемо и является экономически выгодным при
независимом присоединении систем отопления, когда гидравличе-
ский режим систем отопления не зависим от гидравлического режи-
ма в тепловых сетях, т.е. в тепловых сетях возможно изменение рас-
хода в определенных пределах.
Эти виды регулирования возможны также и при зависимом при-
соединении систем отопления при применении вместо элеваторов
смесительных насосов с изменяемым расходом, т.е. с переменным
коэффициентом смешения.
В паровых системах теплоснабжения качественное регулирова-
ние практически неприемлемо, так как изменение температуры пара
в необходимом диапазоне требует значительного изменения давле-
ния. Поэтому центральное регулирование паровых систем осущест-
вляется количественным способом, тем более что местное или инди-
видуальное регулирование паропотребляющих установок осуществ-
ляется расходом пара, т.е. количественным способом.
4.2. Общее уравнение регулирования
Для любого теплообменного аппарата уравнение теплового ба-
ланса можно представить в следующем виде:
^ = Gn-c^-T'2) = Ge-c-(t{-t'2) = k'-F-^';
Q = Gnc(yi-T2) = GB-c-(ti-t2) = kF^t.
Первое выражение относится к нерасчетным условиям, т.е. при
текущей температуре наружного воздуха, второе - к расчетным ус-
ловиям, т.е. при расчетной температуре наружного воздуха.
88
В этих выражениях:
Q - тепловая нагрузка, Вт;
GB, GB - расход соответственно первичного и вторичного тепло-
носителей, кг/ч;
Ti и т2, ti и 6 - соответственно температуры греющего и нагре-
ваемого теплоносителей на входе и выходе из теплообменного аппа-
рата, °C;
с - удельная теплоемкость соответствующего теплоносителя,
Дж/(кг °C);
к- коэффициент теплопередачи теплообменного аппарата,
Вт/(м2 °C), и его поверхность нагрева/7, м2;
Д/ - температурный напор у теплообменного аппарата между
греющим и нагреваемым теплоносителями или разность средних
температур теплообменивающихся потоков, °C.
Из уравнения теплового баланса (4.1) следует, что тепловая на-
грузка может регулироваться путем изменения следующих парамет-
ров: температуры и расхода теплоносителей, площади поверхности
теплопотребляющего прибора и коэффициента его теплопередачи.
Изменение двух последних параметров практически не осуществля-
ется. В связи с этим регулировать теплоотдачу теплообменного ап-
парата можно изменением только трех параметров: начальной тем-
пературы и расхода воды, поступающей в аппарат, а также времени
его включения (действия).
Из соотношения (4.1) получается общее уравнение регулирова-
ния:
GB-(f{-t2) k'F-to' f42.
Q Gn-^-x2) kF-М'
Если принять произведение массового расхода теплоносителя на
его удельную теплоемкость за эквивалент расхода теплообмени-
вающихся потоков G-c = W, кДж/ч-°С, то уравнение теплового ба-
ланса может быть записано в виде
Q = W6-8tM=Wu-8t6=k-F-At, (4.3)
где W& - большее и меньшее значения водяных эквивалентов
теплообменивающихся потоков, кДж/ч °C;
Sfe 8/м - больший и меньший перепады температур теплоноси-
телей, °C (рис. 4.1). Для первичного теплоносителя будет 8т =
= Т] - т2, для вторичного - 8z = t\ - /2.
89
Рис. 4.1 Изменение температур теплоносителей в противоточных (а, б)
и прямоточных (в, г) теплообменных аппаратах:
а, в - при соотношении FKn/FFB > 1; б, г - то же при WJWB < 1; FTn - водяной
эквивалент первичного теплоносителя; WB - то же вторичного теплоносителя
С учетом (4.3) уравнение регулирования (4.2) может быть пред-
ставлено в общем виде:
ё=%^=^-8Г6=к-Дг. (4.4)
В этом выражении Q = Q'/Q, W = W/W, 8t=8t75t, к=кЧк,
А/ = Af/Az - соответственно относительные величины тепловой на-
грузки, эквивалентов расхода, перепадов температур теплоносите-
лей, коэффициента теплопередачи и температурного напора.
Зависимость эквивалента расхода воды в теплосети от величины
тепловой нагрузки можно представить эмпирическим выражением
W = Q”. (4.5)
Это уравнение применимо при всех методах регулирования,
здесь т - показатель степени, величина которого характеризует ме-
тод регулирования^
• если т = 0, то W = 1,0 - качественное регулирование;
• если 0 < m < 1,0, то 17 > Q - качественно-количественное ре-
гулирование; _____ _
• если т > 1,0, то W < Q - количественное регулирование.
90
На рис. 4.2 приведена графическая зависимость W = f(Q) при
различных методах регулирования.
Рис. 4.2. Зависимость W = f(Q) при различных методах
регулирования:
1 - качественное регулирование; 2 - качественно-количественное
регулирование; 3 - количественное регулирование
4.3. Тепловые характеристики теплообменных
аппаратов
Расчет режимов регулирования тепловой нагрузки заключается в
определении температур и расходов теплоносителя в теплообменных
аппаратах при различных температурах наружного воздуха, т.е. при
нерасчетных условиях. При текущих значениях температур наружно-
го воздуха известными являются только температуры теплоносителей
на входе в приборы теплоиспользующих установок и /2 и не извест-
ны температуры теплоносителей на выходе из них, которые могут
быть определены методом последовательных приближений. Поэто-
му расчет режимов регулирования по выражению (4.4) затрудните-
лен, так как невозможно определить коэффициент теплопередачи к.
91
Эти расчеты значительно упрощаются при использовании урав-
нений тепловых характеристик теплообменных аппаратов, предло-
женных Соколовым ЕЛ. [13]. В соответствии с этим тепловая про-
изводительность всех конвективных теплообменных аппаратов мо-
жет определяться по уравнению характеристики
е = е^мДАпах, (4.6)
где е - коэффициент эффективности или безразмерная удельная те-
плопроизводительность (тепловая нагрузка). Величина е пред-
ставляет собой тепловую нагрузку теплообменного аппарата,
отнесенную к единице меньшего эквивалента расхода теплооб-
менивающихся потоков и 1 °C максимальной разности их тем-
ператур;
= GM-c - меньшее значение эквивалента расхода теплообме-
нивающихся потоков теплоносителей, кДж/ч-°С;
Д/тах - максимальная разность температур между греющим и
нагреваемым теплоносителями (рис. 4.1):
Д^шах ~
Ti - температура греющего теплоносителя на входе в теплооб-
менник;
t2 - температура нагреваемого теплоносителя на входе в тепло-
обменник.
Уравнение для расчета значения е является очень сложным для
практических расчетов, так как при его выводе используется сред-
нелогарифмическая разность температур теплоносителей. Оно зна-
чительно упрощается при использовании в качестве разности темпе-
ратур линейной зависимости Д/ (погрешность составляет 4-6%):
Ai = Atmai-a-8tM-b-8t6, (4.7)
где 8?б и 8/м - большее и меньшее значения перепадов температур
теплообменивающихся потоков теплоносителей, °C (см. рис. 4.1);
а и b - постоянные коэффициенты, зависящие от схемы движе-
ния теплоносителей в теплообменном аппарате. При прямотоке
а-Ь = 0,65, при противотоке а = 0,35, b = 0,65.
В этом случае уравнение для расчета безразмерной удельной те-
пловой нагрузки будет иметь вид [13]
е = п/ *----- < £*, (4-8)
, г. , 1
92
где a> = kF/WM - режимный коэффициент;
KF - произведение коэффициента теплопередачи теплообмен-
ника на величину его площади поверхности нагрева;
е* - безразмерная удельная тепловая нагрузка (теплопроизводи-
тельность) теплообменника с бесконечно большой поверхно-,
стью нагрева (если F —> оо, то £ —> £*).
Для противотока, а также если в процессе теплообмена меняется
фазовое состояние теплоносителя (например, конденсация), £* = 1,
для прямотока
* 1
£ =~jF'
1 + ^М-
W6
По физическому смыслу £ представляет собой отношение теп-
ловой нагрузки данного теплообменника к тепловой нагрузке тепло-
обменника с бесконечно большой поверхностью нагрева при одина-
ковых значениях WM и А?тах.
Знак неравенства в уравнении (4.8) указывает на то, что значе-
ние £ практически не может превысить значение с*, так как темпера-
тура нагреваемого теплоносителя не может превысить темпера-
туру греющего теплоносителя. Поэтому при расчетах пользуются
следующим правилом: если при расчете получилось £ > £*, то при-
нимают £ = £*.
Уравнение характеристики для отопительной системы
а=80^0Д/пвк, (4.9)
где А?шах - разность температур воды в подающем трубопроводе те-
плосети и температуры воздуха в помещении, °C;
Wo - эквивалент расхода сетевой воды в смесительном узле.
Уравнение безразмерной удельной тепловой нагрузки £0 для
системы отопления также выводится из уравнения регулирования с
учетом работы смесительного узла:
£ =-----------<1
0 0,5 + Е/ 1 ’
1 + 17 со0
где U - коэффициент смешения смесительного узла;
®о - режимный коэффициент:
®0 = kJF!W0
(4.Ю)
93
kgF - произведение коэффициента теплопередачи нагреватель-
ных приборов отопительной установки на величину площади
поверхности нагрева.
Для упрощения расчетов зависимости (4.8) и (4.10) могут быть
преобразованы заменой произведения kF на равнозначные выраже-
ния, учитывающие с достаточной для практических расчетов точно-
стью все факторы, влияющие на условия теплообмена.
Для водоводяных подогревателей
kF = <t>JWu-W6, (4.11)
для водяных калориферов
^ = ФИ71-ИЛб'"2, (4.12)
где Ф - параметр теплообменного аппарата, величина практически
постоянная, определяется из формул (4.11) и (4.12) при условии
расчетного режима;
т\ и m2 - показатели степени, например, для водовоздушных ка-
лориферов при турбулентном движении теплоносителей можно
принимать Wi = 0,12-0,20 и т2 = 0,33-0,5.
Коэффициент теплопередачи отопительных приборов изменяет-
ся по выражению
k = A(Mn = A&-ti)n, (4.13)
где Л/о - температурный напор отопительного прибора;
tT - средняя температура теплоносителя в отопительном приборе;
tt - температура воздуха в отапливаемых помещениях, принима-
ется расчетная величина;
А, п - константы, принимаемые в зависимости от типов нагрева-
тельных приборов и способов их установки.
Из уравнения теплового баланса отопительной системы с уче-
том зависимости (4.13) получено [13,19]
^ = Фо-а°’2, (4.14)
где Фо - параметр отопительной системы.
При расчетном режиме, когда относительная отопительная на-
грузка Q) = So/Q> = 1, параметр отопительной системы Фо = kF.
После подстановки в уравнение (4.8) произведения KF по (4.11)
получено выражение для определения безразмерной удельной теп-
лопроизводительности для секционного подогревателя:
94
е =
1
<1.
(4.15)
Формула для расчета безразмерной удельной теплопроизводи-
тельности для системы отопления получена из (4.10) и (4.14):
(4.16)
где
---0,2
W Wo '
4.4. Центральное качественное регулирование
Качественное регулирование заключается в изменении темпера-
туры сетевой воды в зависимости от температуры наружного возду-
ха. Расход воды в теплосети при этом поддерживается постоянным.
Решением уравнения регулирования совместно с уравнением
характеристики отопительной установки при постоянном расходе
сетевой воды получены выражения для температуры воды в подаю-
щем трубопроводе теплосети
__АО / __
т,=/,(4.17)
в обратном трубопроводе после системы отопления
X2=ti + M0-Q0 (4.18)
и после смесительного устройства в подающем трубопроводе перед
системой отопления
т3=// + ДГо-а0,8+|а. (4.19)
В этих выражениях:
/; - расчетная температура воздуха в помещении;
Az0 - температурный напор отопительного прибора при расчет-
ном режиме, °C, Д/о = - /,•;
тт — средняя температура воды в отопительном приборе; т„ =
= (Тз + т2)/2 = (95 + 70)/2 = 82,5 °C;
95
т3 - температура воды в подающем трубопроводе системы ото-
пления после узла смешения;
Q, - относительная величина отопительной нагрузки,
Qo = Q'JQo»может быть определена из выражения
0о=~, (4.20)
•i ~*О
где 1' - текущее значение температуры наружного воздуха в диапа-
зоне отопительного периода (+8 -t0), a t0 - расчетная температу-
ра наружного воздуха для проектирования отопления;
Дт - расчетный температурный перепад сетевой воды:
Дт = Т] -т2;
0 - расчетный перепад температуры в местной системе отопления:
е = Тз-т2 = 95-70,оС.
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 Qo
Рис. 4.3. Отопительный график центрального качест-
венного регулирования:
1 - температура сетевой воды в подающем трубопроводе;
2 - то же в обратном трубопроводе
96
Подставляя в выражения (4.17)-(4.19) различные значения те-
кущей температуры наружного воздуха диапазоне от начала ото-
пительного периода /„= + 8 °C до расчетной температуры наружного
воздуха t0, получают кривые температур воды в подающем и обрат-
ном трубопроводах. На рис. 4.3 приведен отопительный график цен-
трального качественного регулирования.
По такому графику возможно осуществлять регулирование
только в случае, если в тепловом районе имеется чисто отопитель-
ная нагрузка. Однако в настоящее время в городах имеет место кро-
ме отопительной нагрузки вентиляционная, горячего водоснабжения
и технологическая в различных соотношениях.
При регулировании разнородной тепловой нагрузки по отопи-
тельному графику необходимо не допускать падения температуры
сетевой воды в подающем трубопроводе ниже 70 °C в закрытой сис-
теме теплоснабжения и 60 °C - в открытой системе. Это связано с
тем, что в системе горячего водоснабжения температура потребляе-
мой воды не должна быть ниже 55 °C. График регулирования в этом
случае называется отопительно-бытовым, рис. 4.4. Точка перехода
линии качественного регулирования на линию срезки 70° или 60°
называют точкой излома графика при соответствующей температуре
наружного воздуха в точке излома t„.
Рис. 4.4. Отопительно-бытовой график
центрального качественного регулирования
4 Теплоснабжение
97
При независимых системах присоединения систем отопления
абонентов к тепловой сети температуры сетевой воды до и после
теплообменника системы отопления при любом значении th следует
определять по зависимостям:
г^Тз + ДТо-а-Г-^-Л (4.21)
т2=т2>0 + Дт-аТ-^г-Л (4-22)
где Дт0 = Тз - *2,о - расчетный перепад температур теплоносителя в
системе отопления (чаще всего тз - т2,о = 95-70 °C);
Дт = Ti - т2 - расчетный перепад температур сетевой воды;
Мо - эквивалент расхода нагреваемого теплоносителя в отопи-
тельном теплообменнике: Wo = Qo/&io;
£r - безразмерная удельная теплопроизводительность отопи-
тельного теплообменника;
Wu - меньшее значение эквивалента расхода в теплообменнике;
при W< Wo принимают W = РКМ;
W- эквивалент расхода греющего теплоносителя (сетевой воды)
в отопительном теплообменнике: W= QJbx.
При качественном регулировании эквиваленты расходов сете-
вой и нагреваемой воды в системе отопления не изменяются, поэто-
му &г также является постоянной величиной и определяется по урав-
нению (4.15).
4.5. Центральное количественное регулирование
Количественное регулирование заключается в изменении расхо-
да воды в сети и температуры обратной воды в зависимости от тем-
пературы наружного воздуха. Температура воды в подающем тру-
бопроводе остается постоянной.
Уравнения для определения относительного расхода сетевой во-
ды и ее температуры в обратном трубопроводе выводятся из уравне-
ния регулирования (4.4) с учетом выражения (4.5) при условии
Ti = const:
-----17-^7----77?; (4-23) т2=т1-Дт-&. (4.24)
14—^2____1-0 °’8 Wo
Дт-0,50 \ /
98
График регулирования показан на рис. 4.5. Важным достоинст-
вом количественного регулирования является снижение расхода
электроэнергии на перекачку теплоносителя. В условиях Республи-
ки Беларусь этот вид регулирования может быть использован в схе-
ме с транзитной однотрубной магистралью от источника тепла и-
двухтрубной распределительной сетью в тепловом районе со смеси-
тельной подстанцией.
О 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 Qq
Рис. 4.5. График количественного регулирования отопи-
тельной нагрузки:
1 - линия температур сетевой воды в обратном трубопроводе;
2 - линия расходов сетевой воды; <„(>) - температура начала (конца)
отопительного периода
При снижении расхода воды в теплосети смесительные насосы,
работающие с переменным коэффициентом смешения, увеличивают
подачу воды из обратного трубопровода. Это обстоятельство позво-
99
V
ляет сохранить в системах отопления постоянный расход воды и тем
самым предотвращать разрегулировку систем отопления.
В настоящее время возможно применение сетевых и смеситель-
ных насосов с регулируемыми электроприводами, что позволяет из-
менять расход воды в достаточно широких пределах.
4.6. Центральное качественно-количественное
регулирование
Более прогрессивным следует считать качественно-количествен-
ный метод регулирования, при котором расход и температура сете-
вой воды изменяются с изменением температуры наружного возду-
ха. Преимущество метода заключается в значительном (два-три
раза) снижении расхода электроэнергии на перекачку теплоносите-
ля. Как и при количественном регулировании, изменение расхода
сетевой воды осуществляется насосами со специальными электро-
приводами, изменяющими частоту вращения насосов.
С целью недопущения разрегулировки систем отопления они
должны подключаться к теплосети по независимым схемам либо по
зависимым со смесительными насосами.
Температура воды в трубопроводах определяется по формулам
а расход сетевой воды изменяется по закону
(4.25)
(4.26)
(4-27)
где т = 0,33 для двухтрубных систем отопления и т = 0,2-0,25 для
однотрубных систем.
График регулирования приведен на рис. 4.6.
4.7. Центральное качественное регулирование
по отопительной нагрузке
Центральное качественное регулирование систем теплоснабже-
ния по отопительной нагрузке, как правило, осуществляется при ве-
личине среднечасовой нагрузки горячего водоснабжения, состав-
ляющей менее 15% от расчетной отопительной нагрузки.
100
Рис. 4.6. График качественно-количественного регулирования
отопительной нагрузки:
1 - линия температур сетевой воды в подающем трубопроводе;
2 - то же в обратном трубопроводе; 3 - линия расходов сетевой воды
4.7.1. Графики тепловой нагрузки, температур
и расходов сетевой воды на отопление
Графики тепловой нагрузки, температур и расходов сетевой во-
ды представлены на рис. 4.7.
101
В диапазоне II при температурах наружного воздуха от до 4
осуществляется центральное качественное регулирование. Расход
сетевой воды для систем отопления постоянный и определяется при
расчетных значениях отопительной нагрузки и температурах сете-
вой воды по формуле
Go =
&
С-(Т!-Т2)’
(4.28)
В диапазоне I при температурах наружного воздуха от /Н(к> до
при постоянных температурах сетевой воды тепловая нагрузка уве-
личивается, увеличивается и расход воды на отопление.
Регулирование систем
Рис. 4.7. Графики тепловой нагрузки,
температур и расходов сетевой воды
на отопление при комбинированном
регулировании отопительной нагрузки:
I - местное количественное регулирование;
II - центральное качественное регулирование
отопления в этом диапазоне
температур наружного воз-
духа осуществляется мест-
ными пропусками или ко-
личественным способом.
Регулирование местны-
ми пропусками может осу-
ществляться попеременным
включением систем отопле-
ния. Продолжительность ра-
боты систем отопления в
течение суток определяется
выражением
„ = 24-^4. (4.29)
h tn
Более действенным яв-
ляется количественное ре-
гулирование на тепловых
пунктах. При повышении
температуры наружного воз-
духа в этом диапазоне умень-
шается расход сетевой воды
на отопление. Смесительный
насос подмешивает воду из
обратной линии, поддержи-
вая требуемый гидравличе-
ский режим в системе ото-
пления.
102
В диапазоне I температура воды в обратной линии может быть
принята за прямую линию. В действительности при работе системы
отопления пропусками температура т2 не будет постоянной.
4.7.2. Графики тепловой нагрузки, температур
и расходов сетевой воды на вентиляцию
Во всем диапазоне отопительного периода при понижении темпе-
ратуры наружного воздуха от /Н(к) = +8 °C до расчетной отопитель-
ной t0 величина вентиляционной нагрузки Qv увеличивается. В диа-
пазоне II от /н до t0 с ростом Qv увеличивается и разность температур
сетевой воды в подающем и обратном трубопроводах при постоян-
ном ее расходе, который
определяется по выраже-
нию, аналогичному (4.28).
Регулирование - только
центральное качественное
(рис. 4.8).
В диапазоне I от ?н =
= +8 °C до /н при пониже-
нии температуры наружно-
го воздуха при постоянной
температуре сетевой воды в
подающем трубопроводе и
росте вентиляционной на-
грузки расход сетевой воды
на вентиляцию также уве-
личивается. В этом диапа-
зоне осуществляется мест-
ное количественное регули-
рование расходом сетевой
воды через калориферы
систем вентиляции. Коли-
чество сетевой воды уста-
навливается регулятором по
Рис. 4.8. Графики тепловой нагрузки,
температур и расходов сетевой воды при
комбинированном регулировании венти-
ляционной нагрузки:
I - местное количественное регулирование;
II - центральное качественное регулирование
температуре приточного
воздуха за калорифером.
Температура сетевой воды в
обратном трубопроводе по-
сле калориферов также воз-
растает.
103
4.7.3. Графики тепловой нагрузки, температур
и расходов сетевой воды на горячее водоснабжение
при закрытой системе теплоснабжения
Графики тепловой нагрузки, температур и расходов сетевой во-
ды на горячее водоснабжение при закрытой системе теплоснабже-
ния для параллельной схемы включения подогревателей горячего
водоснабжения представлены на рис. 4.9. В диапазоне I при посто-
янной тепловой нагрузке Qh с понижением температуры наружного
воздуха от 4 = +8 °C до 4 расход сетевой воды остается постоян-
ным, так как температуры сетевой воды в подающем трубопроводе
теплосети и в обратном трубопроводе после подогревателей горяче-
го водоснабжения так же остаются постоянными, равными соответ-
ственно т{ и тз. Регулирование центральное. Во втором диапазоне, с
понижением температуры наружного воздуха от 4 ДО 4 при посто-
янной тепловой нагрузке Qh повышается температура сетевой воды в
подающем трубопроводе к подогревателю горячего водоснабжения
и уменьшается расход сетевой воды через подогреватель. Также од-
новременно понижается температура сетевой воды в обратном тру-
бопроводе после подогревателя (кривая т3). В этом диапазоне до-
полнительно к центральному качественному осуществляется мест-
ное количественное регулирование расхода сетевой воды через
подогреватель горячего водоснабжения. Регулятор температуры
поддерживает температуру горячей воды на выходе из подогревате-
ля горячего водоснабжения 4, изменяя расход сетевой воды через
подогреватель (см. рис. 2.4).
4.7.4. Графики тепловой нагрузки, температур
и расходов сетевой воды на горячее водоснабжение
при открытой системе теплоснабжения
В открытых системах теплоснабжения вода для горячего во-
доснабжения забирается из теплосети в зависимости от ее темпе-
ратуры в трубопроводах. В диапазоне I при температурах наруж-
ного воздуха от 4 = +8 °C до 4 водоразбор ведется из подающего
трубопровода с температурой 60 °C (рис. 4.10). При дальнейшем
понижении температуры наружного воздуха от 4 до 4,г разбор во-
ды производится из подающего и обратного трубопроводов (диапа-
зон II).
Суммарный расход воды на горячее водоснабжение определяет-
ся по выражениям:
104
• в диапазоне +8 °C - /н.г при th > т2,г
G Qh
h c-(th-ty
(4.30)
• в диапазоне /н.г - /0 при th т2,г
Рис. 4.9. Графики тепловой
нагрузки, температур и рас-
ходов сетевой воды на горя-
чее водоснабжение при па-
раллельной схеме включения
подогревателей:
I - центральное регулирование;
II - местное количественное ре-
гулирование
Рис. 4.10. Графики тепловой нагруз-
ки, температур и расходов сетевой
воды на горячее водоснабжение при
центральном качественном регули-
ровании открытых систем тепло-
снабжения:
I - водоразбор из подающего трубопрово-
да; II - водоразбор из подающего и обрат-
ного трубопроводов в долях р и 1 — р; III —
водоразбор из обратного трубопровода
105
Доли расходов воды из подающего и обратного теплопроводов
Р= Г*~Т2’Г , (4.32)
Чг ” Ч,г
1-р = (4.33)
Чг Ч, г
а величина водоразбора из подающего трубопровода
GAn=pGA, (4.34)
из обратного
GA°=(1-0)GA. (4.35)
Таким образом, в диапазоне II по мере понижения значение
(1 - Р) растет, а Р уменьшается. При некоторой температуре наруж-
ного воздуха /н = ?н.г температура воды в обратном трубопроводе ста-
новится равной тг,г = 4, в этом случае (1 - Р) = 1 и р = 0.
В диапазоне Ш наружных температур /н.г ~ t0 разбор воды произ-
водится из обратного трубопровода, т.е. р = 0. Расход сетевой воды
несколько уменьшается, так как ее температура повышается и дос-
тигает th = т2 = 70 °C при температуре наружного воздуха t0.
Для смешивания воды в абонентских установках предусматри-
вается регулятор смешения (см. рис. 2.7, 2.8), который устанавлива-
ется на подающем трубопроводе в узле смешения. Присоединение
систем отопления и горячего водоснабжения осуществляется по
принципу несвязанного регулирования.
4.7.5. Суммарный расход воды в теплосети
Суммарный расход воды в тепловой сети зависит от типа и ве-
личин тепловых нагрузок, схем абонентских установок и метода ре-
гулирования тепловых нагрузок.
В закрытых системах теплоснабжения при параллельных и
двухступенчатых схемах присоединения абонентских установок
отопления и горячего водоснабжения суммарный расход воды в теп-
лосети является суммой расходов на отопление, вентиляцию и горя-
чее водоснабжение, причем расходы воды в подающем и обратном
трубопроводах равны:
£G = GO+Gv + Gh. (4.36)
На рис. 4.11 приведен график суммарного расхода воды в тепло-
сети при закрытой системе теплоснабжения и параллельной схеме
присоединения абонентских установок. Суммарный расход сетевой
106
воды имеет максимальное значение
при температуре наружного возду-
ха в точке излома графика темпе-
ратур. Аналогичный характер гра-
фик имеет и при двухступенчатой
смешанной схеме присоединения
абонентских установок, поэтому
расчет абонентских установок и
подбор теплообменников при этих
схемах присоединения и централь-
ном качественном регулировании
производится по параметрам в точ-
ке излома графика.
График суммарного расхода
воды в теплосети при открытой
системе теплоснабжения показан
на рис. 4.12. График построен от-
носительно коллекторов подающе-
го и обратного трубопроводов теп-
лосети у источников тепла.
Суммарный расход воды в по-
дающем и обратном трубопроводах
теплосети при любой температуре
наружного воздуха в пределах ото-
пительного периода определяется
по следующим формулам:
спод = Go + G„ + PGA, (4.37)
G'oep =G0 + Gv-(l-p)GA. (4.38)
Как следует из графика и вы-
ражений (4.37), (4.38), расход воды
в обратном трубопроводе меньше,
чем в подающем, на величину водо-
разбора на горячее водоснабжение.
В диапазоне I от +8° до /н.и
разбор воды с температурой 60 °C
производится из подающего тру-
бопровода (р = 1), в диапазоне П
от /н.и до tn.* - из подающего и из
Рис. 4.11. График суммарного
расхода сетевой воды в закры-
тых системах теплоснабжения
Рис. 4.12. График суммарного
расхода сетевой воды в откры-
тых системах теплоснабжения.
Линии расхода сетевой воды:
1 - на отопление; 2 - на вентиля-
цию; 3 - на горячее водоснабже-
ние из подающего трубопровода;
4 - на горячее водоснабжение из
обратного трубопровода; 5 - сум-
марного расхода из подающего
трубопровода; б - то же из обрат-
ного трубопровода
107
обратного трубопроводов в соотношении 0 и (1 - 0), устанавлива-
емой регулятором смешения, и в диапазоне III - только из обрат-
ного трубопровода (0 = 0). Суммарные значения расходов воды
имеют наибольшую величину в точке излома температурного гра-
фика.
4.7.6. Средневзвешенная температура воды
в обратном трубопроводе теплосети
На величину средневзвешенной температуры воды в обратном
трубопроводе теплосети оказывают влияние температуры и расходы
обратной воды после систем отопления, вентиляции и горячего во-
доснабжения.
Для закрытых систем теплоснабжения средневзвешенная темпе-
ратура воды в обратном трубопроводе теплосети определяется по
выражению
я> __ ^2,о ‘ <Л> ^2,у ‘ + ^2,Л ‘ . /д ^ОЧ
2 g0+g„+ga
для открытых систем теплоснабжения
Т2,о ‘ Gp + Т2,у ‘ ^у ~ T2,/i О ~ 0)СА
GO + G„-(1-0)GA
(4.40)
где т2)0, ъ,у и т2)л - соответственно температуры обратной сетевой
воды после установок отопления, вентиляции и горячего водоснаб-
жения, °C.
4.8. Центральное качественное регулирование
по совместной нагрузке отопления и горячего
водоснабжения
При преобладающей жилищно-коммунальной нагрузке в тепло-
вом районе (свыше 65%), а также при наличии постоянной и значи-
тельной величины тепловой нагрузки на горячее водоснабжение
(р = Qh^/Qp > 0,15) можно значительно сократить расход воды в
теплосети, принимая центральное качественное регулирование по
совместной нагрузке отопления и горячего водоснабжения.
При применении этого метода регулирования достигается со-
кращение расходов сетевой воды, так как суммарный расчетный
расход воды в теплосети равен сумме расчетных расходов на ото-
пление плюс вентиляцию без учета расхода воды на горячее водо-
снабжение.
108
При этом по двухступенчатой последовательной схеме должно
быть присоединено к тепловой сети не менее 75% абонентских ус-
тановок.
Для удовлетворения нагрузки горячего водоснабжения темпера-
тура воды в подающем трубопроводе принимается несколько выше,
а в обратном - несколько ниже, чем по отопительному графику.
При этом строительные конструкции отапливаемых зданий слу-
жат аккумуляторами теплоты, выравнивающими неравномерности
суточного графика совмещенной тепловой нагрузки, что возможно
только при применении для большинства абонентских установок
двухступенчатой последовательной схемы присоединения со свя-
занным регулированием отопления и горячего водоснабжения.
При этом способе регулирования отпуска теплоты в тепловой
сети поддерживается повышенный температурный график, который
строится на основании отопительно-бытового температурного гра-
фика.
Расчет повышенного температурного графика заключается в оп-
ределении перепада температур сетевой воды в подогревателях
верхней 81 и нижней 82 ступеней при различных температурах на-
ружного воздуха и балансовой нагрузке горячего водоснабжения
ЙЛтах, равной 0Атах
0Атах =Х’0Апвх> (4.41)
где % - балансовый коэффициент, учитывающий неравномерность
расхода теплоты на горячее водоснабжение в течение суток; для за-
крытых систем теплоснабжения % =1,2.
Суммарный перепад температур сетевой воды в подогревателях
верхней и нижней ступеней 8 в течение всего отопительного перио-
да постоянен и определяется по выражению
5 = 51+82=^-(т1-т2). (4.42)
max
Задаваясь величиной недогрева водопроводной воды до тем-
пературы греющей воды в нижней ступени подогревателя Д/н =
= 5-10 °C, определяют температуру нагреваемой водопроводной
воды после нижней (первой) ступени подогревателя t' при темпера-
туре наружного воздуха, соответствующей точке излома графика
t' = Т2
где ' (штрих) означает, что значения величин взяты при &
109
Перепад температур сетевой воды в нижней ступени подогрева-
теля 82 при различных температурах наружного воздуха определяют
по выражениям:
при 4
8'2=8.fzk. (4.43)
при/0
52=8'2-^, (4.44)
*2-»с
где /е - температура холодной водопроводной воды в отопительный
период, °C.
th - температура воды, поступающей в систему горячего водо-
снабжения, °C.
При известных 32 и 62 находят температуру сетевой воды в об-
ратной магистрали по повышенному температурному графику:
х2п = т2 _ 32, = т2 — 32. (4.45)
Рис. 4.13. График температур сетевой воды при
центральном регулировании по совместной нагрузке
отопления и горячего водоснабжения (повышенный
температурный график)
110
Перепад температур сетевой воды в верхней (второй) ступени
подогревателя при t0 и t„
5, =3-62, 5;=5-52. (4.46)
Температура сетевой воды в подающей магистрали тепловой се- ,
ти для повышенного температурного графика
Ть^+5,, 4=<+5;. (4.47)
Определив значения температур воды в подающей и обратной
магистралях тепловой сети, строят повышенный температурный гра-
фик (см. рис. 4.13).
4.9. Регулирование отпуска теплоты в открытых
системах теплоснабжения
В двухтрубных водяных тепловых сетях открытых систем теп-
лоснабжения центральное качественное регулирование отпуска
теплоты, как и в закрытых системах, осуществляют по нагрузке
отопления или по совместной нагрузке отопления и горячего водо-
снабжения.
Если тепловая нагрузка жилищно-коммунального сектора со-
ставляет 65 и более процентов от суммарной тепловой нагрузки и
отношение (0лтах/ботах) > 0J5, то регулирование отпуска теплоты
осуществляют по совместной нагрузке отопления и горячего водо-
снабжения. При меньшей нагрузке на жилищно-коммунальные нуж-
ды и отношении (QhmaJQomaJ <0,15 регулирование осуществляют
по нагрузке отопления.
При центральном качественном регулировании отпуска теплоты
по отопительной нагрузке в тепловой сети поддерживается отопи-
тельно-бытовой температурный график. Системы отопления и горя-
чего водоснабжения абонентов присоединяют к тепловым сетям по
принципу несвязанной подачи теплоты. В этом случае расход сете-
вой воды на отопление поддерживается постоянным при помощи
регулятора расхода РР, установленного перед элеватором системы
отопления, и не зависит от переменного расхода воды на горячее
водоснабжение.
Температуру воды в подающей и обратной магистралях при за-
висимых схемах присоединения систем отопления рассчитывают по
формулам (4.17)-(4.19). Минимальная температура сетевой воды в
подающей магистрали открытых систем теплоснабжения принима-
111
ется равной 60 °C. Для этого отопительный график срезается на
уровне 60 °C; полученный график температур воды в тепловой сети
называется отопительно-бытовым.
При регулировании отпуска теплоты по совместной нагрузке
отопления и горячего водоснабжения потребители системы отопле-
ния и горячего водоснабжения присоединяются к тепловым сетям
по принципу связанной подачи теплоты. Для этого регулятор рас-
хода РР устанавливают на подающем трубопроводе абонентского
ввода перед отбором воды на горячее водоснабжение, он поддер-
живает постоянный расход сетевой воды на ввод, равный расчет-
ному на отопление, без учета нагрузки на горячее водоснабжение
(см. рис. 2.7).
Водоразбор из подающей линии уменьшает поступление сете-
вой воды в систему отопления. Небаланс теплоты на отопление ком-
пенсируется некоторым повышением температуры воды в подаю-
щем трубопроводе по сравнению с отопительным графиком. При
этом методе регулирования строительные конструкции здания ис-
пользуются в качестве аккумулятора теплоты, выравнивающего не-
равномерности суточного графика теплопотребления.
Гидравлическая разрегулировка отопительных установок в пе-
риоды большого водоразбора на горячее водоснабжение из подаю-
щей линии может быть устранена при установке на перемычке эле-
ватора смесительного насоса, который при этих режимах включает-
ся в работу.
При данном методе регулирования температурный режим в теп-
ловой сети поддерживают по скорректированному (повышенному)
температурному графику, который строится на основе отопительно-
бытового.
Расчет скорректированного температурного графика заключа-
ется в определении температуры воды в подающей и обратной ма-
гистралях в диапазоне температур наружного воздуха от +8 °C до
^н.г, при которой температура воды в обратной магистрали равна
60 °C.
При температурах наружного воздуха от +8 °C до 7Н.Г, когда во-
доразбор на горячее водоснабжение осуществляют как из подаю-
щей, так и из обратной линий теплосети, поступление воды в систе-
му отопления меньше расчетного расхода. В этом случае для удов-
летворения отопительной нагрузки температура воды в подающем
теплопроводе должна быть выше, чем это требуется по отопительно-
112
бытовому графику. Температура сетевой воды в подающем Т1П и об-
ратном т2п теплопроводах для скорректированного графика опреде-
ляют по выражениям
Go
= /.+= Ат+А/ -0,50 ;
' n тг°>2 ’
Go
(4.48)
t2n=ti+== &
Go I
^-0,50
где О, - относительный расход теплоты на отопление, представ-
ляющий собой отношение теплового потока на отопление при
нерасчетных условиях к максимальному тепловому потоку:
?о_____ h .
.max h ~^о
Go - относительный расход сетевой воды, представляющий от-
ношение расхода сетевой воды на отопление при нерасчетных
условиях к максимальному расходу воды:
wo,max
Относительный расход сетевой воды на отопление Go в диапа-
зоне температур наружного воздуха +8 °C до когда в систему
отопления поступает расход воды, меньший расчетного, определяют
по формуле
_ 1- 0,5р8 —
Go =----------5—tjL-------g—, (4.49)
! j th-tj _ А/ Р
th~tc Qo th-tc gT0’2
ГДе р — Qhщах/Qomax, Qhtaax ~ %'Qhmax.>
X - балансовый коэффициент; для открытых систем теплоснаб-
жения % = 1,1.
При температуре воды в обратной магистрали большей 60 °C
водоразбор на горячее водоснабжение осуществляют только из об-
ратной линии тепловой сети, и тогда в местную отопительную сис-
тему поступает расчетный расход сетевой воды Go max- Это позво-
113
ляет оставить регулирование отпуска теплоты в интервале темпе-
ратур наружного воздуха /н.г - to по отопительно-бытовому темпе-
ратурному графику. Скорректированный график представлен на
рис. 4.14.
Рис. 4.14. Графики температур сетевой воды при
центральном качественном регулировании открытых
систем по совместной нагрузке отопления и горячего
водоснабжения (скорректированный график):
т1п> т2п - линии температур сетевой воды скорректирован-
ного графика; ть т2 - линии температур отопительно-бы-
тового графика
114
5. ТЕПЛОВЫЕ СЕТИ
5.1. Схемы тепловых сетей
По своему назначению тепловые сети подразделяются:
а) на магистральные - от источника тепла до территории тепло-
вых районов, микрорайонов или промпредприятий;
б) распределительные - от магистральных тепловых сетей до
узлов ответвлений к центральным тепловым пунктам (ЦТП) или к
городским кварталам;
в) ответвления к отдельным зданиям - ответвления от распреде-
лительных сетей до узлов присоединения местных систем (индиви-
дуальных тепловых пунктов - ИТП).
В зависимости от размещения источников тепла и потребителей
тепловые сети могут быть лучевыми (радиальными), тупиковыми и
кольцевыми.
При лучевых или радиальных теплосетях тупиковые магистрали
прокладываются к тепловым районам (рис. 5.1). Недостаток схемы -
в необеспеченности потребителей в случае аварии на магистрали. С
целью резервирования соседние магистрали иногда соединяют пе-
ремычкой, которая рассчитывается на пропуск аварийного расхода
воды не менее 50% от расчетного для резервируемого участка.
Рис. 5.1. Схема лучевых (радиальных) тепловых сетей:
I - источник тепла; 2 - магистральные теплосети; 3 - распределительные
теплосети; 4 - резервирующая перемычка
Радиальные магистральные сети нескольких источников с це-
лью резервирования подачи тепла соединяют между собой резерви-
115
рующими перемычками, в результате получаются зарезервирован-
ные сети с тупиковыми ответвлениями (рис. 5.2).
Рис. 5.2. Схема зарезервированных тепловых сетей от трех источников
теплоты:
1 - источник тепла; 2 - магистральные теплосети; 3 - распределительные тепло-
сети; 4 - резервирующая перемычка
Нормами на проектирование тепловых сетей предусматривается
резервная подача теплоты при подземной прокладке теплосетей в
непроходных каналах и бесканально в процентах от расчетной теп-
ловой нагрузки в зависимости от диаметров теплопроводов: до Dy =
= 600 - не резервируется, Dy = 600 - 50%, Dy > 700 - 60% [17, табл. 1].
Резервирование подачи теплоты по тепловым сетям, прокладывае-
мым в тоннелях и надземным способом, предусматривать не следует.
Для предприятий, у которых не допускаются перерывы в подаче
теплоты (больницы, детские учреждения, картинные галереи и т.п.),
следует предусматривать резервирование со 100%-й подачей тепло-
ты. Для этого следует использовать местные резервные источники
теплоты или передвижные котельные.
Как показывает практика, продолжительность ликвидации ава-
рий в водяных теплосетях диаметром до 600 мм не превышает нор-
мы - 24 ч. Поэтому при диаметрах теплопроводов до 600 мм резерв-
ные (блокировочные) перемычки можно не предусматривать.
В кольцевых сетях диаметры отдельных колец на всем их про-
тяжении постоянные, независимо от величины их тепловой нагрузки
(рис. 5.3). Несомненно, кольцевые сети дороже радиальных, удли-
няются сроки ликвидации аварий из-за трудностей установления
116
места, однако в случае аварии потребители могут получать расчет-
ное количество тепла от другого теплоисточника.
Рис. 5.3. Схема кольцевых тепловых сетей от двух источников
теплоты:
1 - источник тепла; 2 - магистральные теплосети; 3 - распределитель-
ные теплосети
Разработаны рациональные схемы тепловых сетей, в которых
предусматривается резервирование с помощью контрольно-распре-
делительных пунктов (КРП) (рис. 5.4). Схема предусматривает четкое
разделение тепловой сети на магистральные 1 и распределительные 2
сети. Каждый участок распределительных сетей подключается к ма-
гистральным теплопроводам по обе стороны от секционирующих за-
движек 3 на подающем и обратном трубопроводах магистральных
сетей. Здесь же кроме головных задвижек 4 распределительных сетей
помещаются головные задвижки 5 резервных (блокировочных) связей
6. Как правило, они выполняются однотрубными, а подключение по
обе стороны от секционирующих задвижек позволяет их использовать
для резервирования как подающей, так и обратной линии. На КРП
могут находиться смесительные насосы 7 с регуляторами смешения 8,
понижающими температуру сетевой воды в распределительных сетях.
При необходимости на КРП может размещаться насосная повыси-
тельная подстанция 9 на обратном или на подающем трубопроводах.
Кроме того, могут быть установлены регуляторы давления или расхо-
да 10 и расходомеры 11. Обязательна установка контролирующих ма-
нометров и термометров. Наличие смесительных насосов и регулято-
ров смешения, а также повысительных насосов на обратной линии
позволяет устанавливать в магистральной и распределительной сети
различные тепловые и гидравлические режимы.
117
9
Рис. 5.4. Схема КРП:
1 - магистральная теплосеть; 2 - распределительная теплосеть; 3 - секционирую-
щие задвижки; 4 - головные задвижки распределительной теплосети; 5 - головные
задвижки блокировочные трубопроводов; 6 - блокировочные трубопроводы; 7-
смесительный насос; 8 - регулятор смешения; 9 - повысительный насос; 10 - регу-
лятор давления (или расхода); 11 - расходомер
Схема теплоснабжения с КРП разрывает жесткую связь между
тепловыми и гидравлическими режимами в магистральных и рас-
пределительных теплопроводах, что позволяет поддерживать тре-
буемые режимы в распределительных сетях при определенном из-
менении режимов в магистральных теплопроводах и, наоборот, из-
менять тепловой и гидравлический режимы в распределительных
сетях при постоянных режимах в магистральных.
5.2. Конструктивные элементы тепловых сетей
5.2.1. Трубы и детали трубопроводов
Трубы являются наиболее важным и ответственным конст-
руктивным элементом тепловых сетей. В настоящее время для
трубопроводов тепловых сетей применяют трубы стальные элек-
тросварные с прямым или спиральным швом, причем спирально-
шовные трубы допускается применять только на прямых участ-
ках. Все требования к материалу трубопроводов, их элементам
(фланцам, переходам, отводам, тройникам, ответвлениям и за-
глушкам) определяются «Правилами устройства и безопасной
эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды» Госпром-
атомнадзора Республики Беларусь.
118
Бесшовные горячекатаные трубы применяются редко, в основ-
ном малых диаметров, а также в случаях, не допустимых требова-
ниями Госпроматомнадзора, например, при давлении теплоносителя
до 4 МПа с температурой до 300 °C.
В качестве материала труб применяются стали 2, 3, Юсп, 20сп,
10Г2С1,15ГС, 16ГС (Ст2 содержит до 0,2% углерода; стали 10,20-
до 0,1% углерода; Г - марганец - до 2%; С - кремний - до 1%; сп -
спокойная сталь).
Электросварные трубы применяют с различной толщиной стен-
ки, например, от 2 мм при диаметре 40 мм до 13 мм при диаметре
1400 мм в соответствии с сортаментом по стандарту или сертифика-
ту. Некоторые сортаменты труб приведены в [3, табл. 3.3-3.8].
Имеются случаи практического применения стальных электро-
сварных спиральношовных труб диаметрами 530, 630, 720 и 820 мм
с винтовыми гофрами, самокомпенсирующие тепловые удлинения
трубопроводов.
Для тепловых сетей горячего водоснабжения в закрытых систе-
мах теплоснабжения должны применяться оцинкованные водогазо-
проводные трубы, выпускаемые промышленностью диаметрами ус-
ловных проходов от 15 до 150 мм [3, табл. 3.8].
Для бесканальной прокладки тепловых сетей с температурой
воды до 115 °C и рабочим давлением до 1,2 МПа в сельской местно-
сти допускается применение асбестоцементных труб условным про-
ходом 100, 150, 200, 250 и 300 мм в соответствии с ВСН 2-70 Мин-
сельстроя СССР. Соединяются трубы асбестоцементыми муфтами с
уплотнительными кольцами из термостойкой резины.
В последнее время для трубопроводов внутридомовых систем
горячего водоснабжения и сборных конденсатопроводов все шире
применяются трубопроводы из термостойких синтетических мате-
риалов, а также комбинированные металлопластиковые трубы.
Стальные трубы при монтаже тепловых сетей соединяют элек-
трической или газовой сваркой. Фланцевое соединение применяется
только при установке фланцевой арматуры (рис. 5.5), а также изме-
рительных диафрагм.
Для гибких компенсаторов, углов поворота используются кру-
гоизогнутые отводы заводского изготовления с радиусом гиба от
одного до 3,5 диаметров трубы, а также гнутые отводы со складками
(рис. 5.6, а, б). Для трубопроводов больших диаметров применяются
сварные секторные отводы (рис. 5.6, в) с различными углами пово-
рота и углами скосов.
119
Рис. 5.5. Фланцы:
а - плоские приварные с соединительным выступом; б - с шейкой приварные
встык; в - свободные на приварном кольце; г - свободные на отбортованной трубе
«)
Рис. 5.6. Отводы:
а - гладкий крутоизогнутый; б - со складками; в - сварные секторные отводы
120
Переходы применяются для стыкования труб различных диа-
метров. По конструкции их подразделяют на концентрические и
эксцентрические (рис. 5.7). Первые применяют в основном для вер-
тикальных участков, вторые - для горизонтальных участков тепло-
проводов, обеспечения слива воды из трубопроводов.
Тройники и ответвления (рис. 5.8) по конструкции подразделя-
ют на равнопроходные - без изменения диаметра ответвления - и
переходные - с уменьшением диаметра ответвления.
Заглушки используют для отключения участков теплопроводов
и ответвлений на период ремонта или гидравлических испытаний, а
также для закрытия торцов труб (рис. 5.9).
Рис. 5.7. Переходы:
а - концентрический; б - эксцентрический
Рис. 5.8. Ответвления и тройники:
а - врезка трубопровода меньшего диаметра; б — врезка трубопровода
одинакового диаметра; в - врезка с накладной седловиной (воротником)
Рис. 5.9. Заглушки:
а - фланцевая; б - приварная
121
5.2.2. Запорная арматура
Запорную арматуру в тепловых сетях следует предусматривать:
а) на всех трубопроводах выводов от источника теплоты;
б) трубопроводах водяных тепловых сетей Dy> 100 мм на рас-
стоянии около 1000 м друг от друга (секционирующие задвижки) с
устройством перемычки между подающим и обратным трубопрово-
дами диаметром, равным 0,3 диаметра трубопровода. На перемычке
устанавливают две задвижки и контрольный вентиль между ними
Dy = 25 мм (рис. 5.10). Допускается увеличивать расстояние между
секционирующими задвижками для трубопроводов Dy = 400-500 мм
до 1500 м, для трубопроводов Dy > 500 мм - до 3000 м;
в) в водяных и паровых тепловых сетях в узлах ответвлений на
трубопроводах ответвлений Dy> 100 мм, а также на ответвлениях к
отдельным зданиям, независимо от диаметра труб.
Рис. 5.10. Место установки секционирующих задвижек:
1 - секционирующие задвижки; 2 - задвижки на перемычке;
3,4- спускники; 5 - воздушник
В качестве запорной арматуры на трубопроводах теплосетей ус-
танавливают задвижки, затворы поворотные, клапаны (вентили),
шаровые краны и обратные клапаны.
В тепловых сетях применяется преимущественно стальная ар-
матура. Чугунная арматура применяется на трубопроводах пара и
горячей воды с давлением до 0,07 МПа и температурой до 115 °C,
122
причем чугунная арматура должна размещаться на прямых участках
груб, защищенных от изгибающих усилий.
В каталогах и таблицах приведены условные обозначения арма-
туры, состоящие из букв и цифр. Первые две цифры обозначают тип
арматуры, 14 и 15 - клапан (вентиль); 16 - клапан обратный подъ-
емный; 19 - клапан обратный поворотный; 30 и 31 - задвижки. Бук-
вы за цифрами обозначают материал корпуса арматуры: с - сталь,
ч - серый чугун, кч - ковкий чугун, Б - латунь, бронза. Цифры после
букв обозначают конструктивные особенности и вид привода. Одна
или две цифры обозначают ручной привод с маховиком, три цифры
обозначают вид привода: 3 - механический с червячной передачей;
5 - то же с конической передачей; 9 - электропривод.
Последние буквы обозначают материал уплотнительных по-
верхностей: бр - бронза; нж - нержавеющая сталь; п - пластмасса.
Цифры в конце обозначают исполнение, например: «бк»- без
вставных или наплавленных колец. Примеры: 30с96нж - задвижка
стальная с электроприводом и уплотнительной поверхностью из не-
ржавеющей стали; 16с13нж - клапан обратный подъемный стальной с
уплотнительной поверхностью из нержавеющей стали; 15Б1бк - кла-
пан муфтовый латунный без вставных или наплавленных колец.
Для тепловых сетей преимущественно применяется бесфланце-
вая арматура (с концами под приварку). Муфтовая арматура может
применяться на трубопроводах диаметром Dy < 100 мм при давлении
теплоносителя до 1,6 МПа и температуре до 115 °C и ниже. Рабочее
положение клапанов (вентилей) и обратных клапанов при их уста-
новке должно соответствовать стрелке, указанной на корпусе (т.е.
движению теплоносителя).
Клапаны (вентили) в качестве запорной арматуры применяют
диаметром от Dy = 15 мм до Dy = 50 мм и отдельные типы до Dy =
= 200 мм [3, табл. 4.8] (рис. 5.11). Для труб диаметром Dy = 50 мм и
более в качестве запорной арматуры применяются задвижки, имею-
щие по сравнению с вентилями меньшее гидравлическое сопротив-
ление, а также допускающие любое направление движения теплоно-
сителя.
Задвижки применяют различных типов: с выдвижным и невы-
движным шпинделем, клиновые и параллельные. На рис. 5.12 пока-
заны клиновые задвижки с выдвижным шпинделем. Задвижки диа-
метром Dy > 500 мм выпускаются промышленностью с электропри-
водом, а диаметром Dy > 300 - с редуктором.
123
Рис. 5.11. Вентили запорные:
а - фланцевый; б - прямоточный фланцевый; в - угловой фланцевый;
1 - корпус; 2 - золотник; 3 - крышка; 4 - шпиндель; 5 - сальниковая набивка;
6 - втулка; 7 - маховик
Рис. 5.12. Стальные клиновые задвижки с выдвижным шпинделем:
а - однодисковая; б - двухдисковая с электроприводом; в - двухдисковая
бесфланцевая;
1 - уплотнительное кольцо в корпусе задвижки; 2 - обводная линия; 3 - маховик;
4 - гайка; 5 - сальниковое уплотнение; 6 - шпиндель; 7 - корпус; 8 - клин уплот-
нительный; 9 - разжимной клин; L - монтажная длина задвижки
124
Для задвижек на водяных тепловых Dy >
г 300 мм при давлении теплоносителя Ру > 2,5
МПа следует предусматривать разгрузочные
байпасы с запорной арматурой. В некоторых
задвижках байпасы предусмотрены на корпу-
се конструктивно.
Затворы поворотные находят применение
в тех же случаях, что и задвижки, однако по
сравнению с задвижками имеют меньшие га-
бариты и массу. Диаметр условный прохода
от Dy = 200 мм до Dy = 1400 мм, управление
затвором ручное (Dy=200 мм), ручное с редук-
тором (Dy = 200, 300,400 мм) и от электропри-
вода (Dy = 500 и до Dy = 1400 мм). На рис. 5.13
показан общий вид затвора с редуктором.
Рис. 1.13. Затвор
с редуктором
Краны как вид запорной арматуры применяются на абонентских
вводах. Их изготавливают из бронзы или чугуна диаметром Dy =
= 15-80 мм, на рабочее давление до 0,1 МПа и температуру до
100 °C. По конструкции краны подразделяют на пробковые и шаро-
вые, по методу герметизации - на натяжные и сальниковые, по ме-
тоду присоединения - на муфтовые и фланцевые (рис. 5.14).
Рис. 5.14. Краны:
а - натяжной муфтовый (тип 1161 бк); б - сальниковый фланцевый (тип 11ч8бк);
в - шаровой сальниковый фланцевый (тип 11ч37п);
1 - корпус; 2 - конусная пробка; 3 - натяжная гайка; 4 - сальник; 5 - втулка;
6 - отжимной болт; 7 - шаровая пробка
125
Рис. 5.15. Полнопроходной
шаровой кран для бесканаль-
ной прокладки трубопрово-
дов в индустриальной ППУ
изоляции
В последние годы освоен выпуск
полнопроходных шаровых кранов для
тепловых сетей диаметром £>у=100-
1100 мм, корпус которых выполнен из
стали, а запорный шаровой орган - из
легированной стали с высокой степе-
нью обработки поверхности шара. По-
ворот шарового запорного органа осу-
ществляется от редуктора с червячной
передачей или с электроприводом.
Выпускаются также полнопроходные
шаровые краны для бесканальной про-
кладки в индустриальной пенополиу-
ретановой изоляции (также с удлинен-
ным штоком). На рис. 5.15 показан
общий вид такого шарового крана
фирмы «Сигал».
Рис. 5.16. Обратные клапаны:
а - подъемный; б - поворотный
Клапаны обратные в основном выпускаются двух типов: подъ-
емные, устанавливаемые на горизонтальных трубопроводах, и пово-
ротные, устанавливаемые как на горизонтальных, так и на верти-
кальных трубопроводах (рис. 5.16).
5.2.3. Подвижные опоры
Подвижные опоры воспринимают массу трубопровода (с водой
и теплоизоляцией) и обеспечивают свободное перемещение трубо-
126
провода вследствие температурных удлинений. При бесканальной
прокладке подвижные опоры не применяют, трубопровод укладыва-
ется в траншее на песчано-гравийную подушку.
При прокладке трубопроводов в непроходных каналах преиму-
щественно применяют скользящие опоры. Наиболее распространен-
ный тип скользящих опор - на бетонной подушке (плите) с закладны-
ми стальными деталями (рис. 5.17). При прокладке трубопроводов на
отдельно стоящих опорах, в тоннелях, коллекторах применяют катко-
вые опоры, обладающие меньшим трением, чем скользящие. Однако
они требуют постоянного ухода (смазывания) и осмотра (рис. 5.18).
Рис. 5.17. Скользящая опора:
1 - сварная конструкция скользящей опоры; 2 - опорная бетонная плита;
3 - закладная деталь (стальной швеллер)
Рис. 5.18. Катковая опора:
1 - трубопровод с изоляцией; 2 - приварной элемент опоры на трубопро-
воде; 3 - каток; 4 - направляющие салазки
127
Роликовые опоры (рис. 5.19) применяют редко. При установке
роликовых опор важно отцентрировать оси цапф в опорных уголь-
никах во избежание заедания. Катковые и роликовые опоры надеж-
но работают на прямых участках теплосети. На поворотах трубопро-
воды перемещаются в продольном и поперечном направлении. В
этих случаях применяют шариковые опоры фис. 5.20).
Рис. 5.19. Роликовая опора:
1 - трубопровод с изоляцией; 2 - приварной
элемент опоры на трубе; 3 - ролик; 4 - опоры
ролика
Рис. 5.20. Шариковая опора:
1 - опорная конструкция; 2 - шарик; 3 - опорная
плита с бортиками
128
При надземной прокладке трубопроводов по строительным кон-
струкциям и во внутрицеховом пространстве применяют подвесные
опоры (рис. 5.21). При необходимости регулирования высоты под-
носки труб применяют подвесные опоры со стяжной скобой
(рис. 5.21, б), а во избежание перекосов труб - подвесные опоры с
пружинами (рис. 5.21, в), разгружающими трубопровод от неравно-
мерных напряжений.
Рис. 5.21. Подвесные опоры:
а - жесткая подвеска; б - со стяжной скобой; в - пружинная
подвеска
5.2.4. Неподвижные опоры
Для восприятия реакций компенсаторов температурных удлине-
ний, горизонтальных реакций подвижных опор и неуравновешенных
сил внутреннего давления устанавливают неподвижные опоры. Они
фиксируют (закрепляют) трубопровод в определенных местах, вос-
принимая вышеназванные усилия и направляя линейные удлинения
в сторону компенсаторов. Неподвижные опоры устанавливают в
местах ответвлений трубопроводов, размещения запорной арматуры,
а также установки сальниковых компенсаторов. На трубопроводах с
П-образными компенсаторами неподвижные опоры размещают ме-
жду компенсаторами. На участках с углами поворота трассы непод-
вижные опоры размещают таким образом, чтобы обеспечить само-
компенсацию участков.
В зависимости от способа прокладки и места установки приме-
няют неподвижные опоры упорные (лобовые), щитовые и хомутовые.
5 Теплоснабжение
129
Опоры лобовые с вертикальными двухсторонними упорами
применяют при установке в камерах и тоннелях (рис. 5.22).
Рис. 5.22. Лобовая неподвижная опора:
1 - приварные опоры с двумя ребрами жесткости; 2 - упорная
конструкция из швеллера; 3 - поперечные связи жесткости
Рис. 5.23. Щитовая неподвижная опора:
1 - канал; 2 - приварные упоры; 3 - привар-
ные кольца; 4 - железобетонная плита - щит;
5 - труба теплосети; 6 - дренажное отверстие;
7 - паронитовые прокладки
Щитовые неподвижные
опоры (рис. 5.23) применя-
ют при канальной и беска-
нальной прокладках трубо-
проводов и установке не-
подвижных опор вне камер.
Щитовые опоры представ-
ляют собой вертикальные
железобетонные плиты с от-
верстиями для прохода труб
и в нижней части - дренаж-
ными отверстиями. Осевые
усилия от труб на железо-
бетонную плиту передают-
ся приваренными к трубо-
проводу по обе стороны от
плиты кольцами, усилен-
ными ребрами жесткости.
130
Хомутовые опоры (рис. 5.24) применяют при надземных про-
кладках трубопроводов на эстакадах, опорах, по ограждающим кон-
струкциям промышленных зданий на балконах, кронштейнах и т.п.
d .,,.d
i ! lb 1
Рис. 5.24. Хомутовая неподвижная опора:
1 - хомуты из круглой стали; 2 - приварные упоры; 3 - опорная конструкция из
швеллера
5.2.5. Компенсаторы
Для восприятия температурных удлинений и их компенсации
применяются устройства, называемые компенсаторами. В случае их
отсутствия при разогреве трубопроводов на участках между непод-
вижными опорами могут возникать большие напряжения, способ-
ные деформировать и разрушать трубы.
Устройства, воспринимающие и компенсирующие линейные
температурные удлинения, можно разделить на две группы:
1) радиальные и гибкие устройства, воспринимающие удлине-
ния изгибом (плоских) или изгибом с кручением (пространствен-
ных) криволинейных участков труб;
2) осевые устройства скользящего или упругого типов, у кото-
рых удлинения воспринимаются взаимным перемещением телеско-
пически соединенных труб или сжатием пружинящих вставок.
Наибольшее распространение в теплосетях получила радиальная
компенсация, которая может использоваться при любой конфигура-
ции теплопровода. При проектировании теплосетей в первую оче-
редь используют естественную компенсацию или самокомпенсацию
участков теплосетей, т.е. компенсацию за счет поворотов трассы
(рис. 5.25). К устройству искусственных компенсаторов следует об-
131
5*
ращаться после использования приемлемых возможностей естест-
венной компенсации на длинных участках трубопровода и в стес-
ненных условиях.
Рис. 5.25. Естественная компенсация трубопроводов:
а - Z-образный компенсатор; б - Г-образный компенсатор;
в - угол поворота до 130°; г - участок пространственной
конфигурации
Широкое применение получили компенсаторы П-образной фор-
мы (рис. 5.26). Их применяют при всех способах прокладки труб,
независимо от диаметра трубопровода и параметров теплоносителя
в горизонтальном, вертикальном и наклонном положении спинкой
вверх или вниз. При этом они должны снабжаться дренажными
штуцерами и воздушниками.
Рис. 5.26. П-образные компенсаторы:
а - гнутые; б - с крутоизогнутыми отводами; в - со сварными отводами
132
Компенсирующая способность П-образного компенсатора мо-
жет быть увеличена вдвое при его предварительной растяжке в хо-
лодном состоянии во время монтажа на величину, равную половине
теплового удлинения компенсируемого участка (рис. 5.27). При этом
спинка компенсатора будет изогнута внутрь на величину у' и испы-
тывает изгибающие напряжения. После монтажа компенсатора, ра-
зогрева теплосети при тепловом удлинении компенсатор сначала
приходит в ненапряженное состояние, воспринимая линейные удли-
нения Д//2 с каждой стороны. При дальнейшем разогреве трубы и
температурном удлинении участка компенсатор дополнительно вос-
принимает удлинение AZ/2 с каждой стороны, при этом спинка изги-
бается наружу на величину у.
Рис. 5.27. Принцип действия П-образного компенсатора:
а - без предварительной растяжки; б - с предварительной растяжкой
При канальной прокладке трубопроводов для размещения
П-образных компенсаторов устраивают специальные ниши, что
обеспечивает передвижение (работу) компенсатора при температур-
ных удлинениях (рис. 5.28).
Рис. 5.28. Ниши для компенсаторов:
НК - компенсаторная ниша; Н - неподвижная опора; П - подвижная опора
133
Рис. 5.29. Сальниковые компенсаторы:
а - односторонний; б - двусторонний; 1 - стакан; 2 - грундбукса; 3 - сальниковая
набивка; 4 - упорное кольцо; 5 - корпус; 6 - затяжные болты
Достоинством гибких компенсаторов является то, что они не
требуют обслуживания, для их укладки в нишах нет необходимости
устройства специальных камер.
При бесканальной прокладке участки самокомпенсации необхо-
димо прокладывать в каналах, а П-образные компенсаторы - в ни-
шах. При бесканальных прокладках с предварительно изолирован-
ными трубами поверхность трубопроводов на участках в местах по-
воротов трассы участки П-образных компенсаторов покрывают
специальными матами из сжимаемого материала или укладывают
амортизирующие подушки для обеспечения свободного перемеще-
ния при температурных удлинениях. Толщина матов должна быть не
менее двойной величины расчетного теплового удлинения. Маты
должны устанавливаться на две трети (2/3) длины плеча компенса-
ции и по высоте не менее диаметра трубы-оболочки.
В качестве осевых компенсационных устройств широкое рас-
пространение получили стальные сальниковые компенсаторы сколь-
зящего типа. Их рекомендуется применять при давлении теплоноси-
теля до 2,5 МПа и температуре не более 300 °C для трубопроводов
диаметром 100 мм и более при подземной прокладке и надземной на
низких опорах [17]. Компенсатор состоит из корпуса, стакана и спе-
циального уплотнения (сальника), кольцевого зазора между корпу-
сом и стаканом (см. рис. 5.29, а). При тепловом удлинении компен-
сируемого участка трубопровода стакан вдвигается в полость корпу-
134
са. Сальниковая набивка обеспечивает герметичность соединения
стакана и корпуса и представляет собой плетеный асбестовый шнур,
пропитанный графитовой смазкой.
Конструкция сальникового компенсатора предусматривает его
действие и установку только на участках трубопровода прямоли-
нейного типа с тем, чтобы компенсатор воспринимал усилия парал-
лельно оси трубопровода. Даже при незначительных перекосах про-
исходит заедание и заклинивание компенсатора. Однако основным
недостатком сальниковых компенсаторов является то, что компенса-
торы требуют постоянного ухода и надзора, регулярной подтяжки
болтов уплотнителя сальниковой набивки и периодической ее заме-
ны. Поэтому сальниковые компенсаторы устанавливают в камерах.
Для уменьшения количества камер применяют компенсаторы дву-
стороннего типа (рис. 5.29, б).
При определении габаритов камер учитывают установочную
длину компенсаторов LyCT, мм, определяемую по формуле
Ly^ — A Z) (5.1)
где А - полная длина компенсатора, мм, принимается по паспорт-
ным данным;
z - неиспользуемая компенсирующая способность, мм, прини-
мается для односторонних компенсаторов Dy = 100-125 мм ве-
личиной 20 мм, Dy = 150-350 мм - 30 мм и Dy = 400-1000 мм -
40 мм; для двусторонних компенсаторов величина z соответст-
венно удваивается.
При неполном использовании компенсирующей способности
величину Lyct принимают уменьшенной:
£>уст= A Z — (Драсч А/)» (^.2)
где арасч - расчетная компенсирующая способность компенсатора,
мм, принимается по паспортным данным или сертификату;
А/ - тепловое удлинение компенсируемого участка, мм, опреде-
ляемое по выражению
A/ = a-Z-(x-fe), (5.3)
где a - коэффициент линейного расширения трубной стали, усред-
ненное значение a = 0,012 мм/м °C;
L - расстояние между неподвижными опорами, м, т.е. длина
компенсируемого участка;
х - расчетная температура теплоносителя, °C;
135
te - температура окружающей среды, °C, следует принимать рав-
ной:
1) расчетной температуре наружного воздуха для проектирова-
ния отопления при надземной прокладке тепловых сетей на
открытом воздухе;
2) расчетной температуре воздуха в канале при канальной про-
кладке тепловых сетей;
3) расчетной температуре грунта на глубине заложения трубо-
проводов бесканальной прокладки.
Монтажная длина сальникового компенсатора Ьы, мм, определя-
ется с учетом температуры наружного воздуха при монтаже tM, °C:
Да = -Дст — — (5-4)
В тепловых сетях все более широкое применение находят лин-
зовые компенсаторы (рис. 5.30). Это компенсаторы осевого типа, в
которых температурное удлинение участка компенсируется сжатием
упругих линз, сваренных из штампованных полулинз тонколистовой
специальной стали. Для уменьшения гидравлического сопротивле-
ния внутри компенсатора вдоль волн вставляется отрезок гладкой
трубы (стакан). Компенсирующая способность одной полулинзы
составляет 5-6 мм. Применяют линзовые компенсаторы с количест-
вом линз не более четырех. Большее количество линз нежелательно
из-за возможности вспучивания линз и потери упругости, поэтому
линзовые компенсаторы рекомендуется применять на трубопрово-
дах с давлением теплоносителя до 0,6 МПа. Кроме небольшой ком-
пенсирующей способности линзовые компенсаторы характеризуют-
ся большой осевой реакцией, передаваемой на неподвижные опоры.
Такие компенсаторы устанавливаются в камерах и каналах.
Рис. 5.30. Линзовые двухволновые компенсаторы:
а - без стяжки; б - со стаканом; в - со стяжкой;
1 - полулинза; 2 - стакан; 3 - приварные упоры для стяжки
136
Улучшенной разновид-
ностью линзовых компенса-
торов являются волнистые
(сильфонные) компенсаторы
с защитным кожухом (фут-
ляром) (рис. 5.31), которые
могут устанавливаться в
любом месте трубопровода,
при любом способе про-
кладки, не требуют устрой-
ства специальных камер для
обслуживания, так как не
требуют обслуживания. Для
увеличения компенсирую-
щей способности обычно
устанавливают сдвоенные
(двухсекционные) сильфон-
ные компенсаторы. С целью
Рис. 5.31. Односекционный сильфон-
ный компенсатор:
1 - защитный футляр (кожух);
2 - сильфон; 3 - стяжной болт; 4 - труба
недопущения перекосов тру-
бопроводов при их тепловом удлинении и обеспечения надежной
работы компенсаторов устанавливают направляющие опоры.
Волнистые компенсаторы шарнирного типа (рис. 5.32), установ-
ленные на трубопроводах с естественными углами поворота, могут
обеспечить компенсацию значительных температурных удлинений,
изгибаясь вокруг своих шарниров.
Рис. 5.32. Волнистый
компенсатор шарнир-
ного типа:
1 - шарнир; 2 - ограничи-
тельное полукольцо; 3 -
гибкий элемент; 4 - опор-
ное кольцо; 5 - обечайка
коническая; 6 - Ъащюжг
ное кольцо; 7 - патрубок;
8 - проставка; 9 - шпиль-
ка; 10 - цилиндрическая
обечайка
137
На рис. 5.33 показан пример размещения двух шарнирных ком-
пенсаторов на участке трубопровода. Одна волна такого компенса-
тора позволяет получить угол изгиба 2° и при расстоянии между
шарнирными компенсаторами 1 м позволяет получить компенси-
рующую способность 65 мм [1].
Для тепловых сетей с давлением теплоносителя до 1,0 МПа и
диаметром трубопроводов Dy< 200 мм разработаны манжетные
компенсаторы КМ осевого типа (рис. 5.34), у которых в качестве
уплотнителя используются кольца из термостойкой резины.
Рис. 5.33. Z-образная схема трубопровода с двумя
шарнирными компенсаторами:
а - в состоянии монтажа; б - предварительная растяжка;
в-в рабочем состоянии;/ - универсальный компенсатор
шарнирного типа; 2 - неподвижная опора; 3 - направляю-
щая опора
Рис. 5.34. Манжетный компенсатор типа КМ
138
Фирмой KVANT (Россия) разработан односильфонный компен-
• итор, компенсирующий элемент которого (сильфон) представляет
• обой многослойную конструкцию из высокопрочного нейлонового
норда, пропитанного каучуковыми и синтетическими смесями,
внутренний и внешний слои - из термостойкой эластичной резины.
Изготавливается для труб Dy до 1200 мм (рис. 5.35). Обладает рядом
положительных качеств:
- может воспринимать угловые перемещения до 15°;
- при малых габаритах и массе обладает достаточно большой ком-
пенсирующей способностью (от 10 мм Dy = 50 мм до 26 мм
Dy = 1200 мм);
- при монтаже не требует дополнительных уплотнительных про-
кладок;
- способен поглощать гидравлические удары.
Рис. 5.35. Односильфонный
армированный резиновый
компенсатор:
1 - термостойкий резиновый
внешний слой; 2 - высоко-
прочный нейлоновый корд;
3 - герметизирующее кольцо;
4 -фланцы
При проектировании теплосетей следует руководствоваться сле-
дующими нормативными требованиями [17, п. 11.27].
Для компенсации температурных удлинений трубопрово-
дов тепловых сетей следует применять следующие способы ком-
пенсации и компенсирующие устройства:
-гибкие компенсаторы (различной формы) из стальных труб и
углы поворотов трубопроводов (самокомпенсация) - при лю-
бых рабочих давлениях и температурах теплоносителя, диамет-
рах трубопровода и способах прокладки;
- сильфонные и линзовые компенсаторы - для рабочих давле-
ний и температур теплоносителя, диаметров трубопровода и
способов прокладки согласно технической документации заво-
дов изготовителей;
139
-при невозможности организации компенсации температурных
удлинений указанными способами допускается применение
сальниковых компенсаторов при рабочем давлении теплоно-
сителя до 2,5 МПа включительно и температуре до 300 °C вклю-
чительно для трубопроводов с условным проходом 100 мм и бо-
лее при подземной прокладке и надземной на низких опорах.
Бескомпенсаторные прокладки допускается применять, когда
компенсация температурных удлинений полностью или частично
осуществляется за счет знакопеременных изменений осевых напря-
жений сжатия - растяжения в трубопроводе. Проверка на продоль-
ный изгиб при этом обязательна.
5.2.6. вспомогательное оборудование
В нижних точках трубопроводов водяных теплосетей и конден-
сатопроводов, а также секционируемых участков необходимо пре-
дусматривать штуцера с запорной арматурой для спуска воды (спу-
скные устройства) (см. рис. 5.10).
В высших точках трубопроводов теплосетей, в том числе на
каждом секционируемом участке, должны предусматриваться шту-
цера с запорной арматурой для выпуска воздуха (воздушники) (см.
рис. 5.10).
Грязевики в водяных тепловых сетях устанавливаются на тру-
бопроводах перед насосами, перед регуляторами давления в узлах
рассечки тепловой сети, на подающем трубопроводе при вводе теп-
ловой сети и на обратном трубопроводе в тепловых пунктах перед
регулирующими устройствами, водомерами и диафрагмами
(рис. 5.36-5.38).
Рис. 5.36. Грязевик горизонтальный:
7 - корпус; 2 - съемный сетчатый фильтр; 3 - емкость для шлама
140
Направление потока
Рис. 5.37. Грязевик вертикальный:
1 - корпус; 2 - съемный сетчатый фильтр; 3 - емкость
для шлама
Рис. 5.38. Грязевик абонентский:
1 - корпус; 2 - съемный сетчатый фильтр;
3 - емкость для шлама
141
6. ТРАССА И СПОСОБЫ ПРОКЛАДКИ ТЕПЛОВЫХ
СЕТЕЙ
6.1. Трасса тепловых сетей
При проектировании тепловых сетей направление (трасса) вы-
бирается с учетом следующих факторов:
- материалов геодезической съемки, т.е. генплана с нанесением
геодезических отметок и горизонталей;
- плана существующих и намечаемых для строительства подзем-
ных коммуникаций (водопроводы, газопроводы, электрические
и телефонные кабели, канализация, водостоки и т.п.);
- данные о характере грунтов и грунтовых водах.
При выборе трассы тепловых сетей следует в первую очередь
руководствоваться [17], где определены все требования по проекти-
рованию и прокладке трубопроводов, а также другими нормативны-
ми документами.
Следует стремиться к наименьшей длине тепловой сети и мини-
мальному объему работ при ее сооружении. При этом учитывают
возможность прокладки теплосети совместно с другими коммуника-
циями (водопроводом, электрическими кабелями и др.). Совместная
прокладка может выполняться в проходных каналах, коллекторах
(при подземной прокладке), а также на эстакадах, многоярусных
опорах по территории промышленных предприятий и по незастраи-
ваемой территории. Также допускается прокладка теплопроводов по
ограждающим конструкциям промышленных зданий.
В жилых районах городов трассу теплосети прокладывают в от-
веденных технических полосах параллельно улицам и дорогам.
При обосновании допускается прокладывать трассу под проез-
жей частью улиц, дорог и под тротуарами. Распределительные сети
диаметром Dy < 300 мм также допускается прокладывать в техни-
ческих подпольях, коридорах и тоннелях высотой не менее 1,6 м
в жилых и общественных зданиях (кроме школ и дошкольных уч-
реждений).
Реки, овраги, железные дороги, трамвайные пути, автомагист-
рали, газопроводы и другие инженерные сети необходимо пересе-
кать под прямым углом. В отдельных случаях, при обосновании,
допускается пересечение под углом 90-45°. Допускается проклад-
ка теплопроводов по конструкциям железнодорожных и автодо-
рожных мостов.
142
Расстояния по вертикали и горизонтали от наружной поверхно-
t ги строительных конструкций теплосети или оболочки бесканаль-
иой прокладки до зданий, сооружений, инженерных сетей регламен-
шруются нормами на проектирование [17].
В особых случаях допускается пропускать трубопроводы канали-
шции, водопровода и газопровода давлением до 0,6 МПа через кана-
И1.1 и камеры теплосетей при их помещении в гильзы из стальных труб
г длиной по обе стороны не менее 2,0 м. При пересечении с вышепе-
речисленными инженерными коммуникациями тепловые сети могут
располагаться над или под ними. Электрокабели, как правило, распо-
иагаются над теплосетями. Расстояния также регламентированы [17].
Заглубление тепловых сетей от поверхности земли или дорож-
ного покрытия принимается не менее:
- 0,5 м до верха перекрытий каналов и тоннелей;
- 0,3 м до верха перекрытий камер;
- 0,7 м до верха оболочки бесканальной прокладки.
На вводах в здания допускается уменьшать заглубление до вер-
ха перекрытия каналов до 0,3 м и до верха оболочки бесканальной
прокладки 0,5 м.
Уклоны трубопроводов независимо от способа прокладки долж-
ны быть не менее 0,002.
Планы теплосетей выполняются при рабочем проектировании в
масштабе 1:500-1:2000, на стадии проектных решений - в масшта-
бе 1:2000-1:5000. На планах показывают привязку основных точек
трассы, расстояния между неподвижными опорами и компенсатора-
ми и их номера, углы поворота, номера камер и компенсаторных
ниш. Кроме того, указываются тип каналов и диаметры трубопрово-
дов. Данные о расходах теплоносителя и диаметры трубопроводов
указываются на монтажной схеме. На рис. 6.1 показан примерный
план участка трассы.
По трассе тепловых сетей строится продольный профиль на ос-
нове натурной съемки и проекта вертикальной планировки местно-
сти. На продольном профиле показываются черные и планировоч-
ные (красные) отметки земли, уровень грунтовых вод, существую-
щие и проектируемые коммуникации и сооружения с указанием их
отметок, уклоны трубопроводов. При проектировании дренажа его
показывают на профиле. Показывают также пересекаемые другие
инженерные сооружения с указанием расстояния до них от конст-
рукций теплосети по вертикали или их геодезических отметок. На
рис. 6.2 показан пример продольного профиля участка теплосети.
143
Рис. 6.1. План участка трассы
20 19 18 —
17 - — II
16 ;; и
15
План трассы и УТ-8 и УТ-9 й УТ-10 УТ-21 и, УТ-22
I I I I £ F Н19
ни я Н12 9оо^ 1 Н13*^НК-4 Н18 *“JHK-5
Черные отметки земли, м «п 17,9 OS 0*81 00 оС 19,0 о
Красные отметки земли, м Os 17,3 ’Ч’. 00 1—1 оо'
Отметка низа трубы, м
Отметка дна канала, м
Глубина заложе- ния канала, м
Расстоянием-^^ Уклон 94,0^м-^ 124,0 88, '^-^93,0
Тип канала КЛс-150х90 КЛ-120х60 КЛ-120х60 КЛ-120х60
Рис. 6.2. Продольный профиль участка теплосети
144
Порядок построения продольного профиля:
- в масштабе (1:500, 1:1000 или 1:5000) наносится план трассы с
разверткой трубопровода в линию (показывают камеры, ниши
компенсаторов, ответвления, повороты и т.д.);
- в вертикальном масштабе (1:100, 1:200) наносится профиль по-
верхности земли по рассматриваемому участку теплосети;
- отмечают черные и красные отметки, типы каналов, диаметры
труб;
- приблизительно рассчитывают минимальные глубины камер с
учетом устанавливаемого в камерах оборудования (запорная
арматура, компенсаторы и др.);
- намечают вертикальное положение трассы с учетом минималь-
ных заглублении камер и каналов, уклонов и, по возможности,
меньшего количества изломов трубопроводов по вертикали;
-проставляют все отметки: низа трубы, типа каналов, глубины
заложения, уклонов.
Увязку продольного профиля с пересекаемыми инженерными
сооружениями (газопроводы, электрические и телефонные кабели и
др.) производят с соблюдением допустимых расстояний по вертика-
ли и в зависимости от того, проектируемые инженерные сооружения
или существующие.
6.2. Надземные прокладки тепловых сетей
Надземные прокладки применяются на низких и высоких опо-
рах, на эстакадах, а также по ограждающим конструкциям промыш-
ленных зданий. Этот способ прокладки тепловых сетей получил
распространение на территории промышленных предприятий и по
территории, не подлежащей застройке. Несомненным является ряд
преимуществ надземной прокладки: возможность постоянного на-
блюдения за трубопроводами, более доступный способ ликвидации
аварий, отсутствие агрессивного воздействия грунта и грунтовых
вод, большая возможность использования надежных П-образных
компенсаторов и более дешевая общая конструкция тепловых сетей.
Отдельно стоящие опоры бывают высокие и низкие, выполня-
ются из сортового металла и железобетонные. На рис. 6.3 показаны
некоторые конструкции опор.
Анкерные опоры выполняют роль неподвижных опор, промежу-
точные- подвижных опор. Промежуточные опоры выполняют не-
скольких типов (рис. 6.4).
145
a)
в)
Рис. 6.3. Типовые конструкции опор:
а - одноветвевые; б - двухветвевые; в - анкерная стойка;
1 - траверса; 2 - стойка; 3 - поперечные связи
Рис. 6.4. Типы отдельно стоящих стоек:
а - жесткие; б - гибкие; в - качающиеся;
1 - анкерные (неподвижные) стойки; 2 - промежуточные стойки; 3 - трубопровод
Прокладка трубопроводов большого диаметра изображена на
рис. 6.5. Здесь также предусмотрены промежуточные опоры под
П-образными компенсаторами.
Прокладка трубопроводов небольших диаметров может быть
осуществлена на высоких опорах с устройством промежуточных
подвесных опор вантовой конструкции (рис. 6.6).
146
Рис. 6.5. Прокладка трубопроводов большого диаметра на высоких опорах
(стойках):
1 - стойка промежуточная; 2 - стойка компенсаторная; 3 - стойка анкерная;
4 - трубы; 5 - П-образный компенсатор; 6 - неподвижная опора; 7 - подвижная
опора
Рис. 6.6. Надземный трубопровод подвесной конструкции на высоких
опорах:
1 - металлическая вершина; 2 - подвесные опоры; 3 - тяги
147
Эстакады (рис. 6.7) сооружают для совместной прокладки тру-
бопроводов теплосети совместно с другими инженерными коммуни-
кациями. Это применяется на территории промышленных предпри-
ятий, при пересечении железных дорог в городах. На территории
промышленных предприятий применяют также способ прокладки по
ограждающим конструкциям зданий, например, на кронштейнах
(рис. 6.8).
Рис. 6.7. Эстакады:
а - одноярусная; б - двухъярусная;
1 - продольные балки; 2 - трубопроводы; 3 - надстройка;
4 - настил для прохода и обслуживания
Рис. 6.8. Прокладка теплопроводов на кронштейнах
148
6.3. Подземные канальные прокладки тепловых
сетей
В населенных пунктах исходя из эстетических требований при-
меняется подземная прокладка теплопроводов в каналах и бесканаль-
пым способом независимо от типа грунтов и уровня грунтовых вод.
Канальные прокладки могут осуществляться в проходных, по-
нупроходных и непроходных каналах. В настоящее время конструк-
ции каналов состоят из сборных железобетонных элементов индуст-
риального изготовления. Сборка элементов каналов производится с
помощью подъемных механизмов.
Из всех конструкций канальных прокладок наиболее надежной,
удобной, но и наиболее дорогой является прокладка в сборных про-
ходных каналах (коллекторах) совместно с другими инженерными
коммуникациями (рис. 6.9). При этом обеспечиваются доступ обслу-
Рис. 6.9. Сечение типового городского коллектора:
1 и 2 - трубопроводы теплосети; 3 - конденсатопровод; 4 - теле-
фонные кабели; 5 - силовые кабели; 6 - паропровод; 7 - водопровод
149
живающего персонала к трубопроводам и контроль за их работой и
производство ремонта. Высота проходного канала принимается нс
менее 1,8 м, ширина прохода между коммуникациями - не менее 0,7
м. Проходные каналы оборудуются естественной или принудитель-
ной вентиляцией и освещением низкого напряжения.
При необходимости устраивают дренаж. В местах размещения
большого количества крупногабаритного оборудования могут уст-
раиваться специальные уширения (камеры) или сооружаться па-
вильоны.
Если количество трубопроводов невелико, могут устраиваться
сборные полупроходные каналы для обеспечения доступа для ос-
мотра трубопроводов (например, при пересечении с железными до-
рогами). Высота канала - не менее 1400 мм.
Наибольшее распространение получили прокладки в сборных
непроходных каналах. Разработаны типовые конструкции каналов
индустриального изготовления (рис. 6.10).
Рис. 6.10. Типовые конструкции непроходных каналов:
а - из лотковых элементов типа КЛ; б - сборные из лотковых элементов типа КЛс;
в - из сборных элементов типа КС;
1 - песчаная подготовка; 2 - лоток; 3 - плита перекрытия; 4 - двутавр; 5 - плита
стены; б - днище
Эти каналы могут проектироваться сдвоенными, для раздельной
прокладки труб больших диаметров. Размеры непроходных каналов
принимают, исходя из допустимых расстояний между поверхностью
тепловой изоляции трубопроводов, стенками канала, поверхностью
изоляции смежного трубопровода, потолком и полом канала [17].
Для уменьшения размеров канала компенсаторы в камерах и запор-
ную арматуру устанавливают вразбежку. Трубопроводы в каналах
укладывают на железобетонные подушки с закладными стальными
деталями для подвижных опор.
150
6.4. Бесканальные прокладки тепловых сетей
Бесканальные прокладки находят применение вследствие значи-
юльно меньших капитальных затрат на строительство теплосетей по
сравнению с канальными. Однако, как показала практика, требуется
надежная защита поверхности трубопроводов, а также тепловой
изоляции от проникновения почвенной влаги и грунтовых вод.
Надежная и эффективная (по теплотехническим качествам) ра-
бота бесканального теплопровода может быть обеспечена при со-
блюдении ряда условий:
-основной теплоизоляционный слой при приемлемой толщине
должен обеспечивать тепловые потери менее нормируемых и не
иметь в своем составе примесей, вызывающих наружную корро-
зию труб;
- устойчивость физических и химических тепло-, гидро- и анти-
коррозионных покрытий в течение нормативного срока службы;
- прочность, обеспечивающая надежную работу трубопровода;
- индустриальность, сборность конструкции;
- возможность транспортировки от завода-изготовителя до места
монтажа без повреждений.
Бесканальные прокладки по типу теплоизоляции делятся на мо-
нолитные, литые и засыпные. Примером прокладки в монолитной
теплоизоляции является прокладка в битумоперлитовой оболочке.
Вследствие плохой адгезии изоляции с поверхностью трубы темпе-
ратурное перемещение происходит
внутри оболочки. Требуется хорошая
защита поверхности трубы от наруж-
ной коррозии (рис. 6.11). Другим при-
мером может быть прокладка в обо-
лочке из фенольного поропласта. Хо-
рошая адгезия с поверхностью трубы
допускает линейные удлинения труб
вместе с тепловой изоляцией. Недос-
таток - высокое водонасыщение и
вследствие этого увеличение коэффи-
циента теплопроводности. Требуется
тщательная эффективная гидроизоля-
ция поверхности трубопровода. На
практике находят применение про-
кладки в армопенобетонной оболочке,
а также из полимербетона.
Рис. 6.11. Бесканальная про-
кладка в битумоперлитовой
оболочке:
1 - труба; 2 - антикоррозионное
покрытие; 3 - битумоперлитовая
теплоизоляция; 4 - гидроизоля-
ционный слой
151
Литые прокладки выполняются на трассе заливкой раствора щ
пенобетона, пеносиликата или материалов на битумной основе в ин-
вентарную опалубку или форму.
Засыпные конструкции также выполняются на трассе путем за-
сыпки уложенной в подготовленную траншею трубы теплоизоляци-
онным материалом, чаще всего асфальтитом или асфальтоизолом,
В процессе разогрева материал спекается, оплавляясь на поверхности
труб. Имеются примеры засыпки гидрофобизированным мелом, при
этом днище и бока опалубки покрывают полиэтиленовой пленкой. Ей
же закрывается и верх конструкции после засыпки порошкового мела.
Несмотря на очевидные материальные преимущества вышепри-
веденных способов бесканальных прокладок, они не получили ши-
рокого применения вследствие их недолговечности из-за коррозии
стыковых соединений и очаговой коррозии поверхности труб. Вы-
полнить данные прокладки герметичными на практике не представ-
ляется возможным. Кроме того, непрочная поверхность покрытия
труб получает повреждение при погрузочно-разгрузочных работах и
транспортировке труб.
Всех этих недостатков лишены предварительно изолированные
трубы с оболочкой из полиэтилена.
6.5. Бесканальные прокладки из предварительно
изолированных труб
6.5.1. Общие положения
Рис. 6.12. Конструкция пред-
варительно изолированного
трубопровода:
1 - труба стальная; 2 - провод
сигнальный; 3 - труба защитная
полиэтиленовая; 4 - пенополи-
уретановая изоляция
Подземные бесканальные предва-
рительно изолированные (предызоли-
рованные) трубопроводы (ПИ-трубы)
являются механической конструкцией,
состоящей из стальной трубы, наруж-
ной полиэтиленовой трубы-оболочки и
пенополиуретановой теплоизоляции в
кольцевом пространстве, которые же-
стко связаны между собой и вместе с
окружающим грунтом образуют еди-
ную систему (рис. 6.12).
Бесканальная прокладка предызо-
лированных трубопроводов обладает
значительными преимуществами по
сравнению с традиционной прокладкой
152
по надежности, долговечности, снижению затрат ручного труда при
। гроительстве и монтаже, по сокращению сроков строительства.
Кроме этого, сама конструкция «труба в трубе» позволяет исклю-
чить наружную коррозию трубопровода.
Кроме вышеупомянутых достоинств предызолировнные трубо-
проводы имеют еще одно важное преимущество - систему опера-
швного дистанционного контроля (ОДК) за увлажнением изоляции,
что позволяет своевременно реагировать на нарушение целостности
стальной трубы или полиэтиленового гидроизоляционного покрытия
и заранее предотвращать утечки и аварии.
В качестве теплоизолирующего материала в предызолирован-
пых трубах при температуре теплоносителя до 130 °C (кратковре-
менное воздействие до 150 °C) используется жесткий пенополиуре-
тан плотностью не менее 60 кг/м3, с коэффициентом теплопроводно-
сти X не более 0,033 Вт/(м °C).
В качестве материала трубы-оболочки предызолированных труб
применяется полиэтилен низкого давления по ГОСТ 16338 плотно-
стью не менее 944 кг/м3, с коэффициентом теплопроводности Х =
0,43 Вт/(м °C).
Предызолированные трубопроводы можно прокладывать тради-
ционным способом - в каналах, надземно. При надземной прокладке
предызолированные трубы выпускают в металлической оболочке,
изготовленной из оцинкованной стали толщиной 0,55-1,0 мм.
При прокладке в непроходных каналах предызолированные
грубы укладывают на скользящие опоры, при этом расчет тепло-
трасс производится аналогично расчетам теплопроводов, изолиро-
ванных минеральной ватой или другими теплоизоляционными ма-
териалами.
При прокладке труб в траншее необходимо выдерживать мини-
мальные расстояния между ними (рис. 6.13).
Для удобства сварки стальных труб и последующей герметиза-
ции гидрозащитной оболочки концы труб имеют неизолированные
участки длиной 150 мм (до диаметра 219 мм) или 250 мм для ос-
тальных диаметров.
Производство предызолированных труб обеспечивает надеж-
ное сцепление между наружной поверхностью металлической тру-
бы с пенополиуретановой изоляцией и внутренней поверхностью
наружной полиэтиленовой оболочки. Таким образом, все элемен-
ты теплоизолированной трубы при изменении температуры тепло-
153
носителя перемещаются совместно. При бесканальной прокладке
теплотрассы значительная часть возникающих при этом усилий
погашается за счет трения между наружной оболочкой трубы и
грунтом.
Рис. 6.13. Расположение труб в траншее:
1 - трубопровод в изоляции; 2 - песчаная подушка;
3 - засыпка песком; 4 - окружающий грунт
Компенсация тепловых удлинений предызолированных трубо-
проводов при бесканальной прокладке может осуществляться:
1) обычным компенсационным методом (с использованием Г-,
П-, Z-образных компенсаторов);
2) с предварительным продольным напряжением теплопроводов
путем начального их разогрева (как с использованием стартовых
компенсаторов, так и без них);
3) сильфонными компенсаторами.
Компенсационный метод - использование естественной ком-
пенсации за счет изменения направлений трубопроводов, образую-
щих самокомпенсирующиеся участки Г-, П-, Z-образной формы. В
этих случаях между стенкой траншеи и трубопроводом в местах из-
менения направления перед обратной засыпкой устанавливаются
специальные подушки из эластичного материала (пенополиуретан,
пенополистирол, специальные конструкции из минеральной ваты),
обеспечивающие свободное перемещение труб при их температур-
ном удлинении.
154
При применении метода прокладки с предварительным напря-
жением труб без стартовых компенсаторов трубопровод после мон-
тажа и проведения гидравлического испытания на прочность перед
шсыпкой грунтом нагревается до средней температуры теплоноси-
теля (средней между температурой монтажа и максимальной рабочей
температурой), после чего производится полная засыпка. При этом
методе сила трения между наружной оболочкой и грунтом обеспечи-
вает общую устойчивость системы, а изменение температуры приво-
дит к изменению осевых напряжений в трубопроводах. Продольные
перемещения труб в этом случае значительно уменьшаются.
При применении метода прокладки предызолированых труб с
предварительным напряжением и использованием стартовых ком-
пенсаторов трубопровод полностью монтируется в траншее и засы-
пается грунтом (за исключением мест установки стартовых компен-
саторов). Затем система нагревается до температуры, при которой
все стартовые компенсаторы срабатывают и замыкаются, после чего
осуществляется фиксация компенсаторов сваркой. Таким образом
стартовые компенсаторы срабатывают один раз, после чего система
превращается в неразрезную и компенсация температурных расши-
рений в дальнейшем осуществляется за счет знакопеременных осе-
вых напряжений сжатия-растяжения.
Кроме гибкой компенсации при прокладке труб применяется
осевая компенсация сильфонными компенсаторами. Они поставля-
ются в полностью изолированном виде и дополнительно не требуют
изоляционных работ на монтажной площадке.
6.5.2. Компенсационный метод прокладки
предызолированныж труб
Температурные удлинения трубопроводов с П-, Г- и Z-образ-
ными компенсаторами осуществляются за счет их компенсационной
способности. Проектирование таких трубопроводов заключается в
определении монтажной длины трубопровода L^, при которой осе-
вое напряжение сжатия о при нагревании не превышает своего до-
пустимого значения оД0п.
Максимальная монтажная длина L^. м, прямого участка трубо-
провода от неподвижной (или условной) опоры до компенсатора
определяется по формуле [8]
(6.1)
155
где Л-ф - площадь поперечного сечения стенки стальной трубы, мм2;
Одоп - допускаемое осевое напряжение трубопровода, МПа (Н/мм2);
F- сила трения между грунтом и полиэтиленовой трубой-
оболочкой, Н/м, вычисляемая по выражению
F = li-V-ndo6, (6.2)
где ц - коэффициент трения между трубой-оболочкой и песчаной
обсыпкой: ц = 0,4;
V - давление грунта на наружную поверхность трубы-оболочки,
Н/м2;
Jo6 - наружный диаметр полиэтиленовой трубы-оболочки, м.
Давление грунта на наружную поверхность трубы V, Н/м2, рас-
сматривается как равномерно распределенная нагрузка и определя-
ется по формуле
V^-h-p-g-^^, (6.3)
где и - коэффициент нагрузки стальной трубы: и = 1,1;
h - расстояние от поверхности земли до оси трубопровода, м;
р - плотность засыпного грунта, кг/м3;
g - ускорение свободного падения, м/с2;
Ко - коэффициент бокового давления грунта: Ко = 0,5.
К типовым видам радиальной компенсации относятся Г-, П-,
Z-образные компенсаторы.
Г-образная компенсация рекомендуется в пределах углов от 45
до 90° (рис. 6.14).
Рис. 6.14. Изменение направления трассы под углом 45° < а < 90°
Для обеспечения перемещения трубопровода при температур-
ном удлинении устанавливаются амортизирующие прокладки, тол-
щина которых определяется в зависимости от расчетного темпера-
турного удлинения трубопровода и условия, что общее сжатие каж-
дой прокладки не должно превышать 50% ее толщины.
156
Необходимые размеры компенсационных зон можно рассчитать
по формулам:
(6.4)
£2=1,2. /
V Одоп
где £к1, Да - длины компенсационных зон для углов а = 90°
(рис. 6.15), м;
Е - модуль продольной упругости стальной трубы, Н/мм2;
du - наружный диаметр трубы, м;
Д£1 и Д£2 - температурное удлинение трубопровода соответст-
венно длиной Li и L2, м.
ДА,
Рис. 6.15. Размеры компенсаци-
онных зон для компенсационных
углов а = 90°
Температурное удлинение AL участка трубопровода длиной L,
засыпанного грунтом, определяется по выражению
Д£ = а-(т-/м)-£--5г^-, (6-5)
где a - коэффициент линейного расширения стальной трубы,
мм/(м °C);
т - расчетная температура теплоносителя, °C;
tu - температура наружного воздуха при монтаже трубопрово-
да,^.
157
Для компенсационных углов 45° < а < 90° (рис. 6.16) длина плеч
компенсации и L^, м, вычисляется с учетом приведенной длины
перемещений, определяемых по формулам
W, =—
tga sin a
(6.6)
w2 =-r-!—i-—
sma tga
]_, =12- 'w2 .
^ДОП
(6.7)
Zk2=1,2- J1’5—
у °доп
Рис. 6.16. Длина плеч компенсации для
углов 45° < a < 90°
Для углов a < 45° применение Г-образных компенсаторов не
желательно, так как эти углы являются некомпенсационными.
Данную систему компенсации допускается применять при из-
менении направления трассы под углом от 8° до 45°. При этом во
избежание недопустимых напряжений в стенке трубы на расстоянии
не более 6 м от поворота трассы должна быть установлена непод-
вижная опора либо применена система компенсации под углом 90°
на расстоянии не более 0,5 L^. Возможные варианты нетиповой
компенсации представлены на рис. 6.17.
158
Рис. 6.17. Варианты систем компенсации при изменении направления
трассы на угол от 8 до 45°
Изменение направления трассы под углом меньше 8° следует
считать прямым участком трубопровода.
При Z-образной компенсации (рис. 6.18) вылет компенсатора Lz,
м, в зависимости от диаметра
трубы d№ и удлинения Д£ вы-
числяется по формуле
£z=1>2 J1,5'^'Jh'AL> (6.8)
®доп
где AL - суммарное уд линение
участков трубопроводов L\ и
Ьг, т.е. Д£ = Д11 + AZ-2, м.
Длина зон компенсации
для плеч Z-образного компен-
сатора длиной L\ и Ьг вычисля-
ется как
Д£2
Рис. 6.18. Размеры компенсационных
зон для Z-образных компенсаторов
159
4=0,1-7</hZz. (6.9)
При П-образной компенсации (рис. 6.19) вылет компенсатора //,
м, можно рассчитать по выражению
// = 07* /1*5*Д
У °доп
(6.10)
где АЛ = ДЛ1 + ДЛ2.
Рис. 6.19. Компенсационные зоны для П-образных
компенсаторов
Длина компенсационной зоны LK
LK=0,l-^dHH. (6.11)
Необходимыми условиями для использования П-образного ком-
пенсатора являются следующие соотношения между длинами плеч,
спинки и вылета компенсатора:
~ ^щах) ^2 — Дпах» 0,5НН,
0,25 -^<2,0.
ь2
Если длина спинки компенсатора больше вылета (Zcn > Н), то
П-образный компенсатор следует рассматривать как два Z-образных
компенсатора.
Длину наибольшего плеча П-образного компенсатора рекомен-
дуется принимать менее 60% общей длины участка.
6.5.3 Прокладка труб с предварительным подогревом
При применении метода прокладки труб с предварительным на-
пряжением трубопровод после монтажа и проведения гидравличе-
ского испытания на прочность перед засыпкой грунтом подвергается
160
предварительному нагреванию. Компенсация температурных де-
формаций происходит за счет изменения осевого напряжения в за-
щемленном теплопроводе. Поэтому область применения тепловых
сетей без постоянно действующих компенсирующих устройств ог-
раничена допустимым перепадом температур Д/. Температура пред-.
нарительного нагрева определяется по формуле
(6-12)
где т - максимальная температура теплоносителя, °C;
tu - температура наружного воздуха при монтаже трубопрово-
да, °C.
Максимальная температура теплоносителя
т = Д/ + /м,
где Д1- максимально допустимый перепад температур теплоносителя:
д( = к8:.2д<>". (6.13)
а-Е
При достижении температуры предварительного прогрева и
достижения расчетного удлинения производится засыпка траншеи
грунтом, после чего трубопровод прогревается до рабочей темпера-
туры.
Сила трения между грунтом и трубой-оболочкой удерживает
нею систему от перемещений, а изменение температурного режима
вызывает развитие осевых напряжений в стальной трубе, которые
не должны превышать допустимого напряжения стдоп. Продольные
перемещения трубопровода в этом случае исключаются, т.е. не
учитываются.
Осевые напряжения, Н/мм2, при прогреве трубопровода находят
как
ст = а-£.Д/, (6.14)
здесь Д/ - разность температур стенки трубы в начале и после про-
грева, °C.
При применении предварительного подогрева часто используют
стартовые компенсаторы.
Стартовый компенсатор отличается от других компенсаторов тем,
что выполняет свою функцию только один раз при первом разогреве
трубопровода, после чего производится его фиксация сварным швом,
и компенсатор в дальнейшем играет роль отрезка трубы (рис. 6.20).
6 Теплоснабжение
161
е-тах.
Рис. 6.20. Стартовый компенсатор:
е-max - максимальная компенсирующая способность
компенсатора; а - место сварочного шва компенсатора после
его разогрева; L - длина компенсатора после сжатия
Основным условием для определения числа и мест установки
стартовых компенсаторов являются условия: ст < стдоп и Д£ск > Д£,
т.е. осевое напряжение в стенке трубы не должно превышать допус-
тимого значения и компенсирующая способность компенсаторов
должна быть больше величины удлинения трубопровода.
Удлинение ALCK, м, воспринимаемое компенсатором при пред-
варительном прогреве, вычисляется по формуле
A£cK = |a(T-/M)L. (6.15)
Максимально допустимое расстояние, м, между стартовыми
компенсаторами
Гтах=^^Е-{2стдоп-а-Е-(г-?м)-10-3]. (6.16)
Диапазон температур предварительного нагрева, при которых
может быть осуществлена заварка компенсатора:
Сх='м+-^-103;
ПН М Т? '
/min ___ адоп 1пЗ
™ "Х а-Е
Расстояние от стартового компенсатора до места установки от-
ветвления должно быть не менее L™J3. а до неподвижной опоры
(условной или реальной) - не более 0,5Л™х (рис. 6.21).
162
Рис. 6.21. Установка стартового компенсатора
6.5.4. Прокладка труб с применением сильфонных
компенсаторов
Компенсация тепловых удлинений прямых участков труб может
осуществляться при помощи сильфонных компенсаторов (СК). Как
правило, свободный ход компенсатора составляет 50-200 мм. Это
обеспечивает перемещение труб при изменении температурного ре-
жима в процессе эксплуатации и вызывает развитие незначительных
осевых сжимающих напряжений в трубопроводе.
Прямые участки, прилегающие к сильфонному компенсатору L,
м, до реальной или условной неподвижной опоры должны быть не
больше 0,5 Лтах.
Максимальная длина участка между двумя соседними компен-
саторами
(6.18)
Г
где F- сила трения между грунтом и полиэтиленовой трубой-
оболочкой, см. (6.2).
Сила упругой деформации сильфонного компенсатора FK, Н,
обычно приводится в характеристике самого компенсатора или мо-
жет быть рассчитана по формуле
FK=P-4 + CKA/K, (6.19)
где Р - расчетное давление в трубопроводе, Н/мм2;
Ак - внутреннее сечение компенсатора, мм2;
Ск - сила упругости компенсатора, Н/мм2;
Д/к - расчетный ход компенсатора, мм.
Реально величина Z-щах ограничена компенсационной способно-
стью подобранного компенсатора. Длина участка, на котором уста-
навливается один СК, определяется выражением
4=^-2;x<z^, (6.20)
163
в*
где л - амплитуда осевого хода компенсатора, мм;
t0 - расчетная температура наружного воздуха для проектирова-
ния отопления, °C.
12 — L — 0,52/щз^
Рис. 6.22. Установка сильфонных
компенсаторов
Установка реальных непод-
вижных опор между сильфон-
ными компенсаторами не требу-
ется. При переходе с осевой
компенсации на радиальную,
когда сильфонный компенсатор
граничит с участком самоком-
пенсации, необходима установка
реальной неподвижной опоры
(рис. 6.22).
6.5.5. Компенсационные зоны
При изменениях температуры теплоносителя необходимо обес-
печить расчетные перемещения плеч Г-, П-, Z-образных компенса-
торов, засыпанных грунтом.
Под зоной компенсации понимается площадь, ограниченная с
одной стороны длиной компенсационного плеча AL' и с другой сто-
Рис. 6.23. Зона компенсации
участка трубопровода
роны - выступающим удлинением
AL трубопровода, в которой проис-
ходит перемещение трубопровода.
Схема участка трубопровода с зоной
компенсации показана на рис. 6.23.
Компенсационные подушки из-
готавливаются из эластичного мате-
риала (вспененного полиэтилена,
губчатой резины, пенополиуретана).
Низкое сопротивление сжатию этого
материала гарантирует свободное
перемещение компенсирующих плеч
и нормальную работу трубопроводов.
Компенсационные подушки укладываются как отдельные эле-
менты, ступенями. Каждая плита первого слоя принимает на себя
часть удлинения Д£ на длине AL', следующий слой воспринимает
часть удлинения на длине AL", которая определяется по выражению
(6-21)
где d-компенсирующая способность плиты.
164
Количество подушек, устанавливаемых по длине компенси-
рующего плеча, должно обеспечить 2/3 длины плеча. Перемещение
компенсатора величиной 10 мм и менее не требует применения ком-
пенсирующих подушек.
Схема установки подушек показана на рис. 6.24.
20 мм < Д£< 40 мм
Два слоя амортизирующих
40 мм Д£< 60 мм
Три слоя амортизирующих
10 мм Д£< 20 мм
Один слой амортизирующих
Рис. 6.24. Схема установки амортизирующих подушек
6.5.6. Неподвижные опоры
Условная неподвижная опора на прямом участке трубопровода
образуется в таком месте, где наступает равновесие сил трения меж-
ду грунтом, трубой и силами, возникающими под влиянием измене-
ния температуры.
Для предохранения трубопровода от разрушающих усилий
(превышающих расчетную прочность), возникающих при темпера-
турных удлинениях, в отдельных случаях необходимо устанавливать
реальные неподвижные опоры.
Реальная неподвижная опора устанавливается в следующих
случаях:
-при выполнении угла поворота трассы от 10 до 45°. Неподвиж-
ные опоры должны устанавливаться на расстоянии не более 6 м
от поворота трассы (рис. 6.17) либо применяется система ком-
пенсации под углом 90° на расстоянии не более чем 0,5 £тах (см.
рис. 6.17);
- на вводах в здание, когда прямолинейный участок трубопрово-
да, непосредственно входящий в здание, имеет длину более 10 м;
- при переходе диаметров больше чем на один типоразмер с це-
лью защиты участка с меньшим диаметром трубы (рис. 6.25, а).
При разнице диаметров на один типоразмер неподвижная опора
может не устанавливаться, но рекомендуется проверять такие
ситуации расчетом при конкретных условиях;
165
- для защиты трубопроводов при комбинации осевой и радиаль-
ной компенсации (рис. 6.22);
- для защиты малых компенсационных плеч при радиальной ком-
пенсации (рис. 6.25, б);
- на ответвлении от основного теплопровода, выполненного с по-
мощью прямого или углового тройника (рис. 6.25, в);
-при комбинации канальной и бесканальной прокладки трубо-
провода (рис. 6.25, г).
а)
Di D2
-------------->Н> ....-
опору демонтировать
Рис. 6.25. Установка неподвижных опор
6.5.7. Ответвления трубопроводов
Ответвления при бесканальной прокладке трубопроводов вы-
полняются при помощи прямых, угловых или параллельных тройни-
ков (рис. 6.26).
Для предохранения основного трубопровода и его ответвлений
от напряжений, превышающих допустимые значения при темпера-
турном удлинении, необходимо соблюдение следующих условий:
1. При применении прямого или углового тройника ответвление
следует устраивать в виде Z-образного участка с выполнением всех
требований для Z-образного компенсатора (рис. 6.27, а). Если от-
ветвление невозможно выполнить в виде Z-образного участка, то на
ответвлении устанавливается неподвижная опора (рис. 6.27, б). При
этом обязательно устройство компенсационных зон для Г-образной
компенсации с двойным удлинением.
2. При применении параллельного тройника ответвление рас-
сматривается как Г-образный участок компенсации, причем компен-
сационное плечо принимается с запасом 1,5-2,0 м.
166
Рис. 6.26. Виды тройников-ответвлений:
а - прямой; б - угловой; в - параллельный
Рис. 6.27. Ответвление с применением прямого
или углового тройника
167
Рис. 6.28. Ответвление
от основного теплопро-
вода вблизи Г-образного
компенсатора
ковых перемещений.
3. При радиальной компенсации ответ-
вление от основного теплопровода следует
выполнять на расстоянии от компенсацион-
ной зоны не менее 0,3 ее длины (рис. 6.28).
Причем удлинение основного теплопрово-
да в месте ответвления не должно превы-
шать 50 мм.
4. Ответвления от основного тепло-
провода, как правило, должны предусмат-
риваться в зоне минимальных перемеще-
ний у неподвижных опор (реальных или
условных). При этом ответвление следует
обкладывать амортизирующими прокладками для обеспечения бо-
6.5.8. Присоединение к теплопроводам канальной
прокладки
Присоединение бесканальных предызолированных трубопрово-
дов к существующим теплопроводам канальной прокладки встреча-
ется в практике при реконструкции существующих тепловых сетей.
При подсоединении бесканальной прокладки к канальной на
прямых участках не следует передавать нагрузки от бесканальных
трубопроводов на канальные. Это достигается основными способа-
ми, представленными на рис. 6.25 и 6.29, а.
При ответвлении бесканального трубопровода от канального
может применяться компенсационная ниша. Разгрузку трубопрово-
дов канальной прокладки от влияния бесканальных трубопроводов
при ответвлении лучше выполнять при помощи самокомпенсирую-
щих участков; использовать осевые компенсаторы в этих случаях не
рекомендуется. Применение реальных неподвижных опор допуска-
ется только на бесканальном трубопроводе (рис. 6.29, б).
В местах сопряжения бесканальных участков теплопроводов с
канальными следует устанавливать резиновые или стальные гильзы
с сальниковым уплотнителем, обеспечивающим возможность боко-
вых перемещений.
Проходы теплопроводов сквозь стенки камер и фундаменты
зданий также осуществляются с помощью установки специальных
резиновых (полимерных или стальных с сальниковым уплотните-
лем) гильз с последующим бетонированием.
Ввод теплопровода в здание можно выполнять одним из спосо-
бов, представленных на рис. 6.30.
168
Рис. 6.29. Соединение бесканальной прокладки трубопровода
с канальной:
а - сочетание канальной и бесканальной прокладок; б - ответвление
бесканального трубопровода от канального с использованием ком-
пенсационных ниш
Рис. 6.30. Ввод трубопроводов в здание
6.5.9. Установка арматуры и фасонных изделий
Вся запорная арматура, фасонные изделия-отводы, тройники,
переходы, сильфонные компенсаторы, концевые элементы, спуск-
ники и воздушники поставляются изолированными пенополиурета-
ном в полиэтиленовой оболочке с патрубками под сварку.
Предварительно изолированные отводы выполняются с углами
до 90°. Угол отводов определяется как отклонение от осевого на-
правления основного теплопровода.
В качестве запорной арматуры на предызолированных трубо-
проводах применяются шаровые краны (клапаны), устанавливаемые
непосредственно в грунт под ковер или в камерах. Арматура постав-
ляется в комплекте с четырехгранным ключом, на котором указано
положение шарового клапана (открыто, закрыто).
169
Управление шаровыми кранами Dy < 150 мм осуществляется
с поверхности земли через коверы Т-образным ключом; кранами
Dy = 200-350 мм - переносными планетарными редукторами; кра-
нами Dy > 400 мм - герметичными стационарными редукторами.
В нижних точках тепловых сетей предусматриваются спускники
для отвода воды в дренажные колодцы, а в верхних точках - патруб-
ки воздушников или воздухоотводящие трубопроводы.
Трубопроводы для спуска воды и отвода воздуха присоединя-
ются к теплопроводам с помощью предызолированных тройников.
На трубопроводах дренажа и воздухоудаления предусматриваются
зоны компенсации.
6.5.10. Система оперативного дистанционного
контроля
Для контроля за теплофизическим состоянием тепловой изоля-
ции предызолированные теплопроводы оснащены системой опера-
тивного дистанционного контроля (ОДК), которая позволяет вы-
явить участки с повышенной влажностью пенополиуретана.
Принцип действия системы ОДК импульсного типа основан на
измерении электрического сопротивления теплоизоляционного слоя
между стальной трубой и проводами системы контроля. Сигнальную
цепь образуют два медных провода, каждый сечением 1,5 мм2, про-
ходящие по всей длине теплопровода. Провода системы контроля
располагаются в тепловой изоляции в положении «без десяти минут
два часа» на расстоянии 10-25 мм от поверхности стальной трубы.
Основной сигнальный провод располагается справа по ходу
движения теплоносителя, второй провод - транзитный - располага-
ется слева. Все ответвления от теплопровода присоединяются в раз-
рыв правого сигнального провода, левый транзитный провод не
проходит через ответвления.
При монтаже сигнальной системы на стыках используют специ-
альные обжимные муфты, которые обеспечивают сращивание сиг-
нальных проводов.
Соединительные кабели служат для соединения сигнальных
проводов в разных трубах между собой или с коммутационными
терминалами, а также для удлинения концевых кабелей и промежу-
точных кабельных выводов.
Коммутационные терминалы представляют собой коробку с
герметичным кабельным вводом сигнальных проводов с клеммами
для подсоединения приборов контроля за состоянием тепловой изо-
ляции и произведения периодических замеров.
170
Пример монтажной схемы системы аварийной сигнализации по-
казан на рис. 6.31.
6715 х 2
6723
6718
6770
6759 х 3
6779
6748
I
I
I
I
I
Рис. 6.31. Схема системы аварийной сигнализации
171
Монтаж и эксплуатация системы оперативного дистанционного
контроля (ОДК) импульсного типа приведены в [9].
6.5.11. Гибкие предызолированные трубы
Дальнейшее развитие бесканальных прокладок нашло отраже-
ние в разработке и применении гибких предызолированных труб для
теплопроводов. Пример - трубопроводы холдинга Евротрубпласт,
изготавливающего предызолированные трубы КАСАФЛЕКС с внут-
ренней напорной гофрированной трубой из нержавеющей стали, по-
лиэтиленовой гофрированной оболочки и теплоизоляционного слоя
из пенополиуретана. Диаметр рабочей трубы от 55 до 143 мм для
тепловых сетей с температурой теплоносителя - до 130 °C.
Другой тип гибких предызоли-рованных труб этого холдинга -
Рис. 6.32. Гибкая
предызолированная
труба
ИЗОПРОФЛЕКС - с внутренней рабочей тру-
бой из полиэтилена, гофрированной полиэти-
леновой трубой-оболочкой и пенополиуре-
тановой теплоизоляцией предназначен для
внутриквартальных трубопроводов отопления
и горячего водоснабжения с температурой
теплоносителя до 90 °C. Внутренний диаметр
рабочей трубы от 25 до 160 мм (рис. 6.32).
Трубопроводы не требуют специальных
компенсационных устройств, при прокладке
в кварталах возможны обходы естественных
и искусственных препятствий. Разработаны
способы и детали присоединения гибких
труб к существующим тепловым сетям.
Поставляются гибкие трубопроводы в
бухтах или на специальных катушках.
6.6. Камеры обслуживания и контроля
Для обслуживания запорной арматуры, сальниковых компенсато-
ров, дренажных устройств, воздушников, другого оборудования уст-
раивают камеры. Кроме того, в камерах обычно устраивают ответв-
ления от трубопроводов и неподвижные опоры. Переходы на трубы
другого диаметра также размещаются в пределах камер. Всем каме-
рам присваивают соответствующие номера, которые обозначают на
планах, схемах и пьезометрических графиках.
Размеры камер в плане принимают, исходя из минимально до-
пустимых расстояний от поверхности строительных конструкций до
172
поверхности трубопроводов, арматуры и оборудования камер [17,
прил. D]. Высота камер должна быть не менее 2,0 м. Выполняют ка-
меры из сборных железобетонных элементов. В плитах перекрытия
предусматриваются люки диаметром 700 мм. При площади камеры
до 6 м2 предусматривают два люка, более 6 м2- четыре люка. Для
спуска в камеру обслуживающего персонала в стенках камеры под
люком предусматриваются скобы или металлические лестницы. Пол
камеры выполняется из бетона с уклоном не менее 0,02 в направле-
нии приямка для сбора воды размером 400*400 мм.
На рис. 6.34 показан план и разрез тепловой камеры с двумя от-
ветвлениями и сальниковыми компенсаторами. В целях индустриа-
лизации строительства в последнее время получили распростране-
ние камеры из сборного железобетона (рис. 6.33).
На магистральных теплопроводах больших диаметров при нали-
чии крупногабаритной запорной арматуры с электроприводом камеры
имеют большие габариты. Для уменьшения заглубления трубопрово-
дов иногда вне проезжей части над камерами устраивают павильоны.
Рис. 6.33. Схема камеры из вибропрокатных панелей
173
Рис. 6.34. Теплофикационная камера с двумя ответвлениями:
1 - стальная труба-футляр; 2 - попутный дренаж; 3 - скобы; 4 - лобовая опора;
5 - сальниковый компенсатор; 6 - люк; 7 - переход диаметров; 8 - воздушник;
9 - тепловая изоляция; 10 - дренажный приямок; 11 - упорная конструкция
174
6.7. Защита подземных прокладок от грунтовых вод
Одним из условий долговечности теплопроводов подземной про-
кладки является защита их от затопления и от грунтовых вод, что
портит тепловую изоляцию и ускоряет процесс коррозии. Существу-
ют два способа защиты подземных прокладок от грунтовых вод: гер-
метизация и отвод грунтовых вод (дренаж). Наиболее приемлемым
является дренаж, так как надежно герметизировать трубопровод не
представляется возможным. С помощью дренажа отводят грунтовые
п поверхностные воды в сторону от прокладки, т.е. понижают уровень
грунтовых вод в зоне трубопровода ниже основания прокладки.
Для проходных каналов дренаж также устраивается в виде за-
крытого лотка на дне канала независимо от уровня грунтовых вод и
основного дренажа.
Разработано несколько типов сечений дренажей, которые при-
нимаются в зависимости от способа прокладки, диаметра трубопро-
вода и коэффициента фильтрации грунтов. На рис. 6.35, а показан
односторонний дренаж для канальной прокладки, а на рис. 6.35, б -
для бесканальной. Для труб большого диаметра, прокладываемых в
зоне грунтовых вод, дренажные трубы прокладывают по обе сторо-
ны (двухсторонний дренаж).
Рис. 6.35. Односторонний дренаж:
а - для канальной прокладки; б - для бесканальной прокладки;
1 - трубопроводы; 2 - гравийная обсыпка; 3 - дренажный трубопровод;
4 - песчано-гравийная подушка
В качестве дренажных труб применяются керамические дренаж-
ные канализационные и асбестоцементные трубы. В последних свер-
лятся отверстия или прорезаются щели. Диаметры дренажных труб
принимают путем расчета, но не менее 150 мм. Обычно используют
175
трубы диаметром 200 мм. В щитовых неподвижных опорах для дре-
нажных труб устраиваются отверстия.
Для прочистки дренажных труб на углах поворота трассы и
прямых участках через 50 м устанавливают смотровые колодцы ка-
нализационного типа диаметром не менее 1000 мм.
На участке прохода дренажных труб через камеры их выполня-
ют металлическими, зазор между стенками камеры и трубами заде-
лывают сальниковой набивкой. Минимальный уклон дренажа равен
0,002 в глинистых грунтах и 0,003 - в песчаных и может не совпа-
дать с уклоном труб теплосетей. Отвод воды из системы попутного
дренажа принимается самотеком или откачкой насосами в водоемы,
овраги или канализацию.
6.8. Пересечение трубопроводов теплосетей
с инженерными сооружениями и естественными
препятствиями
При проектировании и строительстве тепловых сетей в условиях
городской застройки часто приходится устраивать пересечение теп-
ловых сетей с инженерными сооружениями (железными и автомо-
бильными дорогами, метрополитенами, трамвайными путями), а
также с естественными препятствиями в виде рек, оврагов.
Мостовые переходы желательно осуществлять по существующим
мостам, прокладывая трубопровод под мостом по строительным кон-
струкциям. При этом допускается прокладка трубопровода без уклона.
Используют арочные мостовые переходы (рис. 6.36) или переходы
подвесной (вантовой) конструкции (рис. 6.37). Через железнодорож-
ные пути переходы чаще всего осуществляются в виде сварной рам-
ной конструкции (рис. 6.38) или на высоких опорах (см. рис. 6.5 и 6.6).
Пересечение трубопроводами теплосетей автомобильных и же-
лезных дорог, улиц с многополосным движением, трамвайных путей
проводится чаще всего закрытым способом ввиду высокой стоимости
дорожных покрытий, а также из-за эстетических соображений. При-
меняют продавливание, прокол и щитовой способ проходки.
Продавливанием называется такой способ бестраншейной про-
кладки труб, при котором отдельные элементы туннеля в виде желе-
зобетонных колец-труб или металлических труб с помощью гидрав-
лических домкратов продавливаются в горизонтальном направлении
под инженерным сооружением. Головное звено оснащено ножевым
устройством. При вдавливании и передвижении готового тоннеля
грунт разрабатывается, транспортируется по тоннелю и выдается на
176
09 П
Рис. 6.36. Конструкция арочного мостового перехода:
1 - опора моста; 2 - арка; 3 - металлический шпунт; 4 - трубопроводы; 5 - люки
Рис. 6.37. Переход подвесной конструкции:
1 - пилон; 2 - несущие тросы; 3 - ветровые тросы; 4 - фундамент пилона;
5 - анкерная опора несущих тросов; 6 - анкерные опоры ветровых тросов;
7 - трубопроводы; 8 - натяжное устройство
177
Рис. 6.38. Эстакадный переход над железнодорожными путями:
1 - пружинные опоры на теплопроводах; 2 - канал; 3 - стойки;
4 - пролетное строение; 5 - неподвижные опоры теплопроводов
Рис. 6.39. Схема продавливания объемных секций туннеля:
1 - рабочий котлован; 2 - нсякеьъъ устройство; 3 - объемная железобетонная
секция туннеля; 4 - забивная свая крепления; 5 - железобетонная опорная плита;
6 - металлическая упорная рама; 7 - домкратная установка для продавливания;
8 - металлическая конструкция крепления
поверхность. Схема продавливания представлена на рис. 6.39. Этим
способом могут быть выполнены туннельные переходы большим
диаметром труб длиной до 100 м и более.
Аналогичный способ продавливания стальных труб (футляров)
без выемки грунта (прокол) может осуществляться в гравийно-
песчаных грунтах. Головная часть футляра имеет ножевое устройст-
во конической формы, которое продавливает грунт, уплотняя его
вокруг футляра (рис. 6.40).
При применении этого способа могут быть проложены футляры
диаметром до 1400 мм при длине переходов 40-50 м.
178
Для совместной прокладки коммуникаций различного назначе-
ния под инженерными сооружениями применяют щитовые проходки
(рис. 6.41). Проходческий щит представляет собой подвижную ме-
таллическую крепь (футляр круглой формы), под прикрытием кото-
рой разрабатывается грунт и производится отделка тоннеля.
Рис. 6.40. Продавливание футляра:
1 - канал; 2 - гидравлический домкрат; 3 - входная шахта;
4 - футляр; 5 - конический оголовок; 6 - выходная шахта
Рис. 6.41. Сечение щитовой проходки:
1 - водопровод; 2 - кабели; 3 - сборная рубашка;
4 - отделка из бетонных изделий; 5 - теплопроводы
179
Рис. 6.42. Цельносварной металлический подводный туннель (дюкер):
а - продольный профиль; б - сечение;
1 - оболочка туннеля; 2 - грузовые полукольца; 3 - бетонный массив; 4 - камера;
5 - паропровод; 6 - трубопровод горячей воды; 7 - конденсатопровод;
8 - теплоизоляция; 9 - ребро
180
Подводные переходы теплопроводами осуществляют в дюкерах,
представляющих собой стальной трубопровод большого диаметра
(иногда до 3 м) толщиной стенки 12-16 мм. Через определенные
расстояния трубопровод усиливается ребрами жесткости. Поверх-
ность трубы покрывается усиленной изоляцией. Конструкция дюке-
ра сваривается на берегу, опускается на заранее подготовленное ло-
же на дне реки, закрепляется в железобетонных неподвижных опо-
рах и пригружается железобетонными полукольцами - грузами,
которые предохраняют дюкер от всплытия (рис. 6.42). Пересечение
трубопроводов тепловых сетей с инженерными сооружениями
должны проектироваться и осуществляться при строгом соблюдении
норм проектирования [17].
181
7. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ
Задачей гидравлического расчета трубопроводов является оп-
ределение диаметров труб и потерь давления (напора) на участках
сети при расчетных расходах теплоносителя. Кроме того, в задачу
гидравлического расчета входит гидравлическая увязка всех от-
ветвлений системы при статическом и динамическом режимах с
целью обеспечения требуемых расходов и давлений в сети и у або-
нентов.
Результаты гидравлического расчета используются:
- при выборе сетевых и подпиточных насосов;
- для построения пьезометрических графиков и продольных про-
филей;
- для определения схем присоединения абонентских систем;
- для подбора регуляторов в тепловой сети и на абонентских вво-
дах;
- при разработке режимов эксплуатации;
- для определения длины труб по диаметрам, количества обору-
дования и других материалов, объема работ и капиталовложе-
ний.
Гидравлический расчет производят при суммарных зимних рас-
четных расходах теплоносителя, а также при летних расходах для
установления характеристик и подбора сетевых и подпиточных на-
сосов, а также разработки гидравлических режимов.
Гидравлическому расчету предшествует определение расчетных
расходов теплоносителя.
7.1. Определение расчетных расходов
теплоносителя
7.1.1. Закрытые системы теплоснабжения
При качественном регулировании отпуска теплоты расчетные
расходы сетевой воды на отопление и вентиляцию, т/ч, согласно [17]
определяются по следующим формулам:
G = ботах . /7 1\
ОтаХ С-(Т!-Т2)’ 1 '
С} _ битах (п 94
итах С-(Т1-Т2)’ и '
182
। де ть т2 - расчетные температуры сетевой воды соответственно в
подающем и обратном теплопроводах при t0, кВт;
So max, Qv max - соответственно максимальные тепловые потоки
на отопление и вентиляцию при t0, кВт;
с - удельная теплоемкость воды, кДж/(кг °C).
Расчетные расходы сетевой воды на горячее водоснабжение, т/ч,
швисят от схемы присоединения водоподогревателей и определяются:
а) при параллельной схеме присоединения водоподогревателей:
• среднечасовой
• максимальный (7-4>
б) при двухступенчатых схемах присоединения водоподогрева-
телей:
• среднечасовой
Ghm =
3,6 • Qhm f 55 t , л о
\s5-l/ ’
• максимальный
3,6 • 0,55 S* max
Amax с •(<-<) ’
(7-5)
(7-6)
где Qhm ~ средний тепловой поток на горячее водоснабжение, Вт, в
средние сутки за неделю в отопительный период;
Sa max - максимальный тепловой поток на горячее водоснабже-
ние в сутки наибольшего водопотребления за отопительный пе-
риод, Вт;
т{, т2 - температура воды в подающем и обратном теплопрово-
дах в точке излома графика температур воды, °C;
Тз - температура воды после параллельно включенного водопо-
догревателя при рекомендуется принимать тз = 30 °C.
Суммарный расчетный расход сетевой воды, т/ч, в двухтрубных
тепловых сетях при качественном регулировании по отопительной
нагрузке
Gd ~ ^omax + ^vmax + -^3 'Ghm> (7-7)
где К3 - коэффициент, учитывающий долю среднего расхода воды на
горячее водоснабжение, принимается в зависимости от мощности си-
183
стемы теплоснабжения (для систем с тепловым потоком Q > 100 МВт
К3 - 1,0; для систем с Q < 100 МВт при отсутствии баков-аккумулято-
ров К3 = 1,2; при наличии баков-аккумуляторов К3 = 1,0).
Для потребителей при Qh maJQo max > 1 при отсутствии баков-
аккумуляторов, а также с тепловым потоком 10 МВт и менее сум-
марный расчетный расход воды определяется по выражению
Gd = Goaax + Gv max + Gh max- (7.8)
При центральном качественном регулировании отпуска теплоты
по совмещенной нагрузке отопления и горячего водоснабжения рас-
четный расход сетевой воды в двухтрубных тепловых сетях опреде-
ляется как сумма расходов воды на отопление и вентиляцию без
учета нагрузки горячего водоснабжения (К3 = 0):
Gd — Go max + max. (7-9)
Расчетный расход воды, т/ч, в неотопительный период опреде-
ляют по формуле
^=Р-^тах, (7.Ю)
где (7* max - максимальный расход сетевой воды на горячее водо-
снабжение при всех схемах присоединения водоподогревателей
горячего водоснабжения, определяемый по формуле (7.4), где
тепловую нагрузку на горячее водоснабжение определяют с
учетом повышения температуры холодной воды до 15 °C;
Р - коэффициент, учитывающий изменение расхода воды на го-
рячее водоснабжение в неотопительный период по отношению к
отопительному, принимаемый для жилищно-коммунального
сектора равным 0,8 (для курортных и южных городов Р= 1,5,
для промышленных предприятий Р = 1,0).
7.1.2. Открытые системы теплоснабжения
Расчетные расходы сетевой воды, т/ч, на отопление и вентиля-
цию определяют по формулам (7.1) и (7.2), на горячее водоснабже-
ние - по следующим выражениям:
• среднечасовой
<711>
• максимальный
c‘"“=77^j (7I2)
184
Суммарный расчетный расход сетевой воды, т/ч, в двухтрубных
। силовых сетях при качественном регулировании отпуска теплоты
но отопительной нагрузке определяется по формуле (7.7), где коэф-
фициент Кз принимается:
• для систем с тепловым потоком Z0 >100 МВт К3 = 0,6; для сис-
тем с XQ < 100 МВт Кз = 0,8;
• для потребителей с Qh max/0o max > 1 при отсутствии баков-акку-
муляторов, а также с тепловым потоком 10 МВт и менее сум-
марный расчетный расход воды определяют по формуле (7.8).
При центральном качественном регулировании отпуска теплоты
но совмещенной нагрузке отопления и горячего водоснабжения рас-
четный расход воды в двухтрубных сетях определяется без учета
нагрузки на горячее водоснабжение по формуле (7.9).
В неотопительный период расчетные расходы воды в подающем
н обратном теплопроводах не одинаковы. Расход сетевой воды в по-
дающем трубопроводе Gsd определяют по формуле
(7.В)
При этом максимальный расход воды на горячее водоснабжение
находят по формуле (7.12) при температуре холодной воды в
летний период, т.е. fc = 15 °C.
Расход сетевой воды в обратном трубопроводе принимают в
размере 10% от расчетного расхода воды в подающем трубопроводе.
7.2. Основные положения гидравлического расчета
Потери давления, Па, в трубопроводах теплосетей состоят из
двух слагаемых:
ДР = ДРЛ + ДРМ, (7.14)
где Р„ - линейные потери давления;
Рм - потери давления в местных сопротивлениях.
Линейные потери давления
APa=Rl, (7.15)
где R - удельные потери давления по длине, Па/м, при массовом
расходе теплоносителя Gd, кг/с;
I - длина участка трубопровода, м.
Удельные потери давления по длине (на трение) определяются
по уравнению Дарси:
185
л=^-у'р’ (7-lfc)
где X - коэффициент гидравлического трения;
w - скорость теплоносителя, м/с;
р - плотность теплоносителя, кг/м3;
di - внутренний диаметр теплопровода, м.
Коэффициент гидравлического трения X зависит от шероховато-
сти стенки трубы и режима движения теплоносителя. В трубопрово-
дах водяных и паровых теплосетей движение теплоносителя харак-
теризуется турбулентным режимом. При небольших значениях чис-
ла Рейнольдса (2300 < Re < 10<^7£е) создается режим гидравлически
гладких труб, при котором величина X определяется по формуле
Блазиуса:
X = O,3164/Re0,25. (7.17)
При установившемся турбулентном режиме, характеризующем-
ся квадратичным законом сопротивления, т.е. при Re > Re', коэффи-
циент трения X определяется по формуле Шифринсона:
X = O,ll-(Xe/J,)0’25. (7.18)
где ке - абсолютная эквивалентная шероховатость, м;
ke/di - относительная шероховатость.
Предельное число Рейнольдса, разграничивающее переходный и
установившейся турбулентный режимы, определяется как
Re'= 560-djke. (7.19)
Для переходного и установившегося турбулентного режимов
расчет коэффициента гидравлического трения можно проводить по
универсальной формуле Альтшуля:
(к 68 V’25
Х = 0,11- . (7.20)
При гидравлическом расчете следует принимать следующие ве-
личины абсолютной шероховатости труб ке\
- для паропроводов 0,2 -10-3 м (0,2 мм);
- для водяных теплосетей 0,5 • 10-3 м (0,5 мм);
- для конденсатопроводов и сетей горячего водоснабжения
1,0-10-3 м (1,0 мм).
Бели в уравнение (7.16) подставить значение скорости w из
уравнения неразрывности потока
186
w=
Gd Gd
pF nd?
p-r
(7.21)
го выражение (7.16) примет вид
Г?2
Я = 0,811-Х-^.
Р-di
(7.22)
Потери давления в местных сопротивлениях, Па:
A^=Z^vP=0’811^^-^’
2 pdt
(7.23)
где D; - сумма коэффициентов местных сопротивлений на участке,
значения которых приведены в таблице прил. 1.
Заменим местные сопротивления эквивалентной длиной трубо-
провода, при которой потери по длине равны потерям в местных со-
противлениях: ДРм=Я-/е (7.24)
или VS W2 ~ X w2 „ , 2^ТР=^ТР'" (7-25)
откуда 4=К 4- А (7.26)
Подставляя значение X из формул (7.17), (7.18), (7.20) можно
получить значение 1е при 1. В таблице прил. 2 приведены значе-
ния /е для труб при использовании формулы (7.18).
Приведенная длина трубопровода, м, определяется как
4р=/+/е- (7-27)
Тогда потери давления на участке, Па:
bP = Rl^ ('J24S)
При отсутствии данных о характере и количестве местных со-
противлений их эквивалентную длину с определенной степенью
точности можно определить по формуле
/.=<*•/, (7.29)
где а - коэффициент, учитывающий долю потерь давления в местных
сопротивлениях по отношению к потерям давления на трение (прил. 3).
187
7.3. Порядок гидравлического расчета
трубопроводов водяных тепловых сетей
На основании приведенных выражений для гидравлического
расчета трубопроводов составлены номограммы (прил. 4).
Удельное падение давления на трение для водяных теплосетей и
сетей горячего водоснабжения принимается на основании технико-
экономических расчетов. При отсутствии данных для технико-
экономических расчетов значение R следует принимать:
а ) для участков водяных тепловых сетей от источников тепла до
наиболее удаленного потребителя - до 80 Па/м;
б ) для остальных участков - по располагаемому перепаду дав-
ления, но не более 300 Па/м.
Скорость движения воды должна приниматься не более 3,5 м/с.
В двухтрубных водяных теплосетях при подаче тепла на ото-
пление, вентиляцию и горячее водоснабжение диаметры подающего
и обратного теплопроводов должны приниматься одинаковыми.
Гидравлический расчет водяных тепловых сетей производят для
зимнего и летнего режимов, а также для аварийного режима в зим-
ний период.
Гидравлический расчет трубопроводов открытой системы теп-
лоснабжения производят для двух режимов:
1 ) при отсутствии водоразбора на горячее водоснабжение, когда
расчетные расходы теплоносителя, а следовательно, и потери давле-
ния в подающем и обратном теплопроводах будут равными;
2 ) при максимальном водоразборе на горячее водоснабжение из
обратного теплопровода (расчет выполняют для подающего и об-
ратного теплопроводов).
Гидравлический расчет производят в следующей последователь-
ности:
- на трассе тепловых сетей выбирают расчетную магистраль, как
правило, наиболее протяженную и загруженную;
- определяют расчетные участки и расходы теплоносителя;
- в соответствии с расходами на участках по таблицам или номо-
граммам определяют диаметры теплопроводов и удельные по-
тери давления на трение в допустимых пределах;
- разрабатывают монтажную схему теплопроводов, размещая по
трассе запорную арматуру, неподвижные опоры, компенсаторы;
- по монтажной схеме находят местные сопротивления, их коли-
чество и эквивалентную длину их;
- по (7.28) определяют потери давления на расчетных участках.
188
Диаметр труб, независимо от расчетного расхода теплоносителя,
цолжен приниматься в распределительных теплосетях не менее
12 мм, а в сетях к отдельным зданиям - не менее 25 мм.
Ответвления и другие магистрали рассчитываются по распола-
гаемому перепаду давлений в точке присоединения ответвлений к.
расчетной магистрали. При этом невязка между потерями давления
а ответвлениях и располагаемым давлением не должна превышать
10%. Когда невозможно уравнять потери давления в рассчитывае-
мых участках за счет изменения диаметров трубопроводов, избы-
точное давление гасится на абонентских вводах диафрагмами, диа-
метр которых, мм, определяется по формуле
V ^изб
где G - расход сетевой воды через диафрагму, т/ч;
Ризб - избыточное дросселируемое давление, кПа.
(7.30)
7.4. Гидравлический расчет паропроводов
Задачей гидравлического расчета паропроводов является опре-
деление диаметров трубопроводов и потерь давления по участкам
исходя из расчетного расхода пара Gd, располагаемого перепада дав-
ления ДР (разности давления пара в начале Рн и конце Рк паропро-
вода) с учетом изменения плотности пара р вследствие падения дав-
ления и изменения температуры пара т за счет потерь теплоты в ок-
ружающую среду.
Поскольку падение давления и потери теплоты на каждом уча-
стке паропровода зависят от его диаметра, который является иско-
мой величиной, то гидравлический расчет состоит из двух этапов:
предварительного и окончательного.
В предварительном расчете считают, что потери давления по
длине паропровода происходят равномерно. Тогда среднее удельное
линейное падение давления находят по выражению
р -Р
R — 7 н к
т
где Рн, Рк - давление пара в начале паропровода и у потребителя, Па;
- длина паропровода, м;
ат - средний коэффициент местных потерь давления.
Для паропровода, состоящего из участков с различными расхо-
дами пара
(731)
189
(7.32)
где lt и а, - длина участка и коэффициент местных потерь давления,
который ориентировочно определяется по формуле В.Л. Шифринсона:
a.i=z4G, (7.33)
где G - расход пара на рассматриваемом участке, т/ч;
z - коэффициент (для паровых сетей принимается z = 0,05-0,1).
Ориентировочно падение давления пара на расчетном участке
Давление пара в конце расчетного участка
РК,. = РН1.-^. (7.35)
Гидравлический расчет паропроводов производят по средней
плотности пара на расчетном участке рт = (рн + рк)/2, которую опре-
деляют с учетом падения давления и температуры пара за счет по-
терь теплоты в окружающую среду.
В предварительном расчете падение температуры перегретого
пара на каждые 100 м принимают Дт = 2,0-2,5 °C.
Температура пара в конце расчетного участка
тк,=тН1.-^-. (7.36)
Средняя температура пара на участке
=0,5-(тН| + тк/). (7.37)
Диаметр паропровода находят по расчетному расходу пара и ве-
личине среднего удельного падения давления Rm по таблицам или
номограммам (прил. 4), составленным при АГе = 0,2 мм. При этом
плотность пара в таблицах или номограммах рт отличается от рт на
рассматриваемом участке. Поэтому предварительно находят таб-
личные значения средней удельной потери давления:
р _ -^и ~Д: Рт
LHl + aJ Рт’
Расчетный расход пара Gd согласно [17] должен определяться с
учетом несовпадения максимальных часовых расходов пара отдельны-
190
ми потребителями. При отсутствии суточных графиков расхода пара
(«счетный расход пара допускается определять с коэффициентом 0,9.
Расход пара, т/ч, отдельными потребителями
(7.39).
। це Q - тепловая нагрузка потребителя, кВт:
Q ~ Qo max + Qx> max + Qh max + 0rex>
r - теплота парообразования, кДж/кг.
По RTm, Gd и используя номограмму (прил. 4) или другие источ-
ники находят диаметр паропровода.
• При окончательном расчете находят действительные значения
удельных потерь давления и скорости пара:
Ra = R-t—, wa = wT^, (7.40)
Pm Pm
|дс Rr, wT, pT - табличные значения удельных потерь давления, ско-
рости движения и плотности пара.
Диаметр паропровода должен быть подобран так, чтобы ско-
рость движения пара не превышала значений, указанных в табл. 7.1.
Зная из предварительного расчета диаметр паропровода, опре-
деляют эквивалентную длину местных сопротивлений и действи-
юльные потери давления на участках.
Действительная температура перегретого пара в конце расчет-
ного участка
тк=т„-^К ' (7.41)
С Ст
• де 0гп - потери теплоты паропровода в окружающую среду, кВт;
с - удельная теплоемкость пара, кДж/(кг °C), соответствующая
среднему давлению пара на участке;
G - расход пара на участке, т/ч.
Таблица 7.1
Максимальные скорости движения пара, м/с
dy9 мм Перегретый пар Насыщенный пар
До 200 50 35
Более 200 80 60
191
При тк выше температуры насыщения пара, соответствующей
давлению Рк, конденсации пара не будет. Если при окончательном
расчете средняя плотность пара на участке оказалась близкой к р„, in
предварительного расчета и давление в конце паропровода Рк при
близительно равно заданному значению, то расчет можно считать
законченным. В противном случае необходимо изменить диаметр
паропровода и расчет повторить.
7.4.1. Расчет паропроводов насыщенного пара
При расчете паропроводов насыщенного пара в суммарном рас-
четном расходе пара необходимо учитывать дополнительное коли
чество пара для возмещения его конденсации. Тогда расчетный рас-
ход пара Gd на участке паропровода
Gd= Gn+ 0,5 GK +"LGk, (7.42)
где Gn - расход пара на участке без учета возмещения пара на его
конденсацию, т/ч;
GK - расход пара на расчетном участке для возмещения его кон»
денсации за счет потерь теплоты, т/ч;
- расход пара на возмещение его конденсации на после-
дующих участках паропровода, т/ч.
Расход пара, кг/ч, для возмещения его конденсации
<7К (7.43)
где q - удельная потеря теплоты изолированным паропроводом
при разности температур пара и окружающей среды в 1 °C,
Вт/(м °C);
/ - длина расчетного участка, м;
- средняя температура пара на расчетном участке;
г - теплота парообразования, кДж/кг, соответствующая средне-
му давлению пара на расчетном участке.
te - температура окружающей среды, °C (при надземной про-
кладке равна среднегодовой температуре наружного воздуха,
при прокладке в непроходных каналах и бесканальной проклад-
ке равна среднегодовой температуре грунта на глубине заложе-
ния оси теплопровода, °C);
Методика гидравлического расчета паропроводов насыщенного
пара на примере приведена в [20].
192
7.4.2. Расчет паропроводов перегретого пара
Гидравлический расчет сети перегретого пара отличается от
расчета насыщенного пара тем, что среднюю плотность пара на рас-
четном участке необходимо определять с учетом изменения не толь-
ко давления, но и температуры пара. Температура перегретого пара
и связи с потерями в окружающую среду быстро снижается, иногда
доходя до температуры насыщенного пара. При этом перегретый
пир превращается вначале в сухой насыщенный, а затем - во влаж-
ный пар. В этих условиях при расчете необходимо учитывать коли-
чество выпадающего в паропроводе конденсата.
В предварительном расчете температуру перегретого пара в
конце участка определяют по формуле (7.36) предполагая, что паде-
ние температуры составляет 2 °C на каждые 100 м сети. При оконча-
тельном расчете температуру пара в конце расчетного участка нахо-
дят по формуле (7.41), исходя из потери теплоты паропроводом в
окружающую среду.
Методика гидравлического расчета паропроводов перегретого
пара на примере приведена в [20].
7.5. Гидравлический расчет конденсатопроводов
Конденсатопроводы подразделяются на сборные и напорные.
Сборные конденсатопроводы служат для транспорта конденсата от
паропотребляющих приборов до конденсатных баков. В таких кон-
денсатопроводах в связи с падением давления возможно частичное
вскипание конденсата, когда его температура превышает соответству-
ющую температуру насыщения. Кроме того, возможно прохождение
пара в конденсатопровод через конденсатоотводчики при их неис-
правности. В результате по конденсатопроводу перемещается паро-
водяная смесь. Такие конденсатопроводы называются двухфазными.
Напорные конденсатопроводы служат для транспорта конден-
сата от сборных баков до источника теплоты. В данных конденса-
гопроводах обеспечивается давление, исключающее вторичное
вскипание, конденсат транспортируется, занимая полное сечение
т рубопровода. Напорные конденсатопроводы рассчитываются ана-
логично трубопроводам водяных тепловых сетей, при этом исполь-
зуются таблицы или номограммы, составленные для труб с
ке = 1,0 мм. Диаметр напорного конденсатопровода определяют по
расходу конденсата и удельному падению давления по длине, кото-
рое должно быть не более 100 Па/м.
7 Теплоснабжение
193
Гидравлический расчет двухфазных конденсатопроводов произ-
водят с учетом средней плотности пароводяной смеси, получающей-
ся в результате вскипания конденсата [20].
Плотность пароводяной смеси определяется по формуле
Рем— (7.44)
х-(р -р ) + р
где р', р" - плотность воды на линии насыщения и сухого пара при
давлении Р, МПа, в конце расчетного участка, кг/м3;
х - количество пара вторичного вскипания, кг/кг, определяется
по формуле
x = (h-i2)/r2, (7.45)
где /1, i2 - энтальпия конденсата при давлениях Pi и Р2 на расчетном
участке, кДж/кг;
г2 - скрытая теплота испарения при Р2, кДж/кг.
При гидравлическом расчете двухфазных конденсатопроводов
удельные потери давления на трение определяют по располагаемому
перепаду давления при скорости смеси не более указанных в
табл. 7.1 для насыщенного пара. Располагаемое падение давления
ДР определяется с учетом разности геодезических отметок начала и
конца расчетного участка:
ЛР = (Рн-Рк) + РсмЯ-(2н-г1().1О-6, (7.46)
где Рн, Рк - давление в начале и конце участка, МПа;
рем - плотность пароводяной смеси, кг/м3;
g - ускорение свободного падения, м/с2;
z„, zK - геодезические отметки начала и конца участка, м.
В первую очередь производят расчет основной расчетной маги-
страли. Согласно [19, номограмма VI.6] или прил. 4, значения по-
терь давления на трение и скорости пересчитывают с учетом коэф-
фициента <р, учитывающего увеличение потерь давления и скорости
движения при транспортировке пароводяной смеси:
исм = ит<р; (7.47)
Затем рассчитывают остальные участки с обязательной увязкой
всех ответвлений.
Пример гидравлического расчета конденсатопровода дан в [20].
194
8. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ РЕЖИМЫ ТЕПЛОВЫХ
СЕТЕЙ
Гидравлический режим есть состояние тепловой сети, характе-
ризуемое определенными величинами расходов и давлений (напо-
ров) при их взаимосвязи в различных точках в данный момент вре-
мени. При расчетном гидравлическом режиме распределение тепло-
носителя по участкам теплосети и абонентам соответствует их
тепловым нагрузкам, а давления в характерных точках сети и у або-
нентов равны расчетным. Наглядное представление о гидравличе-
ском режиме дает пьезометрический график, построенный по дан-
ным гидравлического расчета.
8.1. Пьезометрические графики
Пьезометрические графики показывают распределение давления
(напора) в подающем и обратном трубопроводах по всей тепловой
сети, а также располагаемые давления (напоры) в местах присоеди-
нения абонентских систем и в системах.
Графики строятся для основной магистрали и основных харак-
терных ответвлений для зимнего и летнего режимов. Масштаб гра-
фиков и профиль поверхности земли обычно:
• горизонтальный - 1:5000,1:10000 и 1:20000;
• вертикальный - 1:1000 или 1:2000.
При разработке гидравлических режимов и построении пьезо-
метрических графиков удобно пользоваться понятием напора, кото-
рый находится во взаимосвязи с давлением в виде зависимости
(8.1)
P'g
где Р - давление теплоносителя, Па (Н/м2).
Рассмотрим основные элементы пьезометрического графика,
изображенного на рис. 8.1. Считается, что ось трубопровода тепло-
сети совпадает с поверхностью земли (в принимаемом вертикальном
масштабе эта ошибка очень незначительна).
Пьезометрические напоры в трубопроводах теплосети будут
равны соответственно:
• в т. 2 подающего трубопровода Ягп ~z2, обратного Яго
• вт. 4 подающего трубопровода Н4п + х4, обратного Я4о + z4.
В динамическом режиме, т.е. при работе сетевых насосов, на-
пор, развиваемый подпиточными насосами, дросселируется регуля-
195
тором давления РД (подпитки РП) до уровня Hio. При остановке се-
тевых насосов подпиточные поддерживают в теплосети напор, рав-
ный статическому Яст-
Рис. 8.1. Схема и пьезометрический график двухтрубной тепловой сети:
3,4- здания, подключаемые к теплосети; СН - сетевой насос; ПН - подпиточный
насос; РП (РД) - регулятор подпитки (регулятор давления); П - подогреватель сете-
вой воды; I-I - горизонтальная линия отсчета напоров; 7П-5П - линия напоров в по-
дающем трубопроводе теплосети; 3О-1О - линия напоров в обратном трубопроводе;
Як - полный напор на нагнетательном патрубке сетевого насоса в т. К; Н}п - полный
напор в подающем коллекторе теплосети; Я10 - то же в обратном коллекторе тепло
сети; Нн - напор, развиваемый сетевым насосом; ДЯТ - потери напора в теплопри-
готовительной установке источника тепла (в водоподогревателях сетевой воды);
Яст - статический напор в теплосети (напор, создаваемый подпиточным насосом);
Яь ..., Я4 - располагаемые напоры на коллекторе станции и в соответствующих
точках тепловой сети Я=Яп - Яо; Я2п, Я3п, Я2о, Я3о - полные напоры в соответст-
вующих точках подающего и обратного теплопроводов; АЯ1п_3п, ДЯ3о.1О - потери
напора соответственно в подающем и обратном трубопроводах от станции до ко-
нечного потребителя в т. 3; ДЯ1П.3п = Hin - Я3п; ДЯ3о.ю = Я3о - Hio; z^..., Z4 - гео-
дезическая высота оси трубопровода относительно линии I-I;
196
До начала гидравлического расчета теплосети необходимо на-
метить возможный уровень статических напоров, линии максималь-
ных и минимальных значений гидродинамических напоров в систе-
ме и в процессе гидравлического расчета необходимо следить за
тем, чтобы действительные значения напоров на участках сети и в
ответвлениях не выходили за предельные значения.
Основные требования к гидродинамическому режиму в тепло-
вых сетях:
1. Непревышение допустимых давлений в оборудовании источ-
ника теплоты, в тепловой сети и в оборудовании абонентских уста-
новок. Допустимое избыточное давление в теплосети составляет по-
рядка 1,6-2,5 МПа и зависит от типа оборудования, например:
• подогреватели сетевой воды 1,4 МПА (140 м);
• пароводяные и водоводяные кожухотрубные подогреватели
1,0 МПА (100 м);
• стальные водогрейные котлы 2,5 МПа (250 м);
• системы отопления с чугунными нагревательными приборами
0,6 МПа (60 м);
• системы отопления с конвекторами 0,9 МПа (90 м);
• системы вентиляции с калориферами 0,8 МПа (80 м);
• системы горячего водоснабжения с водонагревателями -
1,0 МПа (100 м).
2. Обеспечение избыточного давления во всей системе для не-
допущения кавитации сетевых насосов и защиты системы тепло-
снабжения от подсоса воздуха. Минимальная величина избыточного
давления принимается 0,05 МПа (5 м).
3. Обеспечение невскипания воды при гидродинамическом ре-
жиме системы теплоснабжения. Избыточное давление в системе
должно быть не менее давления сухого насыщенного пара при tHX.
Расчетная температура сетевой воды, °C по 120 130 140 150 160 170 180
Максимальное давление, кПа 50 100 200 300 400 550 720 930
Напор, м 5 10 20 30 40 55 72 93
Последовательность разработки пьезометрического графика рас-
смотрим на примере (рис. 8.2).
Имеется некая тепловая сеть к группам зданий А, В, С и D, кото-
рые размещены по трассе на геодезических отметках: здания Z^ = 0;
197
Zb = 20 м; Zc = ZD = 40 м по отношению к оси сетевых насосов О-О.
Считается, что ось трубопроводов совпадает с поверхностью земли.
При гидростатическом режиме определяется и наносится линия
статических напоров (при отсутствии циркуляции и температуре
сетевой воды 100 °C).
Линия статического напора (статическая зона) устанавливается
исходя из непревышения допустимого давления на низких геодези-
ческих отметках в элементах систем теплоснабжения зданий и из
условия обеспечения в верхних точках систем отопления наиболее
высоких зданий избыточного давления 0,05 МПа (напора 5 м) при
зависимом включении систем отопления зданий. Те здания, в которых
Рис. 8.2. Построение графика гидродинамических пьезометрических
напоров системы теплоснабжения:
A, B,C,D- здания, подключаемые к теплосети; СН - сетевой насос; ПН, - подпи-
точный насос и регулятор подпитки РП1 из нижней зоны; РДДС - регулятор давления
«до себя»; ПН - подпиточный насос; РП - регулятор подпитки; П - подогреватель
сетевой воды
198
создается повышенное статическое давление в нижних точках систем
отопления, подключают по независимой схеме.
Статическую зону по возможности устанавливают общую для
всей сети, что упрощает эксплуатацию и повышает надежность
системы теплоснабжения. При невозможности установления об-
щей статической зоны часть зданий с повышенным гидростати-
ческим напором подключают по независимой схеме или систему
разделяют на отдельные статические зоны, в которых при помощи
автоматических клапанов и подпиточных насосов поддерживается
заданная величина полного статического напора при прекращении
циркуляции.
Для зданий А, В, С и D по геодезическим условиям рис. 8.2 пол-
ный статический напор при зависимом присоединении всех систем
отопления равен 80 м (35 + 5 + 40 = 80 м). Статические пьезометри-
ческие напоры составляют для группы зданий А - 80 м, В - 60 м,
С и D - 40 м. Возможны следующие решения:
а) присоединение зданий А по независимой схеме. Статический
напор, равный 80 м, для зданий А будет действовать на водоподо-
греватели систем отопления (допускается 100 м);
б) присоединение зданий С и D по независимой схеме, тогда
полный статический напор в системе может быть уменьшен до 60 м
и занять положение П-П. Статический напор для подогревателей
систем отопления зданий С и D составит со стороны теплосети 20 м,
что вполне приемлемо;
в) присоединение систем отопления всех групп зданий по зави-
симой схеме, но при этом необходимо систему разделить на две не-
зависимые статические зоны (по линиям П-П - I-I) с установкой на
трубопроводах теплосети между группами зданий В и С обратного
клапана на подающем трубопроводе и разделительного устройства
на обратном трубопроводе в виде регулятора давления до себя
(РДЦС), подпиточного насоса ПН] и регулятора подпитки РП1 из
нижней зоны в верхнюю.
При прекращении циркуляции в сети (останов сетевых насосов)
обратный клапан закрывается, предохраняя подающий трубопровод
от опорожнения и сохраняя заданный статический напор. Закрыва-
ется клапан регулятора «до себя» на обратном трубопроводе, вклю-
чается подпиточный насос, и регулятор подпитки РП1 поддерживает
заданный статический напор I-I в верхней зоне. В нижней зоне ста-
тический напор П-П поддерживается подпиточными насосами ПН и
регулятором подпитки РП у источника тепла.
199
После нанесения уровня статического напора (см. рис. 8.2) уста-
навливают и наносят уровни допустимых максимальных и минималь-
ных пьезометрических напоров для подающего и обратного трубо-
проводов. При этом должны выполняться следующие требования:
-для подающего трубопровода величина максимального допус-
тимого гидродинамического пьезометрического напора опреде-
ляется из условия прочности теплотехнического оборудования
источника тепла (котлы, подогреватели) и теплосети. Величина
минимального допустимого гидродинамического пьезометриче-
ского напора определяется из условия защиты сетевой воды от
вскипания;
-для обратного трубопровода величина максимального допусти-
мого гидродинамического пьезометрического напора определя-
ется исходя из механической прочности оборудования абонент-
ских установок (водоподогревателей, отопительных приборов,
калориферов и т.п.). Величина минимального гидродинамиче-
ского пьезометрического напора определяется из условия недо-
пущения вакуума (давление ниже 0,1 МПа) в системе, а также
кавитации на всасывающей стороне сетевых насосов (принима-
ется обычно не менее 5 м).
Возвращаемся к рис. 8.2.
Статический напор во всей системе принимается равным 60 м,
системы отопления здания С и D подключаются по независимой
схеме.
Для подающего теплопровода уровень Мак.П на выходе из во-
догрейного котла равен 220 м (допустимый напор для стального во-
догрейного котла 250 м и с учетом потерь напора в котле - около
30 м) и для теплопровода уровень Мак. П определяется из условия
прочности труб и арматуры - 160 м (допустимое давление в трубо-
проводе равно 1,6 МПа). Наносится линия Мак.П эквидистантно по-
верхности земли, так как считается, что ось трубопровода совпадает
с поверхностью земли. Линия Мин.П показывает минимально допус-
тимые пьезометрические напоры в подающем теплопроводе из ус-
ловия обеспечения невскипания воды. При температуре воды 150 °C
при условии возможного локального перегрева воды в котле 30 °C:
• 150 + 30= 180 °C, что определяет минимальный пьезометриче-
ский напор для котла 93 м, а с учетом высоты котла 15 м;
• 93 + 15 = 108 м.
Далее, по трассе Мин.П равно 40 м, что соответствует невски-
панию воды при температуре 150 °C. Линию минимальных пьезо-
200
метрических напоров в подающем трубопроводе теплосети называ-
ют линией невскипания.
Линия Мак.0 показывает максимально допустимые пьезометри-
ческие напоры в обратном трубопроводе теплосети вплоть до вход-
ного коллектора теплофикационного подогревателя П. На станции
максимально допустимый напор принимается 140 м исходя из усло-
вия прочности подогревателей сетевой воды, на обратном трубопро-
воде в сети и у абонентов зданий АиВ, присоединенных по зависи-
мой схеме - 60 м, у абонентов зданий С и D, присоединенных по
независимой схеме, - 100 м (условия механической прочности водо-
водяных подогревателей).
Линия минимально допустимых пьезометрических напоров в
обратном трубопроводе Мин.О принимается на уровне 5 м исходя из
недопущения подсоса воздуха в сеть и кавитации сетевых насосов.
Наносятся линии возможных гидродинамических пьезометриче-
ских напоров в подающем и обратном теплопроводах между предель-
ными линиями максимальных и минимальных значений (150-110 м
и 90-50 м).
После гидравлического расчета трубопроводов теплосети уточ-
няется положение линий действительных гидродинамических пье-
зометрических напоров в подающем и обратном трубопроводах.
После этого ниже линии действительных гидродинамических
пьезометрических напоров в подающем трубопроводе на величину
напора Нн, обеспечивающего невскипание воды при соответствующей
расчетной температуре, проводят параллельно линию Ш-Ш, которую
называют линией невскипания воды в верхних точках абонент-
ских установок. Во всех точках абонентских систем, расположен-
ных ниже линии Ш-Ш, вскипание воды невозможно, так как напор
в этих точках больше величины На. На рис. 8.2 у абонента D сетевую
воду из условия невскипания можно поднимать только до отметки h.
При построении пьезометрических графиков следует иметь в
виду, что при зависимом присоединении абонентских систем важно
не допускать пересечения линией гидродинамических пьезометри-
ческих напоров подающего трубопровода линии статических напо-
ров, так как в противном случае необходимо сооружение повыси-
тельных насосных станций в сети.
Линия действительных гидродинамических напоров в обратной
магистрали может пересекать линию статических напоров и распола-
гаться ниже верхних отметок зданий. В этом случае для под держания
необходимого пьезометрического напора у абонентских установок по
201
сравнению с напором в обратной линии на обратном трубопроводе
абонентской установки регулятор давления устанавливают «до себя».
Располагаемый напор у абонентских систем на конечных участ-
ках сети должен быть равным или несколько большим потерь напо-
ра в абонентских системах, чтобы избежать дополнительной уста-
новки насосов.
8.2. Выбор схем присоединения абонентов
Пьезометрический график дает наглядное представление о дей-
ствующих напорах в системе при гидродинамическом режиме, стати-
ческом состоянии системы теплоснабжения, о взаимном расположе-
нии зданий с учетом их высот относительно линий напоров в трубо-
проводах теплосети и геодезических отметок поверхности земли по
трассе. Это имеет существенное значение при выборе рациональных
схем присоединения абонентских теплоиспользующих установок.
На рис. 8.3 показан пьезометрический график двухтрубной во-
дяной теплосети. Напор в подающем трубопроводе не допускает
вскипания в нем воды, так как линия 1П-П1 не пересекает поверхно-
сти земли. Однако эта линия пересекает абоненты 5 и 4 на отметках
h5 и Л4, следовательно, водонагреватели и калориферы, присоеди-
ненные к теплосети, не могут находиться выше отметок й5 и й4.
Рис. 8.3. Выбор схем присоединения отопительных установок зданий
к теплосети:
1-5 - здания в масштабе по высоте; А4, Л5 - геодезические отметки;
ДЯ1-ДЯ5 - располагаемые напоры в теплосети в местах присоединения зданий
202
Для абонента 2 пьезометрический напор в подающем трубопро-
воде около 113 м, для абонента 1 - 98 м, следовательно, водонагре-
ватели горячего водоснабжения и калориферы вентиляционных сис-
тем должны присоединяться к тепловой сети с обязательной уста-
новкой регуляторов давления на подающем трубопроводе,
понижающих давление до допустимой величины, не допускающей
«раздавливания» нагревательных устройств.
Система отопления здания 1 может присоединяться к теплосети
по зависимой схеме с элеваторным смешением, так как располагае-
мый напор больше требуемого для работы элеватора, а статический
напор и гидродинамический в обратном трубопроводе не превыша-
ют допустимого - 60 м (рис. 8.4, а).
Система отопления абонента 2 также находится в статической
зоне (статический напор менее 60 м). Однако в гидродинамическом
режиме система отопления будет частично опорожняться через об-
ратный трубопровод, так как гидродинамический напор в обратном
трубопроводе ниже высоты здания. С целью повышения напора в
обратном трубопроводе системы отопления следует установить ре-
гулятор давления «до себя» на обратном трубопроводе. Регулятор
давления будет выполнять роль клапана подпора, локально повы-
шающего напор в обратном трубопроводе системы отопления на
величину ДЯо (рис. 8.4, б).
В месте присоединения системы отопления здания 3 статический
напор не превышает 60 м, однако пьезометрический гидродинами-
ческий напор в обратном трубопроводе теплосети - более 60 м.
Возможно присоединение системы отопления по зависимой
схеме с установкой насоса на обратной линии после системы отопле-
ния (рис. 8.4, в), который понизит напор в обратном трубопроводе
системы отопления, одновременно увеличивая располагаемый напор
для работы элеваторного узла. Однако при внезапной остановке на-
соса система отопления будет поставлена под недопустимое давле-
ние со стороны обратного трубопровода теплосети, что приведет к
аварийной ситуации. Следовательно, лучшим вариантом будет при-
соединение системы отопления по независимой схеме (рис. 8.4, г).
Здание 4 находится в благоприятных условиях, т.е. в статиче-
ской зоне, и пьезометрический напор в обратном трубопроводе теп-
лосети менее 60 м. Однако располагаемый напор является недоста-
точным для работы элеватора, следовательно, возможен вариант
подключения системы отопления по зависимой схеме со смеситель-
ным насосом вместо элеватора (рис. 8.4, Э).
203
Рис. 8.4 Схемы присоединения отопительных установок к водяной
тепловой сети и локальные пьезометрические графики:
а - зависимая с элеватором; б - зависимая с элеватором и регулятором
давления «до себя» на обратной линии ввода; в - зависимая с элеватором
и насосом на обратной линии ввода; г - независимая; д - зависимая
со смесительным насосом на перемычке; ДЯЭ - напор, погашаемый в элеваторе
Система отопления здания 5 будет опорожняться как при стати-
ческом, так и при динамическом режимах. Теоретически возможно
присоединение системы отопления по зависимой схеме с установкой
регулятора давления до себя на обратном трубопроводе после системы
отопления как для абонента 2 (рис. 8.4, б) и установкой обратного
204
клапана на подающем трубопроводе перед элеватором, который не
допустит опорожнения системы отопления через подающий трубо-
провод при статическом режиме. Однако лучшим вариантом будет
присоединение системы отопления абонента 5 по независимой схеме
(рис. 8.4, г).
8.3. Расчет гидравлических режимов
Основное требование к гидравлическому режиму тепловых се-
тей - постоянное и надежное распределение потоков теплоносителя
по отдельным участкам сети и к абонентам в соответствии с тепло-
выми нагрузками. Для этого необходимо поддержание располагае-
мых напоров в сети и на тепловых пунктах. В абонентских установ-
ках с авторегуляторами последние поддерживают заданный расход,
дросселируя избыточное давление перед абонентами, таким образом
сохраняя заданные гидравлический и тепловой режимы.
В абонентских установках без регуляторов расход воды зависит
от располагаемых напоров и сопротивления абонентских установок.
При переменных гидравлических режимах, связанных с нагрузкой
горячего водоснабжения, включениями и отключениями абонентов
и участков сети, фактический расход в сети и у абонентов изменяет-
ся и отличается от расчетного, т.е. в результате этого несоответствия
возникают разрегулировки.
Гидравлические режимы разрабатываются для отопительного и
летнего периодов, а для открытых схем - дополнительно при макси-
мальном водоразборе из подающего и обратного теплопроводов.
Падение давления или напора в тепловой сети, Па, пропорцио-
нально квадрату расхода:
ДР = SV2 или АЯ=SV2, (8.2)
где S - характеристика сопротивления теплосети, представляющая
собой падение давления (или напора) при единице расхода во-
ды, Па (м3/ч)2 или м/(м3/ч)2;
V - расход теплоносителя, м3/ч.
Характеристика сопротивления находится из совместного реше-
ния уравнений (8.2), (7.15), (7.16), (7.18) и (7.23):
или5 = Л^г, (8.3)
где As - постоянный коэффициент, зависящий от шероховатости
стенок трубопровода ке.
205
Как видно из (8.3), сопротивление сети S зависит от шерохо-
ватости трубопровода, плотности теплоносителя, приведенной дли-
ны и диаметра трубопровода. От расхода сопротивление сети не
зависит.
Для данного состояния теплосети ее характеристика может быть
определена по данным расхода V и потерь напора АН при расчетном
Рис. 8.5. Характеристика
сопротивления теплосети
режиме из выражения (8.2). Да-
лее, задаваясь определенными
величинами расходов, при най-
денном значении S находят вели-
чины АН. Графически характери-
стика сопротивления теплосети
представляет собой квадратич-
ную параболу, проходящую через
начало координат (рис. 8.5).
Задача расчета гидравличе-
ского режима теплосети заключа-
ется в определении расходов се-
тевой воды у абонентов и на от-
дельных участках сети, а также располагаемых напоров у абонентов
и в характерных точках при заданном режиме работы сети.
Обозначим условно:
V - суммарный расход воды в теплосети;
У т- расход воды у абонента «от»;
Vm - относительный расход воды у абонента «от», равный от-
ношению расхода воды у абонента «от» к суммарному расходу в сети:
— V
v —-SL
т у •
Для абонента 1 (рис. 8.6) действительно выражение
ЗД2 = Sx_sV2 или ЗД2 = Sn_5(K-^)2,
(8.4)
где 5] - сопротивление абонентской установки с ответвлением;
51-5 - сопротивление сети с ответвлениями и абонентскими сис-
темами от абонента 1 до 5.
Разделив (8.4) почленно на V2 и Si и извлекая корень квадратный
из обеих частей, получаем
й=7= £±-L
v 1 V 1 5i‘
(8.5)
206
Рис. 8.6. Схема тепловой сети:
I- V - участки магистрали; 1-5 - абоненты с ответвлениями от магистрали
Для абонента 2 действительно следующее выражение:
S2V}=S2^V-Vtf. (8.6)
С другой стороны, с учетом (8.4)
W " Ю2 = S^V2, (8.7)
где S2 ~ сопротивление абонентской установки 2 с ответвлением;
S2-5 - сопротивление теплосети со всеми абонентами и ответв-
лениями от абонента 2 до 5 включительно;
•$П-5 = >$П + S2-5,
где Sn - сопротивление участка магистрали II.
Из (8.7) получаем
(V-V^ = V2^s_ (8.8)
^П-5
Подставляя значение (К- V\)2 из (8.8) в (8.6), разделив почленно
на V2 и S2 и извлекая корень квадратный из обеих частей уравнения,
получаем
fe=5..^z5..±. (8.9)
2 V V 1 ^п-5 S2 ’
Аналогично относительный расход для абонента т из числа
абонентов п
у _ I *1-„ $2-п *^3-и $т-п . I /8 1 Q\
т V 1 Sn „ Sm SM „ Sm' ' 7
j 11—п Ш—п м~п т
Из выражения (8.10) следует, что относительный расход воды
через абонентскую установку не зависит от абсолютного расхода
207
воды в сети, а зависит от сопротивления сети и абонентов. Если из-
вестны суммарный расход воды в теплосети V и характеристики со-
противления отдельных участков сети, то можно найти расход воды
через любую абонентскую установку. Характеристики сопротивле-
ния отдельных участков сети практически постоянны и определяют-
ся по результатам гидравлического расчета. Путем расчета гидравли-
ческих режимов теплосети можно решать ряд вопросов, связанных с
эксплуатацией системы теплоснабжения: возможность подключения
новых абонентов, проверка работы сети при максимальном водораз-
боре на горячее водоснабжение в открытых системах, маневрен-
ность работы участков теплосети при аварийных режимах.
8.4. Гидравлическая устойчивость систем
теплоснабжения
В системах теплоснабжения без авторегуляторов у абонентов при
любых изменениях гидравлического режима в той или иной мере воз-
никают разрегулировки. Рассмотрим это на следующих примерах.
Для некоторой системы теплоснабжения (рис. 8.7) при расчет-
ном режиме соотношение между расходом V, располагаемым напо-
ром Н при характеристике сопротивления сети 5 выражается зави-
симостью (8.2). Из этого выражения суммарный расход воды в теп-
лосети
Рис. 8.7. Принципиальная схема тепловой сети и пьезометрические
графики при изменении гидравлических режимов
208
Если от тепловой сети отключить абонент 4, то суммарное сопро-
тивление сети возрастает, при этом суммарный расход воды в сети
уменьшится (см. уравнение (8.11)), потери напора в сети от источни-
ка тепла до ответвления абонента 4 также уменьшатся, и линии пье-
зометрического графика расположатся более полого (на рис. 8.7, а
изображены штриховыми линиями). У всех абонентов, расположен-
ных между источником тепла и абонентом 4, произойдет непропор-
циональная разрегулировка, т.е. степень изменения расходов воды у
абонентов будет различной. Так как в месте подключения абонента
4 к теплосети располагаемый напор увеличится, то увеличится рас-
ход воды в сети на участках между абонентом 4 и до конечного уча-
стка. Удельные потери напора в сети возрастут, и линии пьезомет-
рического графика расположатся более круто. У всех абонентов,
расположенных между абонентом 4 и до конца сети, произойдет
пропорциональная разрегулировка, т.е. степень изменения расхода
воды у абонентов будет одинаковой.
Если у источника тепла увеличить располагаемый напор Н, а
сопротивление сети остается неизменным, то суммарный расход во-
ды в сети и у абонентов изменяется пропорционально корню квад-
ратному из располагаемого напора (8.11), в сети произойдет пропор-
циональная разрегулировка (рис. 8.7, б).
При частичном прикрытии задвижек на обратном магистральном
трубопроводе теплосети уменьшатся общий расход воды и потери
давления в сети, увеличатся располагаемые напоры в сети от задвиж-
ки до станции и расходы воды у абонентов 1 и 2 (рис. 8.7, в). Повы-
шение давления в обратном трубопроводе приводит к уменьшению
располагаемых напоров у абонентов 3-7, расположенных до задвиж-
ки по ходу движения воды в обратной линии. Расходы воды у абонен-
тов 3-7 также уменьшатся. В системе произойдет разрегулировка.
Примеры показывают разнообразие изменения гидравлических
режимов в теплосети при эксплуатации системы теплоснабжения.
Влияние изменения расхода воды в теплосети на гидравлический
режим может быть значительно уменьшено при повышении гидрав-
лической устойчивости системы.
Гидравлическая устойчивость - это способность системы под-
держивать заданный гидравлический режим при изменении внешних
воздействий.
При разнородных потребителях и тепловых нагрузках наиболь-
шей гидравлической устойчивостью будет обладать система с авто-
регуляторами у абонентских установок.
209
Коэффициент гидравлической устойчивости А абонентской ус-
тановки равен отношению расчетного расхода сетевой воды к
максимально возможному расходу V^.
Так как при наличии авторегуляторов у абонентов действитель-
ный расход при всех режимах близок к расчетному, то и коэффици-
ент гидравлической устойчивости А близок к единице. При отсут-
ствии авторегуляторов на ЦТП или у абонентов с изменением гид-
равлического режима изменяется и расход у потребителей, в этом
случае коэффициент гидравлической устойчивости колеблется и
значительно отличается от единицы. При отключении части або-
нентов возрастает сопротивление сети, снижается расход воды в
сети и уменьшаются потери напора, что приводит к увеличению
располагаемых напоров у работающих потребителей. То есть чем
больше абонентов будет отключаться, тем в большей степени бу-
дет разрегулировка. Максимальная разрегулировка будет в случае,
если включенным останется только один абонент. Падение напора
в сети будет малым, и им можно пренебречь, т.е. располагаемый
напор у абонента ДЯаб будет равным располагаемому напору на
станции ДЯСТ.
При отсутствии у абонентов авторегуляторов коэффициент гид-
равлической устойчивости определяется как
. _ ^рас _ / ДЯд^ _ I /о ।
Кмах VzV/CT Уд^аб+А^сеги L ДЯ^ ‘
V АЯаб
Здесь ДЯСТ - располагаемый напор на станции:
ДЯ^ = ДЯ^ети ДЯдб.
В выражении (8.12) значения ДЯСТ, ДЯсеТи и ДЯаб следует прини-
мать при расчетном режиме работы теплосети.
Так как наибольшей гидравлической устойчивостью обладает
система с А = 1, то из выражения (8.12) следует, что гидравлическая
устойчивость абонентских систем выше с увеличением потерь на-
пора на абонентском вводе и с уменьшением потерь напора в сети.
Поэтому для повышения гидравлической устойчивости систем не-
обходимо все избытки напора у абонентов гасить дроссельными
диафрагмами, в соплах элеваторов, с помощью регулирующих кла-
панов и применяя абонентские установки с повышенным сопро-
тивлением.
210
8.5. Подпитка тепловых сетей
Для обеспечения надежной работы тепловых сетей и местных
систем, для поддержания постоянного гидравлического режима не-
обходимо возможные изменения давления в тепловых сетях ограни-
чивать в определенных пределах. Это осуществляется регулирова-
нием давления в нейтральных точках - точках пересечения линии
статического давления линией гидродинамического давления в об-
ратном теплопроводе. Давление поддерживается постоянным при
статическом и гидродинамическом состоянии системы. Нейтраль-
ную точку обычно размещают на перемычке, соединяющей нагнета-
тельный коллектор сетевых насосов со всасывающим, используя
свойство сообщающихся сосудов. Давление в нейтральной точке
используют в качестве импульса, регулирующего подпитку. При
понижении давления в нейтральной точке N (рис. 8.8, а) снижается
давление на мембранный привод регулятора подпитки РП, возраста-
ет подпитка, давление в сети увеличивается и восстанавливается
давление в нейтральной точке. При повышении давления в нейтраль-
ной точке происходит обратное, подпитка сокращается. Если при
полном закрытии РП давление возрастает, срабатывает дроссельный
клапан ДК и часть воды сбрасывается в дренаж.
Рис. 8.8. Принципиальная схема подпитки теплосети (а)
и пьезометрический график (б) этой теплосети:
СН - сетевой насос; ПБ - подпиточный бак; ПН - подпиточный насос;
РП - регулятор подпитки; ДК - дренажный (дроссельный) клапан; 1,2- задвижки,
регулирующие положение нейтральной точки N; s-s - линия статической зоны
211
На рис. 8.8, б показан пьезометрический график системы АВ CD,
AND - пьезометрический график на перемычке. В перемычке проис-
ходит постоянная циркуляция воды: из напорного патрубка к ней-
тральной точке N и к всасывающему патрубку в точке D. Регулиро-
ванием запорных органов (задвижек) 1 и 2 изменяется фиксируемое
давление в нейтральной точке N и, соответственно, статическое дав-
ление в системе.
Для поддержания постоянного давления в небольших теплосе-
тях, а также в системах отопления применяют расширительные баки
или гидрофоры. Расширительные баки устанавливают на высоте,
равной напору в нейтральной точке. Гидрофор представляет собой
закрытый сосуд, в котором вода находится под давлением газовой
или паровой подушки, равном фиксируемому давлению (или напо-
ру). Присоединяют расширительные баки и гидрофоры также на
всасывающей линии сетевых или циркуляционных насосов.
8.6. Гидравлический режим открытых систем
теплоснабжен ия
При открытых системах теплоснабжения в период водоразбора
расход воды в обратном теплопроводе теплосети меньше расхода в
подающем на величину водоразбора.
На рис. 8.9, а показан пьезометрический график открытой сис-
темы теплоснабжения, в которой абоненты оснащены авторегуля-
Рис. 8.9. Пьезометрический график открытой системы теплоснабжения (а)
и схема подключения абонентской установки (б):
1,2- положение пьезометрических линий при отсутствии водоразбора;
1,3 — положение линий при водоразборе не более 30% расхода воды в подающем
трубопроводе
212
торами, подключенными по принципу связанного регулирования
(см. рис. 2.7). Пьезометрический график в подающем трубопроводе
неизменяем при водоразборе и при его отсутствии, так как расход
воды у абонентов поддерживается постоянным с помощью РР.
При отсутствии водоразбора угол наклона пьезометрических
линий в подающем и обратном трубопроводе одинаков (линии 1 и 2
на рис. 8.9, а). При наличии водоразбора расход воды в обратном
трубопроводе уменьшается, уменьшаются потери напора и график
падения напора в обратном трубопроводе становится более пологим.
При полном водоразборе расход воды в обратном трубопроводе
У= 0, линия пьезометра принимает горизонтальное положение.
Рис. 8.10. Схема открытой системы теплоснабжения без регуляторов
расхода (б) и пьезометрический график этой системы (а):
ДЯД1-ДЯдз - дросселирующие напоры на вводах;
ДЯ, - потеря напора в элеваторе; Д//пэ, ЬНт - располагаемые напоры
в подающем и обратном трубопроводах у элеватора
213
При отсутствии автоматического регулирования на абонентских
вводах водоразбор из теплосети вызывает перераспределение расхо-
да в подающем и обратном трубопроводах, соответственно изменя-
ется и положение линий пьезометров.В этом случае центральное
регулирование возможно осуществлять в том случае, если степень
изменения расхода воды через отопительные системы будет одина-
ковой для всех абонентов. Для этого необходимо соблюдение сле-
дующих условий:
а) полные напоры в подающем трубопроводе перед элеваторами
у всех абонентов должны быть одинаковыми;
б) полные напоры в обратных трубопроводах после отопитель-
ных установок должны быть одинаковыми у всех абонентов;
в) водоразбор из подающего трубопровода должен осуществ-
ляться перед элеватором системы отопления.
Равенство полных напоров в подающем и обратном трубопро-
водах вводов теплосети осуществляется при наладке систем уста-
новкой диафрагм. На рис. 8.10 показана схема такой системы тепло-
снабжения с абонентами, отрегулированными установкой диафрагм
на подающих и обратных трубопроводах ввода теплосети.
8.7. Насосные подстанции
При сложном рельефе местности, значительной протяженности
тепловой сети и недостаточном давлении в сети во многих случаях
необходимо сооружение насосных и дросселирующих подстанций.
На дросселирующих подстанциях (рис. 8.11) при гидростати-
ческом режиме с помощью регулятора давления РПЬ подпиточного
насоса ПНг с регулятором подпитки РП2 поддерживаются разные
уровни статических напоров в системе. При этом обратный клапан
или мембранный клапан рассечки на подающем трубопроводе за-
крыт. Это бывает необходимо при повышающемся рельефе мест-
ности от источника тепла к конечным участкам сети. При гидроди-
намическом режиме с помощью регулятора давления до себя
(РДДС) поддерживается заданный напор в обратной линии 2 верх-
ней статической зоны, обратный клапан (или клапан рассечки) при
этом открыт. Без РДДС пьезометрические линии заняли бы поло-
жение 1.
В случае понижения рельефа местности от источника тепла
к конечным потребителям напор в обратном трубопроводе конеч-
ных потребителей может возрастать до недопустимой величины. Для
214
Рис. 8.11. Принципиальная схема тепловой сети с дросселирующей
подстанцией на обратном трубопроводе и двумя статическими зонами:
Nb N2 - нейтральные точки; РДДС - регулятор давления «до себя»; МКР - мем-
бранный клапан рассечки; Н„, На - статический напор в нижней и верхней зоне;
1 - положение пьезометрических линий без регулятора РДДС; 2 - то же с регу-
лятором; I, II - здания, подключаемые к теплосети; ПН - подпиточный насос;
РП (РД) - регулятор подпитки (регулятор давления)
снижения напора в определенном месте на обратном трубопроводе
может быть установлена понижающая подкачивающая насосная
подстанция (рис. 8.12). Насос подстанции будет понижать напор в
обратном трубопроводе теплосети для конечных абонентов II (пье-
зометрические линии 1 при автоматизированных абонентских вво-
дах), при неавтоматизированных вводах произойдет перераспреде-
ление напоров во всей сети (положение пьезометрических линий 2).
При необходимости создания независимой статической зоны
S2-S2 на обратном трубопроводе на насосной подстанции устанав-
ливается регулятор подпитки РПг, который в статическом режиме
215
Рис. 8.12. Принципиальная схема тепловой сети с насосной под-
станциейна обратном трубопроводе и пьезометрический график
этой сети:
РП2 - регулятор подпитки; НП - насос подстанции; $2 - положение
линий статического напора; 1 - положение пьезометрических линий в
подающем и обратном трубопроводах при автоматизированных або-
нентских вводах; 2 - то же при неавтоматизированных вводах; 3 - то
же при отсутствии насосной станции
будет перепускать часть воды из верхней зоны поддерживая
уровень s2-S2 в нижней зоне. Контроль статического напора осуще-
ствляется по напору в точке регулятором подпитки РП2 и клапа-
ном рассечки МКР.
Насосные подстанции на подающем трубопроводе применяют
при протяженных теплопроводах и подъеме рельефа местности от
источника тепла в направлении теплосети.
216
На схеме теплосети, изображенной на рис. 8.13, у конечных по-
требителей П имеет место недостающий напор в подающем трубо-
проводе теплосети. Располагаемые напоры повышаются с установ-
кой повысительной насосной подстанции НП. Это также можно
осуществить повышением напора сетевых насосов у источника теп-
ла от величины Нсп до Нён, тогда линия напоров в подающем трубо-
проводе займет положение 4. Однако такое решение не всегда целе-
сообразно из условия допустимой прочности теплоподготовительно-
го оборудования и трубопроводов теплосети, большей мощности
электроприводов сетевых насосов.
Рис. 8.13. Принципиальная схема тепловой сети с насосной под-
станцией на подающем трубопроводе и пьезометрический график
этой сети:
1 - пьезометрические линии при автоматизированных абонентских вводах;
2 - то же при неавтоматизированных вводах; 3 - то же без насосной станции
Подкачивающие насосные подстанции могут быть установлены
одновременно на обеих магистралях. Подача подкачивающих насо-
сов принимается по расходу воды на участке сети в месте установки
насосов. Напор насосов определяется по пьезометрическому графику.
На рис. 8.14 приведены принципиальная схема и пьезометриче-
ский график протяженной теплосети с двумя насосными подстан-
циями - на подающей и обратной магистралях.
Если сохранять уклоны и не устанавливать подкачивающие
станции, то напор сетевых насосов будет Яен = 140 + 40 + 40 = 220 м,
217
что недопустимо из условия прочности трубопроводов, так как мак-
симальный пьезометрический напор составит 210 м. Напор в обрат-
ной линии в конце теплосети равен 100 м, что является пределом
даже при подключении абонентов по независимой схеме. При уста-
новке насосных подстанций напор сетевых насосов будет равен
140 м, а максимальный напор в подающем коллекторе сети составит
130 м, напор в обратном трубопроводе в конце теплосети составит
60 м. В результате применения насосных подстанций сохраняется
допустимое давление в теплосети.
Рис. 8.14. Принципиальная схема и пьезометрический график тепловой
сети большой протяженности:
НПп - насосная подстанция на подающей магистрали; НЦ, - то же на обратной ма-
гистрали; Нт - напор сетевых насосов; Нт - напор повысительной станции на по-
дающем трубопроводе; Нт - то же на обратном трубопроводе; 1 - линии пьезомет-
рического напора при включении насосных подстанций; 2 - то же без насосных
подстанций
8.8. Определение параметров сетевых,
подпиточных и конденсатных насосов
8.8.1. Сетевые насосы
Напор сетевых насосов водяной тепловой сети определяется по
выражению
Яси = АЯет + +АЯаб, (8.13)
218
где Нт - потеря напора, м, в водоподогревательной установке ис-
точника теплоты, в пиковой котельной и в станционных комму-
никациях;
Hi tot = АЯП + ДЯ0 - потери напора в подающем и обратном теп-
лопроводах сети; принимаются из гидравлического расчета;
ДЯаб - потери напора в абонентских установках, зависят от схе-
мы включения в сеть.
Напор сетевых насосов для летнего режима
HsCH=HCH-(Gsd/Gd)2, (8.14)
где Gd и Gd - расходы сетевой воды соответственно в летний и зим-
ний периоды, кг/с.
Подача сетевых насосов принимается равной расчетным расхо-
дам сетевой воды для зимнего и летнего периодов.
Для летнего периода в закрытых системах теплоснабжения ре-
комендуется устанавливать отдельный насосный агрегат.
Количество сетевых насосов должно быть не менее двух, из ко-
торых один является резервным; при пяти и более рабочих насосов
резервный не предусматривается.
При подборе насосов строится совместная гидравлическая ха-
рактеристика насосов и тепловой сети [5, рис. 4.14].
8.8.2. Подпиточные насосы
Напор подпиточных насосов в закрытой системе определяется
из условия поддержания в сети требуемого статического напора, а
также поддержания заданного напора на всасывающем коллекторе
сетевых насосов:
Яга=Яст-Яб + ДЯподп, (8.15)
где Her - статический напор в тепловой сети, уровень статической
линии, м;
Яб ~ превышение уровня воды в баках подпитки по отношению
к оси подпиточных насосов, м, принимается с условием недо-
пущения кавитации подпиточных насосов;
ДЯподп - потери напора в подпиточных трубопроводах, м.
Напор подпиточных насосов в открытых системах теплоснаб-
жения принимается исходя из статического напора и летнего режима
работы подпиточных насосов, выполняющих роль сетевых:
Я^=Яст+ДЯ^0/-Яб, (8.16)
219
где &HSi,tot - суммарные потери напора в подпиточной линии и теп-
ловой сети при летнем режиме работы системы.
Подача подпиточных насосов определяется из условий воспол-
нения утечки воды из системы теплоснабжения и регламентируется
отдельно для закрытых и открытых систем теплоснабжения
[17, п. 7.2.6-7.2.11].
Количество подпиточных насосов в закрытых системах должно
быть не менее двух, в открытых - не менее трех, один из них - ре-
зервный.
В узлах деления теплосети на разные статические зоны в закры-
тых системах допускается устанавливать один рабочий насос без
резерва, а в открытых - один рабочий и один резервный насосы.
8.8.3. Конденсатные насосы
Напор конденсатных насосов, установленных у потребителя для
откачки конденсата на станцию:
H№=AHk + Z, (8.17)
где &НК - потеря напора в конденсатопроводе от сборных баков до
приемного бака станции при расчетном расходе конденсата, м;
Z - разность геодезических отметок бака станции и бака абонен-
та (со знаком «плюс», если отметки бака станции выше, и со
знаком «минус», если отметка бака станции ниже отметки бака
у абонента).
Подача конденсатных насосов принимается по максимальному
часовому расходу конденсата. Количество насосов следует прини-
мать не менее двух, один из которых является резервным.
После подбора по каталогу типа и количества насосов строится
график совместной работы насосов в сети. Вначале в координатах
напор Н, м, - расход V, м3/ч, строится характеристика сети S (см.
рис. 8.5, п. 8.3), затем на график наносится характеристика принято-
го насоса. Точка пересечения расходной характеристики насоса и
характеристики сопротивления сети определяет параметры работы
насоса в сети. При необходимости параллельного присоединения
нескольких насосов суммарную характеристику находят складывая
подачи (расходы), при последовательном присоединении - склады-
вая напоры [20, пример 4.13].
220
9. РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ НА ПРОЧНОСТЬ
И КОМПЕНСАЦИЮ ТЕПЛОВЫХ УДЛИНЕНИЙ
Задачей расчета трубопроводов на прочность и компенсацию
температурных удлинений является определение требуемой толщи--
ны стенки трубы для заданного давления в трубопроводе, расстоя-
ний между неподвижными и подвижными опорами и напряжений,
возникающих от тепловых удлинений.
Толщина стенки трубы 8, м, при рабочем давлении определяется
по выражению
б=----------------------------------+с>
2104.[о].<р+Рр
(9.1)
где Рр - рабочее давление теплоносителя, Па;
de - наружный диаметр трубопровода, м;
[о] - допустимое напряжение в стенках труб от внутреннего
давления, Па [13, прил. 22];
Ф - коэффициент прочности продольного или спирального шва:
Ф = 0,7-1,0;
с - прибавка к расчетной толщине стенки трубы в зависимости
от допусков к толщине листа стали, обычно с = 0,0005 м.
Расчет трубопроводов производится на рабочее состояние:
- внутреннее давление теплоносителя принимают равным рабо-
чему;
- температуру стенки трубы - равной максимальной температуре
теплоносителя;
- расчетный вес трубы - равный весу трубы с водой и теплоизо-
ляционной конструкцией.
При расчете трубопровода на прочность учитывают следующие
виды нагрузок:
- внутреннее давление;
- вес трубопровода с водой и теплоизоляцией;
- ветровую нагрузку при надземной прокладке;
- силы упругой деформации в сильфонных или линзовых компен-
саторах;
- силы трения в сальниковых компенсаторах;
- силы трения в подвижных опорах;
- изгибающие моменты гибких компенсаторов.
221
9.1. Определение расстояний между подвижными
опорами
При определении изгибающих напряжений и деформаций в тру-
бопроводе при его размещении на опорах трубопровод следует рас-
сматривать как многопролетную балку (рис. 9.1).
Рис. 9.1. Эпюра изгибающих моментов многопролетного
трубопровода:
НО - неподвижная опора; ПО - подвижная опора
Максимальный изгибающий момент в трубопроводе, Н-м, дей-
ствует на опоре и равен
(9.2)
где q - удельная нагрузка на единицу длины трубопровода, равная
весу трубопровода с водой и изоляцией, Н/м; см. [13, прил. 11,
23];
/ - длина пролета (расстояние) между подвижными опорами, м.
При надземной прокладке необходимо учитывать и горизон-
тальную нагрузку от ветра:
qT=k^p-de, (9.3)
где к -аэродинамический коэффициент: к = 1,4-1,6;
w - скорость ветра, м/с;
р - плотность воздуха, кг/м3;
de - наружный диаметр изоляционной конструкции трубопрово-
да, м.
Суммарная величина удельной нагрузки
д = у/д2в+Яг- (9.4)
222
Изгибающий момент в середине пролета, Н-м:
Мп=^-. (9.5)
Стрела прогиба в середине пролета, м:
У=384 E J’ (9,б)
где Е - модуль продольной упругости стали:
Е= 19,6-Ю10 Па» 2-1011 Па;
J - центральный момент инерции сечения трубы:
J = 0,05(<74-^), м4.
Изгибающее напряжение в трубопроводе над опорой, Па:
• Мо g/2
и W 12-W’
(9-7)
где W - момент сопротивления поперечного сечения трубы, м3
[13, прил. 11].
Из выражения (9.7) определяется пролет (расстояние) между
подвижными опорами по допускаемому напряжению в стенке трубы
от изгиба, м [13, прил. 23]:
/= 12[p„]-1F
V Я
(9.8)
где [Ои] - допускаемое напряжение изгиба, Па; для предварительной
оценки величины [ои] можно принимать равной (0,4-0,5)-<р-[сг].
9.2. Определение нагрузок на опоры трубопроводов
Вертикальную нагрузку на опору трубопровода Fw Н, следует
определять по формуле
Fv=q-l,
(9-9)
где q, I - то же, что в формуле (9.2).
Схема нагрузок на опору приведена на рис. 9.2.
Горизонтальные осевые F^, Н, и боковые /%,, Н, нагрузки на
подвижные опоры трубопроводов от сил трения в опорах определя-
ют по формулам
F^^q-l, (9-Ю)
223
(9.11)
где цх и Ру - коэффициенты трения в опорах при перемещении опо-
ры вдоль оси трубы и под углом к оси [17, прил. Е];
q, I - то же, что в формуле (9.2).
Рис. 9.2. Схема нагрузок на опору:
1 - труба; 2 - опора; 3 - бетонная плита;
К*,, F),y - соответственно боковая и осевая нагрузка
Горизонтальные боковые нагрузки с учетом направления их
действия должны учитываться при расчете опор, расположенных
под гибкими компенсаторами, на расстоянии менее 40 Dy от угла
поворота или гибкого компенсатора.
При определении горизонтальной нагрузки на неподвижную
опору трубопровода необходимо учитывать следующее (рис. 9.3).
*РВДГ А /у
—G—о-------о-----о-----о—X—о-----------о—\
h h .X
Рис. 9.3. Схема участка трубопровода с указанием усилий,
действующих на неподвижную опору А
1. Сила трения в подвижных опорах N™, Н:
N}n = H-q-l, (9.12)
где ц - коэффициент трения в подвижных опорах;
/ - длина трубопровода от неподвижной опоры до компенсатора
или угла поворота при самокомпенсации, м.
224
2. Сила трения в сальниковых компенсаторах N}, Н, при их на-
личии
»гс 4000- н , /л 1
Nf ~ (9.13)
или
^=2^PpZcpc, (9.14)
где п - количество болтов компенсатора;
Ас - площадь поперечного сечения набивки сальникового ком-
пенсатора, м2, равная
4 = 0,785.(4"^), (9-15)
где - внутренний диаметр корпуса компенсатора, м;
d^ ~ наружный диаметр патрубка компенсатора, м;
1С - длина слоя сальниковой набивки по оси компенсатора, м;
Цс - коэффициент трения набивки о металл, равный 0,15;
Рр - рабочее давление теплоносителя, Па.
В качестве расчетной принимают большую величину, получен-
ную по формулам (9.13) и (9.14).
3. Осевая реакция сильфонных или линзовых компенсаторов, Н:
Np=N‘+NR, (9.16)
где Np - осевая реакция от внутреннего давления, Па, определяется
как
^=Рр.Р,=Рр.|(4-4).ф, (9.17)
где Fs - эффективная площадь поперечного сечения компенсато-
ра, м2;
dew.dt- соответственно больший и меньший диаметры гибкого
элемента компенсатора (по внутреннему обмеру), м;
<р - коэффициент, зависящий от размеров и толщины стенки
компенсатора;
Nr - осевая реакция от температурного удлинения, Н:
(9.18)
где Д/ - компенсирующая способность компенсатора, мм;
п - количество волн компенсатора;
R - жесткость компенсатора, Н/мм.
В Теплоснабжение
225
4. Неуравновешенные силы внутреннего давления при примене-
нии сальниковых компенсаторов, Н:
N™ = Pf-Fec, (9.19)
где F' - площадь поперечного сечения по наружному диаметру
патрубка сальникового компенсатора, м2.
Силы внутреннего давления передаются только на опоры, рас-
положенные между неуравновешенным сальниковым компенсато-
ром и поворотом трубы (рис. 9.4, а) между двумя смежными участ-
ками с разными диаметрами сальниковых компенсаторов (переход
диаметров труб) (рис. 9.4, б), на участке с задвижкой при ее закры-
тии (рис. 9.4, в) или с заглушкой (рис. 9.4, г).
в)
*-X~G---------ХЧ*1------Э~Х4
в Л 1г
б) г)
*-Х—<=--------Х->-----------------------------------X-II
h h h
А
-------X---
А А
Рис. 9.4. Схемы участков трубопроводов, на которых на неподвижную
опору Л действует неуравновешенная сила внутреннего давления
Для случая с переходом диаметров труб силу внутреннего дав-
ления определяют по формуле (9.19), где F° =F^ -Fec2 с направле-
нием силы в сторону меньшего диаметра.
5. Силы упругой деформации при гибких компенсаторах и са-
мокомпенсации, определяемые расчетом на компенсацию темпера-
турных удлинений.
6. Силы трения трубопроводов при перемещении трубы внутри
теплоизоляционной оболочки или силы трения оболочки о грунт при
бесканальной прокладке трубопроводов определяются по (6.2).
Результирующее усилие, Н, действующее на неподвижную опо-
ру, определяется уравнением
Nz = PpFec +iiqM + &S, (9.20)
226
где А/ - разность длин участков с обеих сторон от неподвижной
опоры до компенсатора или угла поворота, м;
А5 - разность сил трения сальниковых компенсаторов или сил
упругости гибких компенсаторов с обеих сторон неподвижной
опоры, Н. При этом меньшая сумма сил, за исключением не-
уравновешенных сил внутреннего давления, осевой реакции
сильфонных компенсаторов, принимается с коэффициентом 0,7.
При равенстве сил с обеих сторон неподвижной опоры в качест-
ве расчетной принимается сумма сил с одной стороны с коэффици-
ентом 0,3.
9.3. Компенсация температурных удлинений
При повышении температуры стенки трубы на Д7, °C, происхо-
дит расширение металла и вследствие этого возникают линейные
удлинения, м:
Д/ = а-/-Дт, (9.21)
где а - коэффициент линейного удлинения стали:
а= 12- 10~б 1/град;
I - длина рассматриваемого участка, м.
При отсутствии в трубопроводе компенсации линейного удли-
нения в стенке возникают большие напряжения ст, Па, величина ко-
торых определяется по закону Гука:
ст = £/, (9.22)
где Е - модуль продольной упругости (модуль упругости первого
рода; Е « 2- 10п Па (2-106 кГс/см2);
z - относительное сжатие (удлинение):
отсюда
ст = £а-Д/; (9.23)
ст = 2-10п-12-1(Г6ДГ = 24-105-Дг, Па (24-Д/, кГс/см2),
т.е. напряжение сжатия зависит от температуры, материала стенки
трубы и не зависит от длины трубы, ее диаметра и толщины стенки.
Усилие сжатия, Н, возникающее в трубопроводе от температур-
ных удлинений:
227
8*
(9.24)
* СЖ ~ ± тр 5
где Fjf - площадь поперечного сечения стенки трубы, м2.
Зависимость между действующим усилием и величиной дефор-
мации трубопровода от температуры на основе теории кривого бру-
са может быть представлена выражением
(9.25)
™ \y2ds ’
к
о К
где Рсж - сила, вызывающая деформацию, Н (рис. 9.5);
А/ - величина деформации по направлению действия силы, м:
A/ = 2(AZ/2);
у - расстояние элемента до линии действия силы, м;
ds - длина элемента участка, м;
J-центральный момент инерции сечения, м4:
J = 0,05(J4-J4); (9.26)
к - коэффициент понижения жесткости трубы из-за сплющива-
ния сечения (рис. 9.6):
(9'27)
где h - геометрическая характеристика изогнутого участка трубы:
. 8Л
Л = —2~,
Гт
8 - толщина стенки трубы, м;
R - радиус изгиба, м;
Гт - средний радиус поперечного сечения трубы, м:
<-8
г» =—---.
т 2
Изгибающий момент в элементе ds трубопровода, Н-м (рис. 9.5):
Л/ = РСЖ^. (9.30)
Возникающее напряжение от продольного изгиба, Па:
* ZW /л 1 \
°=~уГ’ <9-31)
где W- момент сопротивления поперечного сечения трубы, м3:
(9.28)
(9.29)
228
d4 -d*
W = Q,\^—^~. (9.32)
«e
Подставляя (9.25) в (9.30), a (9.30) и (9.32) - в (9.31), получаем
AZ-E-de-у-m
2/^
о K
(9.33)
где m - поправочный коэффициент напряжения (для гнутых гладких
отводов):
_ 2 / 5 + 6Л2
т 3fcN 18
0,9
или т=фг
(9.34)
Рис. 9.6. Схема сплющивания сечения трубы при изгибе
229
При применении жестких сварных колен (отводов), когда сплю-
щивания не наблюдается, величины к=\ и т- 1. В этом случае на-
пряжение изгиба от тепловых деформаций при жестком защемлении
концов участка трубопровода
M-E-de
У
(9.35)
где у - вылет компенсатора, м;
с - коэффициент, зависящий от типа компенсатора или участка
самокомпенсации. Значения коэффициента с для различных ти-
пов гнутых компенсаторов и самокомпенсации, в том числе и
для бесканальной прокладки, приведены в [10].
Расчетное температурное удлинение трубопровода Д/, м, для
надземной и канальной прокладок при определении размеров гибких
компенсаторов определяют по формуле (9.21), где Д/ есть перепад
температур, принимаемый как разность между расчетной темпера-
турой теплоносителя т и расчетной температурой наружного воздуха
для проектирования отопления t0, а I - расстояние между неподвиж-
ными опорами.
При определении напряжения изгиба в гнутом компенсаторе
при конкретных условиях расчетное тепловое удлинение Д/ опреде-
ляют при заданной температуре теплоносителя т и заданной темпе-
ратуре окружающей среды t0 (Гн - температура стенки трубы во вре-
мя монтажа, 4р - температура грунта на глубине заложения, tx - тем-
пература воздуха в канале и т.д.).
Расчет гибких компенсаторов и естественной компенсации за-
ключается в определении максимальных напряжений и усилий, воз-
никающих в опасных сечениях, а также в определении длин участ-
ков трубопровода между неподвижными опорами и геометрических
размеров компенсаторов.
Максимальные напряжения в опасном сечении не должны пре-
вышать допустимые напряжения на изгиб. Для самокомпенсации и
для компенсаторов со сварными отводами допустимые напряжения
могут быть рекомендованы:
- для паропроводов
Рр = 2,1-3,7 МПа и т < 425 °C [сти] = 60 МПа;
- для компенсации тепло- и паропроводов
Рр = 1,2-1,6 МПА и т < 200 °C [сти] = 80 МПа;
Рр = 0,8-1,2 МПА и т < 200 °C [ои] = 100-120 МПа;
Рр < 0,8 МПа и т < 200 °C [о„] = 140 МПа.
230
9.3.1. Расчет Г-образного компенсатора
Температурное удлинение длинного плеча (рис. 9.7)
Д/ = a-(xi
*~у,А
Рис. 9.7. Схема Г-образного компенсатора
Изгибающее напряжение в точке А будет наибольшим:
bd-E-de , , Л П
ст =--1+— .
I I nJ
(9.36)
9.3.2. Г-образный отвод с углом менее 90°
Считается, что Г-образный отвод может работать как компенса-
тор (естественная компенсация) при значении угла <р от 90 до 130°
(рис. 9.8).
Рис. 9.8. Схема Г-образного отвода с углом 90° < <р < 130°
Температурное удлинение длинного плеча
Д/ = а-(Т]-toJ-lx-
Напряжение в точке защемления А (у неподвижной опоры А)
а=Ы-Е• de _L5 .(!+1 + п+3 inр
I2 cosp и и-(и+1) )
(9.37)
231
9.3.3. П-образный компенсатор
Компенсирующая способность П-образного компенсатора мо-
жет быть увеличена вдвое при предварительной растяжке во время
монтажа на величину е, равную половине теплового удлинения ком-
пенсируемого участка, тогда расчетное тепловое удлинение
Д/р = е-Д/ = а-(т-/0)-£.
Изгибающие напряжения в т. А и т. В (рис. 9.9) определяются по
выражениям
M-E-de
1,5
3^ + 2---
И2-И1+1
MEde__________1,5_______
/2 (3«i + 2)(«2 -Ht + l) .
И1+1
(9.38)
(9.39)
Рис. 9.9. Схема П-образного компенсатора
Если и2 > 2пь то > ов, т.е. в реальных П-образных компенса-
торах наибольшее напряжение будет в спинке (на расстоянии /1).
При конструктивных расчетах, если известно расстояние между
неподвижными опорами, т.е. можно определить температурное уд-
линение Д/, необходимо определить вылет компенсатора /, предва-
рительно задавшись длиной спинки 1\.
Из формулы (9.35) находим
Al-E-de
с
(9.40)
где значения с приведены в (9.38) и (9.39).
Расчет П-образного компенсатора также можно проводить по
ранее приведенной формуле (9.33):
232
o =-------,
о K
где
\У^- = 1. (3,14/?Z2 - 2,287?2Z+1,47?3) +
о k к
+O,67/3 + 4Z2 - 4R12 + 2R2l - 1,33R3.
В этом выражении Z есть вылет, a Zj - спинка компенсатора, см.
рис. 9.9.
На практике расчет изгибающих напряжений в гнутых компен-
саторах и участках естественной компенсации производят по номо-
граммам, составленным для различных параметров и размеров. Так-
же по этим номограммам определяют размеры компенсаторов при
конструктивных расчетах, задаваясь допустимым напряжением [ст] и
длиной компенсируемого участка.
233
10. ТЕПЛОВАЯ ИЗОЛЯЦИЯ И ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ
Резкое повышение цен на топливо вынуждает самым серьезным
образом заниматься проблемой экономии тепловой энергии во всех
сферах ее применения, особенно в тепловых сетях. Здесь одним из
способов экономии тепла является тепловая изоляция трубопроводов.
Основным недостатком существующих тепловых сетей является
гидрофильность тепловой изоляции. Проникающая в изоляцию вода
вызывает увеличение потерь тепла, а также способствует коррозии
наружной поверхности труб.
Уменьшение потерь тепла трубопроводами тепловых сетей за-
висит не только от теплотехнических свойств тепловой изоляции, но
и от качества монтажных работ по теплоизоляции, а также от усло-
вий эксплуатации тепловых сетей (состав грунтов, наличие и хими-
ческий состав грунтовых вод, эффективность защиты от проникно-
вения грунтовых вод к теплопроводам и т.д.).
Важным моментом является правильное проектирование тепло-
вой изоляции, выбор теплоизоляционной конструкции и ее тепловой
расчет.
10.1. Требования, предъявляемые
к теплоизоляционным материалам, и их свойства
Теплоизоляционные материалы и конструкции предназначены
для уменьшения потерь тепла трубопроводами и оборудованием те-
пловых сетей, поддержания заданной температуры теплоносителя, а
также недопущения высокой температуры на поверхности тепло-
проводов и оборудования.
Уменьшение транспортных потерь тепла является главнейшим
средством экономии топлива. С учетом сравнительно небольших
затрат на теплоизоляцию трубопроводов (5-8% от капиталовложе-
ний в строительство тепловых сетей) очень важным в вопросах со-
хранения транспортируемого тепла по трубопроводам является их
тепловая изоляция высококачественными и эффективными тепло-
изоляционными материалами.
Теплоизоляционные материалы и конструкции непосредственно
контактируют с окружающей средой, характеризующейся колебания-
ми температуры, влажности, а при подземных прокладках - агрессив-
ными действиями грунтовых вод по отношению к поверхности труб.
Теплоизоляционные конструкции изготавливают из специальных
материалов, главное свойство которых - малая теплопроводность.
234
В соответствии с [16] для основного слоя теплоизоляционных
конструкций для всех видов прокладок, кроме бесканальной, следу-
ет применять материалы со средней плотностью не более 200 кг/м3 и
теплопроводностью не более 0,06 Вт/(м °C) при температуре мате-
риала 25 °C. При бесканальной прокладке - соответственно не более
400 кг/м3 и 0,07 Вт/(м °C).
Другим важным свойством теплоизоляционных материалов яв-
ляется их устойчивость к действию температур до 200 °C без потерь
своих физических свойств и структуры. Материалы не должны раз-
лагаться с выделением вредных веществ, а также веществ, способст-
вующих коррозии поверхности труб и оборудования (кислоты, ще-
лочи, агрессивные газы, сернистые соединения и т.п.).
Также важными свойствами являются водопоглощение и гид-
рофобность (водоотталкивание). Увлажнение тепловой изоляции
резко повышает ее коэффициент теплопроводности вследствие вы-
теснения воздуха водой. Кроме того, растворенные в воде кислород
и углекислота способствуют коррозии наружной поверхности труб и
оборудования.
Воздухопроницание теплоизоляционного материала также не-
обходимо учитывать при проектировании и изготовлении теплоизо-
ляционной конструкции, которая должна обладать соответствующей
герметичностью, не допуская проникновения влажного воздуха.
Теплоизоляционные материалы также должны обладать повы-
шенным электросопротивлением, не допуская попадания блуждаю-
щих токов к поверхности трубопроводов, особенно при бесканаль-
ных прокладках, что вызывает электрокоррозию труб.
Теплоизоляционные материалы должны быть достаточно био-
стойкими, т.е. не подвергаться гниению, действию грызунов и изме-
нениям структуры и свойств во времени.
Индустриальность в изготовлении теплоизоляционных конст-
рукций является одним из главных характеристик теплоизоляцион-
ных материалов. Покрытие трубопроводов тепловой изоляцией по
возможности должно осуществляться на заводах механизированным
способом. Это существенно уменьшает трудозатраты, сроки монта-
жа и повышает качество теплоизоляционной конструкции. Изоляция
стыковых соединений, оборудования, ответвлений и запорной арма-
туры должна производиться ранее заготовленными частями с меха-
низированной сборкой на месте монтажа.
Теплотехнические свойства теплоизоляционных материалов
ухудшаются при увеличении их плотности, поэтому минераловат-
235
ные изделия не следует подвергать чрезмерному уплотнению. Дета-
ли крепления тепловой изоляции (бандажи, сетка, проволока, стяж-
ки) должны изготавливаться из агрессивно стойких материалов или
с соответствующим покрытием, противостоящим коррозии.
И, наконец, теплоизоляционные материалы и конструкции долж-
ны иметь невысокую стоимость, их применение должно быть эко-
номически оправданным.
10.2. Теплоизоляционные материалы, изделия
и конструкции при надземной и подземной
прокладке тепловых сетей в каналах
10.2.1. Теплоизоляционные материалы
Одним из основных теплоизоляционных материалов в настоя-
щее время для тепловой изоляции трубопроводов и оборудования
теплосетей является минеральная вата и изделия из нее. Минераль-
ная вата представляет собой тонковолокнистый материал, полу-
чаемый из расплава горных пород, металлургических шлаков или
их смеси. В частности, широко применяются базальтовая вата и
изделия из нее.
Из минеральной ваты путем уплотнения и добавки синтетиче-
ских или органических (битум) связующих или прошивки синтети-
ческими нитями изготавливают различные маты, плиты, полуцилин-
дры, сегменты и шнуры.
Маты минераловатные прошивные изготавливают без обкладок
и с обкладками из асбестовой ткани, стеклоткани, стекловолокни-
стого холста, гофрированного или кровельного картона, упаковоч-
ной или мешочной бумаги.
В зависимости от плотности различают жесткие, полужесткие и
мягкие изделия. Из жестких материалов изготавливают цилиндры с
разрезом по образующей, полуцилиндры для изоляции труб малых
диаметром (до 250 мм) и сегменты - для труб диаметров более
250 мм. Для изоляции труб больших диаметров применяют маты
вертикально-слоистые, наклеенные на покровный материал, а также
маты прошивные из минеральной ваты на металлической сетке.
Для теплоизоляции на месте монтажа стыков трубопроводов, и
также компенсаторов, запорной арматуры изготавливается шнур те-
плоизоляционный из минеральной ваты, который представляет со-
бой сетчатую трубку, как правило из стеклоткани, плотно наполнен
ную минеральной ватой. Теплопроводность изделий из минераль-
236
ной ваты зависит от марки (по плотности) и колеблется в пределах
0,044-0,049 Вт/(м °C) при температуре 25 °C.
Стеклянная вата представляет собой тонковолокнистый матери-
ал, получаемый из расплавленной стеклянной шихты путем непре-
рывного вытягивания стекловолокна, а также центробежно-
фильерно-дутьевым способом. Из стеклянной ваты методом формо-
вания и склеивания синтетическими смолами изготавливают плиты
и маты жесткие, полужесткие и мягкие. Изготавливаются также ма-
ты и плиты без связующего, прошитые стеклянной или синтетиче-
ской нитью.
Величина коэффициента теплопроводности изделий из стекло-
ваты также зависит от плотности и колеблется в пределах 0,041-
0,074 Вт/(м °C).
В качестве оберточного и покровного материала широкое при-
менение находят холст стекловолокнистый (нетканый рулонный ма-
териал на синтетическом связующем) и полотно холстопрошивное
из отходов стекловолокна, представляющее собой многослойный
холст, прошитый стеклонитями.
Все более широкое применение в качестве основного теплоизо-
ляционного слоя находят пенопласты. Пенопласты представляют
собой пористые газонаполненные полимерные материалы, техноло-
гия изготовления которых основана на вспенивании полимеров га-
зами, образующимися в результате химических реакций между от-
дельными смешивающимися компонентами. Из пенопластов, допус-
каемых к применению для изоляции теплопроводов, следует
упомянуть фенолформальдегидные пенопласты ФРП-1 и ризопен,
изготавливаемые из резольной смолы ФРВ-1А или резоцела и вспе-
нивающегося компонента ВАГ-3. Из этого материала изготавлива-
ются цилиндры, полуцилиндры, сегменты, изолированные фасонные
части марок ФРП-1 и ризопен. Теплопроводность составляет 0,043-
0,046 Вт/(м°С) при 20 °C.
Наиболее перспективно применение пенополиуретановых мате-
риалов, получаемых в результате смешения, различных полиэфиров,
изоцианатов и вспенивающих добавок.
Нанесение пенопластовой изоляции производится на заводах
путем заливки в формы или набрызга на поверхность труб. Изоля-
ция стыков, фасонных частей, арматуры и др. возможно на месте
монтажа трубопровода путем заливки в опалубку или в скорлупы
жидкой вспененной массы с последующим быстрым твердением пе-
ноизоляции.
237
В [15, табл. Al] приведены теплоизоляционные материалы, ре-
комендуемые для применения в Республике Беларусь.
10.2.2. Теплоизоляционные конструкции
Теплоизоляционные конструкции включают в себя защитное
покрытие поверхности труб от коррозии, основной слой изоляции
(несколько слоев) и защитное покрытие (покровный слой), предо-
храняющие основной слой теплоизоляции от механических повреж-
дений, воздействия атмосферных осадков и агрессивных сред. К за-
щитному покрытию относятся также средства и детали крепления
покровного слоя и изоляции в целом.
Выбор защитного покрытия поверхности труб от коррозии про-
изводится в зависимости от способа прокладки, вида агрессивных
воздействий на поверхность и от конструкции тепловой изоляции [6,
прил. 5].
Наиболее распространенными являются масляно-битумные по-
крытия по грунту, а также покрытия изолом или бризолом по изоль-
ной мастике.
Весьма эффективным является стеклоэмалевое покрытие, со-
стоящее из смеси кварцевого песка, полевого шпата, глинозема,
буры и соды. Для повышения сцепления с металлом в состав вво-
дят оксиды никеля, хрома, меди и другие добавки. Водный густой
состав наносится на поверхность трубы, высушивается и оплавля-
ется на поверхности трубы в кольцевом электромагнитном индук-
торе при температуре около 800 °C. Стыковые соединения труб
могут покрываться эмалью при помощи передвижных установок.
Недорогим антикоррозийным средством является покрытие крас-
кой ЭФАЖС на эпоксидной смоле. Находят применение другие
эпоксидные эмали. Для теплопроводов, находящихся в жестких
температурно-влажностных условиях, весьма эффективна металли-
зация поверхности алюминием газотермическим способом. Алю-
миниевое покрытие наносится на поверхность трубы при помощи
газопламенных или электродуговых аппаратов газовой или воз-
душной струей. Установка по металлизации алюминием может
входить в поточно-механизированную линию по теплоизоляции
труб.
Перед нанесением антикоррозионного покрытия поверхность
труб зачищается от коррозии и окалины механическими щетками
или пескоструйными аппаратами и при необходимости обезжирива-
ется органическими растворителями.
238
Полносборные теплоизоляционные конструкции - наиболее
индустриальный вид изоляции - изготавливаются на заводе, с про-
тивокоррозионной обработкой труб и креплением покровного слоя
поверх основного слоя изоляции. Изоляция стыков, фасонных час-
тей, арматуры, компенсаторов и др. производится после монтажа’
всех элементов участка теплосети из заготовленных на заводе штуч-
ных теплоизоляционных изделий.
Сборные комплектные теплоизоляционные конструкции
представляют собой полный комплектный набор теплоизоляцион-
ных изделий, элементов покрытия и крепежных деталей по размерам
и диаметрам.
В прил. 4 [6] приведены конструкции теплоизоляционные пол-
носборные и комплектные для тепловых сетей.
Подвесные теплоизоляционные конструкции - основной
способ теплоизоляции теплопроводов надземной и подземной ка-
нальной прокладки, выполняется из изделий минеральной ваты,
стекловаты, вулканитовых изделий, известково-кремниевых и дру-
гих материалов. В прил. 1 и 2 [6] приведены рекомендуемые мате-
риалы для основного слоя изоляции в зависимости от способа про-
кладки теплосети.
В настоящее время изготовление подвесных теплоизоляцион-
ных конструкций, как правило, осуществляется сборкой штучных
заготовок с закреплением покровным слоем и деталями крепления.
Сборка изоляционных конструкций на объекте монтажа из готовых
элементов (сегментов, полос, матов, скорлуп и полуцилиндров) свя-
зана с большой затратой ручного труда.
При монтаже теплоизоляции из мягких материалов (плит, ма-
тов) при нанесении покровного слоя неизбежно уплотнение мате-
риала теплоизоляционного слоя. Это должно учитываться при рас-
чете необходимого количества материала коэффициентом уплотне-
ния [16, табл. Б1].
Для изоляции запорной арматуры примененяются съемные
конструкции набивной изоляции в виде тюфяков, заполненных ми-
неральной или стеклянной ватой, перлитом и другим теплоизоля-
ционным материалом. Оболочка тюфяков изготавливается из стек-
лоткани.
Покровный слой при надземной прокладке на открытом возду-
хе, как правило, выполняет функции защитного покрытия от про-
никновения атмосферной влаги. Используются фольгоизол, фольго-
рубероид, армопластмассовые материалы, стеклотекстолит, стекло-
239
пластик, сталь листовая углеродистая и листовая оцинкованная, лис-
ты, ленты и фольга из алюминиевых сплавов [6, прил. 6 и 7].
При прокладке в непроходных каналах используют более деше-
вые армопластмассовые материалы: стеклотекстолит, стеклоплас-
тик, стеклорубероид, рубероид. В тоннелях допускается также при-
менять фольгоизол, фольгорубероид и алюминиевую фольгу дубли-
рованную.
При выборе материала для защитного покрытия в зависимости
от способа прокладки теплопроводов следует руководствоваться
нормами [15].
Крепление покровного слоя из листового металла производят
самонарезающимися винтами, планками или бандажами из упако-
вочной ленты или лентами из алюминиевого сплава. Оболочки ич
стеклопластика, фольги и других материалов крепят бандажами ич
алюминиевой или упаковочной ленты, оцинкованной стальной лен-
ты и проволоки. Покрытие из кровельной стали окрашивают атмо-
сферостойкими красками.
На рис. 10.1 приведен пример теплоизоляции трубопровода ми-
нераловатными матами.
Рис. 10.1. Тепловая изоляция трубопроводов минераловатными
матами на подвесках:
1,2- маты; 3 - подвеска; 4 - бандаж; 5 - сшивка; 6 - покровный слой
240
Оберточные конструкции выполняют из прошивных матов
или из мягких плит на синтетической связке, которые сшивают по-
перечными и продольными швами. Покровный слой крепится анало-
гично, как и в подвесной изоляции.
Оберточные конструкции в виде теплоизоляционных жгутов из.
минеральной или стеклянной ваты после наложения их на поверх-
ность также покрывают защитным слоем. Изолируют стыки, фасон-
ные части, арматуру.
Мастичная изоляция применяется для теплоизоляции на месте
монтажа арматуры и оборудования. Применяют порошкообразные
материалы: асбест, асбозурт, совелит. Замешенная на воде масса
вручную накладывается на предварительно нагретую изолируемую
поверхность. Применяется мастичная изоляция редко, как правило,
при ремонтных работах.
10.2.3. Теплоизоляционные материалы и конструкции
бесканальных прокладок
Применение бесканальных прокладок привлекает более простой
конструкцией и меньшей стоимостью по сравнению с прокладкой в
каналах, однако в этом случае требуется более тщательная гидро-
изоляция поверхности теплопровода вплоть до помещения изолиро-
ванной трубы в герметичную оболочку. Следует различать конст-
рукции бесканальных прокладок: засыпные, монолитные (литые) и
прокладки в предварительно изолированных трубах с герметичными
защитными оболочками.
Засыпные конструкции характеризуются тем, что смонтиро-
ванные трубопроводы с антикоррозийным покрытием, уложенные
в траншею, засыпаются теплоизоляционной массой. В качестве за-
сыпок используют керамзитовый гравий, перлит, асфальтоизол. По-
следний характеризуется тем, что при разогреве трубы теплоносите-
лем вокруг поверхности трубы создается тройной слой: оплавивший-
ся материал, который обволакивает поверхность трубы, являясь ан-
тикоррозионным слоем; далее идет пористая спекшаяся масса, яв-
ляющаяся теплоизоляционным слоем, и пескогравиеобразный пери-
ферийный слой засыпки, не изменяющий своих свойств (рис. 10.2).
При эксплуатации увлажняется в основном наружный слой и к по-
верхности трубы влага не проникает. Перемещение трубопровода
вследствие температурного удлинения происходит в вязком рас-
плавленном слое. Теплопроводность асфальтоизола колеблется от
0,085 Вт/(м °C) в сухом состоянии до 0,2 Вт/(м °C) - в увлажненном.
241
Рис. 10.2. Тепловая изоляция
из самоспекающегося порошка
(асфальтоизол):
1 - плотный слой; 2 - пористый
слой; 3 - порошкообразный слой
Для приготовления засыпки
в виде асфальтоизола могут при-
меняться отходы от переработ-
ки нефти.
Засыпную теплоизоляцию
из керамзита и перлита реко-
мендуется применять при сухих
и маловлажных грунтах с низ-
ким уровнем грунтовых вод.
Для защиты от поверхностных
вод обсыпку рекомендуется по-
крывать полиэтиленовой плен-
кой, изолом, рубероидом и дру-
гими рулонными материалами.
Находит применение засып-
ка гидрофобизированным ме-
лом. Перед обработкой в шаровой мельнице мел смешивается с гид-
рофобизатором.
Засыпка мела производится в инвентарную опалубку, в которую
предварительно укладывается полиэтиленовая пленка. После об-
сыпки трубопровода и уплотнения пленкой внахлест укрывают изо-
лированный трубопровод. Коэффициент теплопроводности гидро-
фобизированного мела в среднем 0,086 Вт/(м °C).
Монолитные теплоизоляционные конструкции получили са-
мое широкое распространение.
Примером такой конструкции является армопенобетонная обо-
лочка, разработанная в Ленинграде и широко применяемая с 1948 г.
Ее изготовление и покрытие труб производятся индустриальным
способом на специализированных заводах. Армирование, заливка
пенобетоном в формы и автоклавная обработка производится на по-
точной линии. В бетон добавляют пенообразователь (столярный
клей, канифоль и кальцинированная сода). Гидрозащитное покрытие
выполняется в виде трех слоев бризола на битумно-резиновой мас-
тике. Защитный слой - асбестоцементная штукатурка по проволоч-
ной сетке. В других случаях защитный слой выполняется из двух-
трех слоев стеклоткани по битумно-резиновой мастике (рис. 10.3).
Тепловое удлинение труб в изоляции из армопенобетона проис-
ходит вместе с изоляцией.
Стыки труб изолируют по месту монтажа скорлупами или сег-
ментами из пенобетона, фенольного поропласта или газобетона.
242
Теплопроводность пенобетона составляет 0,093-0,116 Вт/(м °C).
Высокая индустриальность изготовления изоляции в монолит-
ной оболочке из армопенобетона явилась результатом широкого
внедрения этого метода строительства бесканальных теплопро-
водов.
Другим широко распространенным способом индустриального
строительства тепловых сетей являются бесканальные прокладки в
битумоперлитной оболочке. Изготовление битумоперлитной смеси,
нанесение на поверхность трубы, уплотнение и покрытие рулонным
материалом осуществляются на поточной линии.
Рис. 10.3. Прокладки трубопроводов в изоляции из монолитного армо-
пенобетона:
J - трубопровод; 2 - спиральная арматура; 3 - армопенобетон; }4 - полуцилиндр
для изоляции мест стыков; 5 - гидроизоляционный слой; 6 - штукатурный слой;
7 - грунт; 8 - гравийная подготовка; 9 - стержневая арматура
Вследствие малого сцепления битумоперлита с поверхностью
трубы тепловые удлинения происходят внутри изоляции.
При этом способе изоляции необходимо осуществлять усилен-
ное антикоррозийное покрытие труб с учетом возможности проник-
новения влаги к поверхности труб через изоляцию. Невысокая стои-
мость изоляционной конструкции и индустриальность ее изготовле-
ния явились следствием широкого применения битумоперлитной
теплоизоляции.
Теплопроводность материала также зависит от плотности и ко-
леблется в пределах 0,08-0,15 Вт/(м °C).
Разработано и применяется большое количество материалов для
монолитной теплоизоляции при бесканальных прокладках: пенобе-
тон, пенополимербетон, перлитобетон, керамзитобетон, асфальтоке-
рамзитобетон, газосиликат, пеностекло и др.
243
Пенопласты. Применение пенопластов для тепловой изоляции
трубопроводов теплосетей сдерживалось вследствие их низкой тем-
пературоустойчивости и высокого водопоглощения. Разработаны и
применяются композиционные полимерные органические материа-
лы с различными добавками, значительно улучшающими их тепло-
технические качества.
Например, ЛенЗНИИЭП предложил фенольный поропласт ФЛ
на основе фенолформальдегидной смолы, керосинового контакта
Петрова, мочевины, поверхностно-активного вещества ОП-7, алю-
миниевого порошка и ортофосфорной кислоты. Однако из-за высо-
кого водопоглощения требуется хорошая гидроизоляция поверхно-
сти труб. Разработанная технология механизированного покрытия
труб изоляционным и гидроизоляционным слоем позволяет достичь
высокой степени индустриализации строительства теплосетей. Бла-
годаря высокой адгезии поропласта с поверхностью трубы тепловые
удлинения происходят совместно с изоляцией.
ВНИПИэнергопромом разработано производство теплопроводов
в изоляции из пенополимербетона (ППБИ) методом формования и
напыления. ППБИ представляет собой новый вид теплогидроизоля-
ции на основе химических органических продуктов и минеральных
наполнителей и предназначается для изоляции бесканально проло-
женных теплопроводов с температурой теплоносителя до 150 °C.
Конструкция изоляции монолитная трехслойная: антикоррози-
онный слой плотностью 800-1000 кг/м3, средний теплоизоляцион-
ный плотностью 200-300 кг/м3, X = 0,07 Вт/(м °C) (толщина опреде-
ляется расчетом) и наружный гидрозащитный слой высокой прочно-
сти. Все три слоя образуются одновременно при формовании за
один цикл.
Высокая индустриальность изготовления конструкции позволя-
ет вести монтаж трубопроводов «с колес».
В последнее время получили широкое развитие бесканальные
прокладки с применением предварительно изолированных труб в
заводских условиях по типу «труба в трубе», т.е. в полиэтиленовую
трубу-оболочку соосно помещают стальную трубу, кольцевое про-
странство заполняют пеноизоляцией с достаточно низким коэффи-
циентом теплопроводности (пенополиуретан). Разработанные гер-
метичные конструкции предызолированных труб предохраняю!'
изоляцию и поверхность трубы от проникновения почвенной влаги.
Таким образом, поверхность трубы надежно защищена от наружной
коррозии (см. рис. 6.12, раздел 6.5).
244
10.3. Тепловой расчет изоляции
10.3.1. Основные расчетные зависимости
В задачу теплового расчета изоляции входит:
а) определение требуемой толщины основного слоя изоляцион-
ной конструкции по заданным (нормированным) теплопотерям;
б) определение потерь тепла теплопроводом при известной кон-
струкции тепловой изоляции и толщине ее основного слоя;
в) расчет температур на поверхности теплоизоляционной конст-
рукции и воздуха в канале;
г) расчет температурного поля грунта вокруг теплопровода;
д) определение падения температуры теплоносителя по длине
теплопровода;
е) расчет экономической толщины основного слоя изоляцион-
ной конструкции.
Тепловой расчет изоляции может вестись:
а) по нормированной плотности теплового потока через изоли-
рованную поверхность теплопровода (нормированные теплопотери);
б) заданной величине понижения температуры пара (паропрово-
ды);
в) заданному количеству конденсата в паропроводах;
г) заданной температуре на поверхности изоляции.
Исходными данными при тепловых расчетах являются темпера-
тура теплоносителя, теплофизические характеристики слоев тепло-
изоляционной конструкции, грунта и канала при подземной про-
кладке, температура окружающей среды (грунта, воздуха).
Уравнение для определения потерь тепла, Вт:
(Ю.1)
В этой формуле Р - коэффициент, учитывающий дополнитель-
ные потери тепла изолированными опорами, арматурой, фасонными
частями, компенсаторами. Величину р следует принимать:
• при бесканальной прокладке в предызолированных трубах
р=1,00;
• при надземной прокладке, а также подземной в тоннелях и ка-
налах Р = 1,2 для трубопроводов условным проходом до 150 мм
и Р = 1,15 для трубопроводов условным проходом более 150 мм
[15, табл. 1].
245
Длина теплопровода I, м, принимается по генплану как расчет-
ная длина участка. При наличии П-образных компенсаторов при
расчете значения I cn&jsyet учитывать реальную длину теплопровода
с учетом вылетов компенсаторов.
За расчетную температуру теплоносителя т, °C, следует прини-
мать:
- для водяных сетей - среднегодовую температуру сетевой воды;
- паровых сетей - среднюю по длине паропровода максимальную
температуру пара;
- конденсатопроводов и сетей горячего водоснабжения - макси-
мальную температуру конденсата или горячей воды.
Среднегодовая температура сетевой воды определяется по вы-
ражению
^Т1П1 + Т2И2 + ...+ Т12И12
ср'год и1 + п2+...+и]2
где ti, Т2, ..., tn - средние температуры сетевой воды по месяцам
года, определяемые по графику центрального качественного ре-
гулирования в зависимости от среднемесячных температур на-
ружного воздуха;
ni, п2,..., «12 - продолжительность в часах каждого месяца.
За расчетную температуру t0, °C, окружающей среды необходи-
мо принимать:
- в тоннелях - 40 °C;
- при прокладке теплопроводов в помещениях - согласно техни-
ческому заданию на проектирование, а при отсутствии данных -
20 °C;
- надземной прокладке - среднегодовую температуру наружного
воздуха для сетей, работающих в течение года. Ддя сетей, рабо-
тающих в отопительный период, - среднюю температуру на-
ружного воздуха за отопительный период;
- подземной прокладке в каналах или бесканально - среднегодовую
температуру грунта на глубине заложения оси трубопроводов.
Z/? является суммарным термическим сопротивлением,
(м °С)/Вт, на пути потока тепла от теплоносителя в канал или окру-
жающую среду. Например, при канальной прокладке полное терми-
ческое сопротивление потоку тепла от теплоносителя в окружаю-
щую среду (грунт) выражается в виде
^R = RBB +Rtp+Rm+Rn^ + Д, +RBX, +RK +Rrp, (10.3)
246
где /?вн + Rtp + Rm + /?пс + Rn - суммарное термическое сопротивле-
ние потоку тепла от теплоносителя к воздуху в канале;
^пк + + /?ф - суммарное термическое сопротивление потоку
тепла от воздуха в канале в окружающий грунт.
В практических расчетах термическими сопротивлениями на
внутренней поверхности трубы Rm и стенки трубы R^ пренебрегают
вследствие малости значений этих величин.
Термические сопротивления слоев изоляции Rm, покровного
слоя 7?пи стенок канала RK определяют по уравнению Фурье:
/? = -Лг1п^-
2лХ dt
(Ю.4)
где X - коэффициент теплопроводности слоя изоляции, покровного
слоя или стенки канала, Вт/м °C, определяется по прил. 1, 2 и 3 [6]
или [15, прил. А].
При бесканальной прокладке коэффициент теплопроводности
основного слоя теплоизоляционной конструкции Хю определяется по
формуле
Чз=**у, (10.5)
где X - коэффициент теплопроводности сухого материала основного
слоя, Вт/м °C;
Ку - поправочный коэффициент, учитывающий увеличение теп-
лопроводности от увлажнения [16, табл. 13]. Для бесканальной
прокладки с ПИ-трубами Ку = 1.
В формуле (10.4) <7В и <7Н - соответственно внутренний и наруж-
ный диаметры слоя изоляции и покровного слоя. Для канала с гео-
метрической формой, отличающейся от цилиндрической, внутренний
и наружный диаметры заменяют эквивалентными величинами, м:
d3=y-, (Ю.6)
где F - площадь поперечного сечения канала по внутреннему или
наружному обмеру, м2;
Р- периметр канала по внутреннему или наружному обмеру, м.
Термические сопротивления на поверхностях покровного слоя
изоляции R„ и канала RnK определяются по формуле
тшпа
247
где dn - диаметр поверхности изоляционной конструкции трубопро-
вода или эквивалентный диаметр канала, м;
а - коэффициент теплоотдачи на поверхности теплоизоляцион-
ной конструкции или канала, Вт/м2 °С, может определяться как
сумма а = ал + Or.
Коэффициент теплоотдачи излучением
/„+273? р0 + 273?
100 J I 100 J
/ц ~ /о
(10.8)
где С - коэффициент излучения, С=4,4-5,5 Вт^м2 К4);
t„ - температура излучающей поверхности, °C;
t0 - температура окружающей среды (воздуха в канале /к, внут-
реннего воздуха в помещении tB или наружного воздуха /„, °C).
Коэффициент теплоотдачи конвекцией a*, следует
определять:
а) при вынужденной конвекции или ветре со скоростью более
1 м/с и диаметре трубопровода более 0,3 м
W0’7
ак =4,65^-; (10.9)
б) при естественной конвекции
ак =1,16-4/^!!-А
(10.10)
Коэффициент теплоотдачи на поверхности теплоизоляционной
конструкции при практических расчетах допускается определять по
приближенным выражениям:
• для теплопроводов в закрытых помещениях и каналах с темпе-
ратурой на поверхности изоляции до 150 °C
а = 10,3+0,052-(/п-/0); (Ю-11)
• для теплопроводов на открытом воздухе
a = ll,6+7-Vw.
(10.12)
где w - скорость движения воздуха, м/с.
Допускается принимать величину а по [15, табл. 2], так как
ошибка при определении коэффициента теплоотдачи в 100% приво-
дит к ошибке в определении теплопотерь порядка 3-5%.
248
Термическое сопротивление грунта определяется по формуле
Форхгеймера:
R = 1
* 2^
In
2Л l(2h')2_1
dn mJ
(10.13)
где Хгр - коэффициент теплопроводности грунта, зависящий от типа
грунта и его влажности, принимается по [15, табл. 4];
h - глубина заложения оси трубопровода, м;
<7П - наружный диаметр поверхности теплопровода или эквива-
лентный диаметр канала, находящегося в соприкосновении с
грунтом, м.
При отношении h/da > 2 термическое сопротивление грунта мо-
жет определяться по приближенному выражению
р 1 . 4Л
* 2^^dn'
(10.14)
При глубине заложения теплопровода h < 0,7 м температурное
поле грунта и температура на поверхности грунта находятся под
влиянием температуры наружного воздуха. В этом случае при рас-
чете теплопотерь за температуру окружающей среды следует при-
нимать среднегодовую температуру наружного воздуха /0 = /?> год, а в
формулах (10.13) и (10.14) принимается приведенная глубина зало-
жения
hnp = h + h3, (10.15)
где Д, - эквивалентная глубина заложения трубопровода:
Лэ = Xjp/a, м;
а - коэффициент теплоотдачи на поверхности грунта:
а = 2-10Вт/(м2 °C).
Температура на поверхности теплоизоляционной конструкции
рассчитывается из уравнения теплового баланса, т.е. тепловой поток
от теплоносителя к поверхности теплопровода равен тепловому по-
току от поверхности в окружающую среду. Принимая R = Rm +
I- Rn.c, получаем
~ ~
Решая уравнение относительно tn, находим
249
TRn + toR
(10.16)
Температура на поверхности теплоизоляционной конструкции
трубопроводов, арматуры и оборудования, расположенных в произ-
водственных помещениях, тепловых пунктах и подвалах зданий,
должна быть:
• не более 45 °C - для трубопроводов тепловых сетей с темпера-
турой теплоносителя более 100 °C;
• не более 35 °C - для трубопроводов с температурой теплоноси-
теля 100 °C и менее.
При прокладках надземной и в тоннелях, в камерах и других
местах, в рабочей или обслуживаемой зоне температура на поверх-
ности теплоизоляционной конструкции не должна превышать 60 °C.
При нормируемой линейной плотности теплового потока через
поверхность изоляции 1 м теплопровода qs, Вт/м, толщина основно-
го слоя теплоизоляционной конструкции определяется по выраже-
ниям
Зю=^-(5-1), (10.17)
1пВ = 2лЛ,ю У/?----——- ,
L (ХпЛ-^+О,!^’
(10.18)
где В - dn/dn - отношение наружного диаметра изоляционного слоя
к наружному диаметру трубы;
- сопротивление теплопередачи от теплоносителя в окру-
жающую среду 1 м длины теплопровода, (м °С)/Вт:
__ тч> Iq
Ян
Толщина теплоизоляционного слоя, обеспечивающая заданную
температуру на поверхности изоляции, определяется по формуле
(10.17), причем В необходимо находить из выражения
„ 2Хиз(тс_-/н)
В1пВ= ,\-р—V1.
cu7H(fn ?0)
(10.19)
Величину линейной нормируемой плотности теплового потоки
принимать по [16, табл. 2-12].
Толщину основного слоя теплоизоляционной конструкции до-
пускается определять по упрощенной формуле
250
р2лА,из^1?_1
$ю=— 2 Ч-
(10.20)
Термическое сопротивление изоляционной конструкции Z7? оп-
ределяется также исходя из нормированной плотности теплового'
потока qH:
£/?=5=₽z£.
Ян
Расчетную толщину теплоизоляции из волокнистых материалов
и изделий следует округлять до значений, приведенных в таблице
прил. В, Г и Д [15].
Для теплоизоляционных конструкций из уплотняющихся мате-
риалов предусматривается уплотнение основного слоя до расчетных
значений, определяемых с учетом коэффициента уплотнения [16,
прил. Б].
В случае, если по расчету толщина изоляции больше предельно-
го значения, рекомендуемого [15, прил. В, Г и Д], следует применять
более эффективный материал.
При бесканальной прокладке предельная толщина теплоизоля-
ционной конструкции не нормируется.
10.3.2. Расчет теплопроводов надземной прокладки
При надземной прокладке на открытом воздухе или в производ-
ственных помещениях вследствие интенсивного движения воздуха у
теплопроводов нет заметного влияния тепловых потоков от сосед-
них теплопроводов.
Суммарное термическое сопротивление теплопровода равно
^/?=/гиз+/?пс+/?п.
Удельные потери тепла от изолированного теплопровода, Вт:
=~i------d---------------------Г"’ <1021)
__I__fa “н.из +_j__Infonx _|__!__
ЗтсХдо 2лХпс ^н.из TU/н.п.с^
где dH9 t/H.n.c - соответственно наружные диаметры трубы, ос-
новного слоя изоляции и покровного слоя, м.
Удельные потери теплоты от неизолированного теплопровода, Вт:
7неиз=^^. (10.22)
^неиз
251
Эффективность тепловой изоляции
П =
?неиз Чуз
Чнеиз
(10.23)
10.3.3. Тепловой расчет изоляции при канальной
прокладке
При совместной прокладке двух теплопроводов в канале тепло-
вой поток от одного теплопровода оказывает влияние на тепловой
поток соседнего теплопровода, что сказывается на температуре воз-
духа в канале. При установившемся тепловом потока от канала в
грунт, т.е. при достижении стационарного режима, количество теп-
ла, отдаваемого обоими теплопроводами в канал, будет равно коли-
честву тепла, отдаваемого каналом в грунт. Уравнение теплового
баланса запишем в следующем виде:
^1 Ас । ^2 Ас _ Ас^0
/?2 *0
(10.24)
Решив уравнение (10.24) относительно температуры воздуха н
канале /к, получим
t - Т1/'К1 + Т2/^2-|~то/-Ко
К l/^+l/^+l/^o ’
(10.25)
где Ri и R2 - термические сопротивления потоку тепла от теплоно-
сителя к воздуху канала для каждого теплопровода, (м °С)/Вт;
Rq - термическое сопротивление потоку тепла от воздуха в ка-
нале в окружающий грунт, равное сумме термических сопро-
тив-лений на поверхности канала /?п.к> стенки канала и грун-
та 2?^:
Ro ~ ^п.к + Rk + Rrp.
При прокладке каждого теплопровода в отдельном канале в ном
устанавливается температура воздуха, соответствующая потоку теп
ла от трубопровода. Уравнение (10.24) будет иметь вид
Ас — Ас А>
R Ro ’
(10.26)
и соответственно температура воздуха в канале будет
_т/7?+то/7?0
* 1/Я + 1//?о •
(10.27)
252
При двухтрубной тепловой сети с прокладкой каждого трубо-
провода в отдельном канале для более точного теплового расчета
необходимо учитывать взаимное влияние тепловых потоков от теп-
лопроводов в грунт.
Дополнительные термические сопротивления, учитывающие
взаимное влияние, определяются как и x|/2^i;2!
_ (т2 ~^о)-^п.1 ~(т1 ~*о)-^1;2
(Т1 ~ ^о)^п.2 - (Т2 “^о)^1;2
_ (Т1 ~А))^п,2 ~(Т2 ~ А>)^1;2
(Т2 — ?о)^п.1 ~ (Т1 ~ ^о)^1;2
(10.28)
(10.29)
ИЛИ \|/2 = 1Л|Л.
В этих выражениях:
Яп.1 = + Ro = Лиз1 + Rn.c + Rn + Rn.K + RK + Rrp - для подающей
грубы;
Л1.2 = Л2 + Ro = /?из2 + Лп.с + /?п + Я„.к + RK + R^ - для обратной тру-
бы.
R\2 ~ термическое сопротивле-
ние взаимного влияния тепловых
потоков трубопроводов в зависимо-
сти от глубины заложения оси теп-
лопроводов h и расстояния между
осями по горизонтали b (рис. 10.4):
/ / \2
Я1;2=-^-1п +1. (10.30)
Рис. 10.4. Пример прокладки
каждого теплопровода в от-
дельном канале
Полные термические сопротив-
ления для подающего и обратного
теплопроводов с учетом взаимного
влияния
Х-^2 ~ Rn.2 +'|/2^1;2-
10.3.4. Тепловой расчет изоляции при бесканальной
прокладке
При бесканальной прокладке необходимо учитывать возможные
увлажнения изоляционной конструкции. Значения поправочных ко-
253
эффициентов приводятся в [16, табл. 13] или [6, табл. 9, прил. 9].
Исключения составляют герметичные прокладки в оболочке из по-
лиэтиленовых труб с пенополиуретановой изоляцией.
При бесканальной прокладке в грунте вокруг каждой трубы соз-
дается температурное поле,- в которое попадает соседняя труба, т.е.
имеет место взаимное влияние тепловых потоков. Это учитывается
введением дополнительного термического сопротивления, опреде-
ляемого по выражению (10.30).
На основе формул для определения термических сопротивлений
и при разностях температур сетевой воды и грунта для подающего и
обратного трубопровода, равных Дт1 = тср.1 - и Дт2 = Тср.2 - /о» полу-
чены выражения для определения удельных потерь тепла:
’<1031)
g2=^RRR^~- (1032)
Л] • к2 - л1;2
В этих выражениях
У?! и Т?2 - суммарные термические сопротивления изоляции и
грунта соответственно для подающего и обратного трубопроводов;
Ri,2 - термическое сопротивление, учитывающее взаимное влия-
ние тепловых потоков, (м°С)/Вт, определяемое по выражению
(10.30).
10.3.5. Определение толщины изоляции
по температуре на поверхности
По заданной температуре на поверхности изоляционной конст-
рукции толщина основного слоя изоляции определяется не по тре-
бованиям экономии тепла, а из условий предохранения обслужи-
вающего персонала и людей, находящихся возле теплопроводов, от
ожогов при соприкосновении с поверхностью, а также от уменьше-
ния общих тепловыделений в производственных помещениях.
Температура поверхности изоляции, не вызывающая ожогов o i
соприкосновения с поверхностью, составляет примерно 55 °C при
металлическом покрытии и 65 °C при других покровных материалах.
Нормами [16] ограничивается температура на поверхности теп
лоизоляционной конструкции трубопроводов, арматуры и оборудо
вания в производственных помещениях (в том числе и в тепловых
пунктах) до 45 °C для трубопроводов с температурой теплоносителя
254
более 100 °C и 35 °C - для трубопроводов с температурой 100 °C и
менее.
При прокладке надземной, в тоннелях, камерах и других местах,
доступных для обслуживания, температура на поверхности тепло-
изоляционной конструкции не должна превышать 60 °C.
Для трубопроводов толщина слоя изоляции может определяться
по формуле
^из 1п ^из _ ^^из(^мак ~ ) (10 33)
<7Н dH ad№(tn- /0)
где тмак - максимальная (расчетная) температура теплоносителя, °C.
После определения по таблице [6, прил. 19] значения функции
х-1пх толщина изоляции определяется по формуле (10.17).
10.3.6. Определение температурного поля грунта
вокруг теплопроводов подземной прокладки
Температуру в любой точке грунта вокруг однотрубного беска-
нально проложенного теплопровода рассчитываем по формуле
t = t0
I x2+(y + h)2
V x2+(y-h)2’
(10.34)
q
2^
где x - расстояние по горизонтали от оси трубопровода до рассмат-
риваемой точки, м;
у - расстояние по вертикали от рассматриваемой точки до по-
верхности грунта, м;
h - глубина заложения оси трубопровода, м.
Температуру в любой точке грунта вокруг двухтрубного тепло-
провода бесканальной прокладки определяют по выражению
t=f in /^2+(y+/»)2 , <72 Ux~b)2+(y+hf
Г° + 2лХ1р1П)|х2+(у-й)2+2лХ1рШ)|(х-й)2+(у-й)2’
(10.35)
где q\ и q2 - соответственно удельные тепловые потоки от подаю-
щего и обратного теплопроводов в грунте, Вт/м;
х и у - расстояние рассматриваемой точки от оси подающего
трубопровода и от поверхности грунта, м;
Ъ - расстояние между осями теплопроводов, м.
По выражению (10.35) также можно производить расчет темпе-
ратурного поля при канальной прокладке, при этом за температуру
теплоносителя следует принимать температуру воздуха в канале, а
255
за термическое сопротивление - сумму термических сопротивлений
на поверхности канала, стенки канала и грунта.
При определении температуры грунта в температурном поле
подземных теплопроводов температуру теплоносителя следует при-
нимать:
• для водяных тепловых сетей - по графику температур при сред-
немесячной температуре наружного воздуха расчетного месяца;
• паропроводов - максимальную температуру пара в рассматри-
ваемом сечении паропровода (с учетом падения температуры
пара по длине паропровода);
• конденсатопроводов и сетей горячего водоснабжения - макси-
мальную температуру конденсата и горячей воды.
Возможно также определение температур в грунте и на поверх-
ности земли при других температурах теплоносителя и наружного
воздуха.
10.3.7. Падение температуры теплоносителя
по длине изолированного теплопровода
При транспорте воды.
Температуру воды в конце рассматриваемого участка тк опреде-
ляют из уравнения теплового баланса
Zen = ^₽ = Gc(TH-TK), (10.36)
откуда
тк=тн- (Ю.37)
СтС
В этом выражении
тв - температура сетевой воды в начале участка, °C;
G - расход воды, кг/с;
с - удельная теплоемкость, Дж/(кг °C).
При транспорте перегретого пара (рис. 10.5).
К
Рис. 10.5. Схема участка паропровода
256
Уравнение теплопотерь на участке сП с учетом местных потерь 0
R
где R - термическое сопротивление изоляционной конструкции,
(м °С)/Вт;
G - расход пара, кг/с;
с - теплоемкость, Дж/(кг °C);
<к - падение температуры пара на участке сП.
В выражении в правой части «минус», так как Дт = тк - тн есть
исличина отрицательная (идет остывание).
Разделив обе части на т - /0 и Gc, получим
dt dv q
т-?0 R-G-c Р’
Проинтегрировав это выражение в пределах от тн до тк и от I=0
до I, имеем
(10.38)
тк-/о RGc'
отсюда находим тк, °C:
х =t 4-1»____
1К 1О ~ /р
qRGc
(10.39)
10.3.8. Определение экономической толщины слоя
изоляции
При определении экономической толщины основного слоя изо-
ляции по методу приведенных годовых расходов по тепловой изоля-
ции учитываются следующие расходы:
- стоимость потерь тепла за год;
- приведенные годовые расходы по тепловой изоляции, т.е. стои-
мость изоляционной конструкции и суммарные годовые отчис-
ления от стоимости изоляции.
Стоимость потерь тепла 1 м теплопровода, руб./год:
Si = mqT, (10.40)
где т - стоимость единицы тепла, руб.;
qr - годовые удельные потери тепла, Вт ч/(м год):
(10-41)
где z - число часов работы теплосети за год: z = 8400 ч/год.
0 Теплоснабжение
257
Стоимость тепловой изоляции 1 м трубопровода, руб.:
52 = аГ, (10.42)
где а - стоимость 1 м3 изоляции, руб.;
V- объем изоляции 1 м трубы, м3.
Годовые отчисления от стоимости изоляции принимаются и
размере 6,6% на амортизацию и 1,4% на текущий ремонт изоляции,
всего 8%.
S3 = S2-f, (10.43)
где f - доля годовых отчислений: f = 0,08.
Чтобы привести стоимость изоляционной конструкции к году,
необходимо сумму S2 + S3 умножить на нормативный коэффициен т
эффективности, который представляет собой величину, обратную
сроку окупаемости теплосетей.
В энергетике установлен нормативный срок окупаемости восемь
лет, таким образом
Ей =| = 0,125 1/год.
О
Приведенные расходы по стоимости изоляции, руб./год:
54 = ЕН(52 + 53).
Суммарные приведенные годовые расходы, руб./год:
Э = iS] + 54 = сцтп+Eu(S2 + 53).
(10.44)
(10.45)
Рис. 10.6. График зависимости приве-
денных затрат от толщины тепловой
изоляции
Экономическую тол
щину СЛОЯ ИЗОЛЯЦИИ удоб'
но определять графически
(рис. 10.6).
При различных тол
щинах изоляции 5ИЗ под
считывают стоимость по
терь тепла 51 и приведен
ные расходы по стоимосгн
изоляции 54. Суммирую!
51 и 54. Минимум суммы
приведенных годовых рис
ходов Э указывает эконо
мическую толщину слои
изоляции 5щ.
258
11. ИСТОЧНИКИ ТЕПЛА
11.1. Виды источников тепла для теплоснабжения
Основными источниками тепла для централизованного тепло-,
снабжения в крупных городах республики, работающими со значи-
тельными технологическими и жилищно-коммунальными тепловы-
ми нагрузками, являются ТЭЦ - станции комбинированной выра-
ботки тепловой и электрической энергии. Сооружаются ТЭЦ вблизи
городов и промышленных центров с учетом экономических факто-
ров, определяемых протяженностью теплопроводов, наличием вод-
ных источников и системы транспорта топлива. Кроме того, учиты-
ваются высокие требования санитарных норм к чистоте воздушного
бассейна. Радиус действия ТЭЦ составляет 2-15 км и зависит в ос-
новном от тепловой мощности.
При относительно небольших тепловых и электрических на-
грузках в случаях, когда по технико-экономическим показателям
применение ТЭЦ нецелесообразно, для централизованного тепло-
снабжения применяются районные и промышленные котельные, ра-
диус действия которых составляет порядка 0,5-3 км, что значитель-
но меньше радиуса действия ТЭЦ,.
Теплоснабжение отдельных потребителей различной мощности,
поселков городского типа с различной тепловой нагрузкой, а также
потребителей в сельской местности может осуществляться от мест-
ных или индивидуальных водогрейных котельных с чугунными кот-
лами соответствующей мощности, при производственной необходи-
мости котельные дополнительно могут комплектоваться паровыми
котлами. Кроме того, в котельных малой мощности в качестве топ-
лива возможно широкое использование местных видов топлива
(дрова, древесные отходы и торф).
Сокращающиеся запасы органического топлива (природный газ
и каменные угли) для выработки тепловой и электрической энергии
в больших количествах на ТЭЦ и конденсационных электрических
станциях (КЭС), а также постоянное удорожание этих видов топлива
вынуждает применять альтернативные виды топлива и энергии. Од-
ним из реальных видов является энергия атома в качестве топлива
на тепловых электрических станциях (АТЭЦ) и на атомных котель-
ных. Примером этому является строительство в Республике Бела-
русь атомной электрической станции.
Широко развивающееся в мире использование солнечной энергии
для теплоснабжения в Республике Беларусь сдерживается вследствие
259
0‘
географического расположения и неблагоприятных метеорологиче-
ских условий. Однако экспериментальные исследования, в том числе
белорусских ученых, показали возможность использования гелио-
установок в летний период для теплоснабжения сезонных потребите-
лей (летних санаториев, спортивно-оздоровительных баз и детских
летних учреждений). В этих случаях возможны комбинированные
источники тепла с резервными котлами на местных видах топлива.
Другим видом возобновляемого источника энергии является
энергия геотермальных вод. В Беларуси их значительные запасы име-
ются в районе Припятской низменности, в Гомельской и Брестской
областях. Например, в Гомельской области геотермальный потенци-
ал равен 0,5-1,0 т у.т. на 1 м2 поверхности земли. Температура воды
составляет порядка 20-115 °C на глубине залегания 2000-5000 м.
В качестве примера можно привести опыт тепличного комбина-
та «Берестье» (возле г. Бреста), где для теплоснабжения тепличного
хозяйства используют геотермальную воду температурой 30 °C ич
скважины глубиной около 1500 м. Однако широкое использование
геотермальных вод сдерживается следующими факторами - глубо-
кое залегание, порядка 2000-5000 м, и высокая минерализация
(200-500 грамм на один литр). Поэтому использование геотермаль-
ных вод требует тщательного экономического обоснования.
Электроэнергия является наиболее совершенным видом энер-
гии, однако ее выработка на тепловых электрических станциях в на-
стоящее время производится с большими затратами топлива по
сравнению с затратами при выработке тепла в котельных (КПД КЭС
равно примерно 0,4, а котельных - 0,7-0,9), поэтому трансформация
электроэнергии в тепловую в электрокотлах и электронагревателях
нецелесообразна. Однако использование электрического теплоснаб-
жения остается актуальным ввиду преимуществ в реализации элек-
трического баланса в часы «провалов» электрической нагрузки. Не-
сомненными являются относительная простота подачи и применения
электричества, легкость регулирования теплопроизводительности »
широких пределах. Кроме того, применение электроэнергии воз-
можно в качестве резервного источника в комбинации с гелиоуста-
новками для теплоснабжения.
Значительную долю в теплоснабжении промышленных пред-
приятий низкотемпературным теплом в случае большой энергоем-
кости технологических процессов могут составлять вторичные энер-
горесурсы (ВЭР). ВЭР содержат тепло в виде отходящих газов печей
и установок, в горячей воде и паре после технологических устано-
260
иок. Это тепло может быть использовано для отопления помещений
и горячего водоснабжения. Вопросам использования ВЭР в настоя-
щее время уделяется должное внимание.
Кроме рассмотренных видов энергии для теплоснабжения весь-
ма актуальным является использование и низкотемпературного при-
родного тепла воздуха, грунта, воды водоемов и низкотемператур-
ного тепла ВЭР с помощью тепловых насосов. Последние повышают
потенциал тепла среды до необходимого уровня, при этом дополни-
тельно затрачивая некоторое количество электрической энергии на
привод компрессора.
11.2. Паротурбинные ТЭЦ
Различают два способа выработки электрической и тепловой
энергии на базе использования тепла сжигаемого органического то-
плива: комбинированный и раздельный. На ТЭЦ осуществляется
комбинированная выработка тепловой и электрической энергии, при
этом обеспечивается значительное уменьшение удельных расходов
топлива на получение электроэнергии приблизительно на 20-25%.
Вначале тепло водяного пара используется в паровых турбинах для
выработки электроэнергии, затем отработавший пар и конденсат
направляются для нагрева воды для теплоснабжения. В этом состоит
энергетический смысл комбинированной выработки электрической
и тепловой энергии.
При раздельной выработке электроэнергия производится на те-
пловых конденсационных электрических станциях (КЭС), а тепло-
вая энергия - в котельных. Суммарный удельный расход топлива на
выработку электроэнергии на КЭС и тепла в котельных больше, чем
при их комбинированной выработке на ТЭЦ.
Централизованное теплоснабжение на базе комбинированной
выработки тепловой и электроэнергии на ТЭЦ называется тепло-
фикацией, высшей формой централизованного теплоснабжения.
Преимущества теплофикации наглядно видны из сравнения
термодинамических циклов Ренкина в T-s-диаграмме (рис. 11.1).
Здесь 1-2-3-4-5 - процесс подогрева воды, получения пара, его
перегрев и расширение пара в турбине, 5-1 - процесс передачи теп-
ла потребителям.
Количество тепла топлива, преобразуемое в работу (электриче-
скую энергию), равно площади 1-2-3-4-5-1, а отданное тепловым
потребителям и в окружающую среду - площади 1-5-6-7-1, только
в окружающую среду - 7'-6'-6-7.
261
На рис. 11.1, а линии передачи тепла 5-/ в конденсаторе ниже,
чем линии передачи тепла 5-1 потребителям (см. рис. 11.1, б), так
как параметры отпускаемого тепла потребителям выше, чем пара-
метры тепла в конденсаторе.
Рис. 11.1. Цикл Реикина в Г-з-диаграмме:
а - конденсационный цикл; б - теплофикационный цикл;
I - тепло, эквивалентное произведенной механической (электрической)
энергии; II - тепло, отданное в окружающую среду; III - тепло, полезно
используемое потребителями; ПГ- тепло, отданное в окружающую среду
В идеальном случае коэффициент использования тепла на КЭС
составляет приблизительно 50% (50% тепла топлива отводится в
окружающую среду), а в идеальном цикле ТЭЦ коэффициент ис-
пользования тепла подводимого топлива 100%. В идеальных усло-
виях с учетом потерь в окружающую среду КПД цикла КЭС - 40%,
цикла ТЭЦ - 80%.
Принцип действия и ход тепловых потоков на КЭС можно рас-
смотреть на схеме (рис. 11.2).
Из парогенератора 1 перегретый пар с параметрами Р = 13 МПа
и t = 565 °C поступает в паровую турбину 2, где происходит адиа-
батическое расширение пара и преобразование его энергии в ме-
ханическую на валу турбины и в электрическую в электрогенера-
торе 3. Большее количество отработавшего пара из части низкого
давления турбины с давлением 0,004-0,006 МПа поступает в кон-
денсатор 4, где отдает оставшееся тепло охлаждающей конденса-
тор воде из градирни 10. Таким образом осуществляется отвод зна-
чительного количества тепла от термодинамического цикла в ок-
ружающую среду.
262
Для повышения КПД цикла и соответственно тепловой стан-
ции осуществляется ступенчатый регенеративный подогрев пита-
тельной воды. Таким образом вырабатывается часть электрической
энергии на внутреннем теплопотреблении. Конденсат конденсат-
ными насосами 5 из конденсатора 4 подается в регенеративные по-
догреватели низкого давления 6, в которых он нагревается паром'
из части низкого давления от 0,3 до 0,5 МПа и далее поступает в
деаэратор 7. В колонку деаэратора подается пар из части высоко-
го давления турбины через редукционно-охладительную установку
(РОУ) 14.
Рис. 11.2. Принципиальная схема конденсационной электростанции (КЭС):
1 - парогенератор; 2 - турбина; 3 - электрогенератор; 4 - конденсатор; 5 - конден-
сатный насос; 6 - регенеративные подогреватели низкого давления; 7 - станцион-
ный деаэратор; 8 - регенеративные подогреватели высокого давления; 9 - цирку-
ляционный насос; 10 - градирня; 11 - питательный насос; 12 - химводоочистка;
13 - насос химводоочистки; 14 - редукционно-охладительная установка (РОУ);
15 - конденсатный насос регенеративных подогревателей низкого давления
Из деаэратора питательными насосами 11 питательная вода по-
дается на дополнительный подогрев в регенеративные подогревате-
ли высокого давления 8 и далее в парогенератор 1. В подогреватели 8
для нагрева питательной воды поступает пар из части высокого дав-
ления турбины с давлением от 1,2 до 3,8 МПа. С целью получения
большего количества тепла от пара и конденсата в регенеративных
263
подогревателях производится слив конденсата из регенеративных
подогревателей с более высоким давлением пара в подогреватели с
более низким давлением и затем - в деаэратор от подогревателей
высокого давления, из первого подогревателя по ходу движения
конденсата он подается конденсатным насосом 15 в питательную
линию станции.
Степень повышения КПД цикла также зависит от количества ре-
генеративных подогревателей. Подпитка основного теплового кон-
тура осуществляется из станции химводоочистки (ХВО) 12 подпи-
точными насосами 13 в деаэратор 7.
Эффективность работы КЭС повышают путем:
1) увеличения начальных параметров пара перед турбиной (РН№|
И /нач)>
2) совершенствования регенеративного нагрева питательной воды;
3) понижения конечных параметров пара в конденсаторе (Доп
И Асон)*
Для перевода цикла КЭС в цикл ТЭЦ (рис. 11.3) надо полезно
использовать низкопотенциальное тепло, отводимое из цикла в ок-
ружающую среду. С этой целью подогрев сетевой воды осуществ-
ляется вначале теплом конденсата в конденсаторе турбины и далее
частично отработавшим паром из отборов части низкого давления
турбины.
Обратная сетевая вода из коллектора 21 через грязевик 22 се-
тевыми насосами первого подъема (бустерными насосами) 23 вна-
чале подается во встроенный в конденсатор теплофикационный
пучок 24, где предварительно нагревается конденсатом отработав-
шего в турбине пара, таким образом полезно используя некоторое
количество отводимого тепла сконденсировавшегося пара. Далее
сетевая вода поступает в теплофикационный подогреватель первой
ступени 25, второй ступени 26 и сетевыми насосами второго подъ-
ема 27 подается в подающий коллектор 29 и трубопроводы тепло-
сети.
Нагрев сетевой воды после теплофикационного пучка осущест-
вляется частично отработавшим паром из отборов части низкого
давления турбины. Нижний регулируемый теплофикационный отбор
пара с давлением 0,04-0,2 МПа обеспечивает подогрев сетевой воды
в подогревателе первой ступени до ПО °C. В подогревателе второй
ступени сетевая вода может нагреваться до 115-120 °C паром из
верхнего регулируемого отбора с давлением 0,06-0,25 МПа. Нагрев
сетевой воды до более высокой температуры может производиться в
264
пиковом водогрейном котле 28 на ТЭЦ или в пиковой котельной в
районе теплопотребления.
Рис. 11.3. Принципиальная тепловая схема ТЭЦ с теплофикационной
турбиной ПТ-135/165-130:
1 -15 - то же, что и на рис. 11.2; 16 - РОУ на паропроводе к потребителям; 17 - па-
ровой коллектор; 18 - конденсатный коллектор; 19 - конденсатный бак; 20 - конден-
сатный насос; 21 - коллектор обратной сетевой воды; 22 ~ грязевик; 23 - бустерный
насос; 24 - встроенный теплофикационный пучок; 25 - теплофикационный подогре
ватель первой ступени; 26 - то же второй ступени; 27 - сетевой насос; 28 - пиковый
водогрейный котел; 29 - подающий коллектор сетевой воды; 30 - деаэратор подпи-
точной воды в теплосеть; 31 - подпиточный насос; 32 - регулятор подпитки
Конденсат из подогревателей первой и второй ступеней конден-
сатными насосами 20 подается в питательную линию, хотя иногда
также применяется каскадный слив конденсата, как в регенератив-
ных подогревателях. В этом случае применяются схемы с предвари-
тельным нагревом обратной сетевой воды в охладителе конденсата
от подогревателя первой ступени.
265
Отбор пара на производственные нужды может производиться
из регулируемого отбора турбины с давлением 1,2-1,5 МПа или
острого пара через РОУ 16. Конденсат от потребителей пара по
напорным конденсатопроводам откачивается на ТЭЦ в коллектор
18 и далее в конденсатные баки 19, откуда конденсатными насоса-
ми 20 подается в питательную линию или, при необходимости, на
химводоочистку.
Подпитка воды в тепловую сеть производится химически очи-
щенной водой из станции химводоочистки 12 через деаэратор 30
подпиточными насосами 31 в обратную линию перед бустерными
насосами. Количество подпиточной воды устанавливается регулято-
ром подпитки 32 по импульсу давления на перемычке сетевых насо-
сов 27. При открытых системах теплоснабжения, когда величина
подпитки равна расходу на горячее водоснабжение,, теплофикацион-
ный пучок конденсатора может использоваться для нагрева водо-
проводной воды, направляемой на химводоочистку, и далее на под-
питку.
Ступенчатый подогрев сетевой воды также повышает энергети-
ческую эффективность ТЭЦ увеличением выработки электроэнергии
на внешнем тепловом потреблении.
Начавшееся в середине XX века массовое жилищное строитель-
ство повлекло за собой значительный рост жилищно-коммунальной
тепловой нагрузки. Кроме того, увеличились темпы роста техноло-
гической, тепловой и электрической нагрузок. Началось сооружение
ТЭЦ с большой единичной мощностью. Вместо небольших турбин с
теплофикационным отбором и противодавлением мощностью менее
25 МВт с низкими и средними начальными параметрами 2,9-6,0 МПа
началось производство мощных турбин.
В настоящее время на современных ТЭЦ устанавливаются тепло-
фикационные турбины большой единичной мощности в 50-250 МВ т
на высокие и закритические параметры давления 13 и 24 МПа трех
основных типов:
• теплофикационные типа Т с отопительным отбором;
• производственно-теплофикационные типа ПТ с одним произ-
водственным и двумя отопительными отборами;
• турбины с противодавлением типа Р с производственным отбо-
ром пара.
Теплофикационные турбины типа Т имеют два регулируемых
отбора пара: нижний 0,03-0,2 МПа и верхний 0,06-0,25 МПа.
266
Пример обозначения турбины - Т-100/120-130 (100 - номиналь-
ная электрическая мощность, МВт; 120 - максимальная мощность в
конденсационном режиме, МВт; 130 - давление пара перед турбиной,
кГс/см2). В эксплуатации находятся турбины небольшой мощности
(менее 25 МВт) на низкие и средние параметры пара (2,9-6,0 МПа,
400 °C); средней мощности (25-50 МВт) на высокие (9 МПа, 535 °C)
и сверхвысокие (13 МПа, 565 °C) параметры пара и большой мощ-
ности (100 МВт и более) на сверхвысокие (13 МПа, 565 °C) и закри-
тические (24 МПа, 565 °C) параметры пара.
Наличие трех ступеней подогрева (теплофикационный пучок и
подогреватели первой и второй ступеней) и двух регулируемых отбо-
ров пара позволяет в течение почти всего отопительного периода на-
гревать сетевую воду до 115-120 °C, а также обеспечивает большую
удельную выработку электроэнергии на базе теплового потребления.
Турбины укомплектованы двумя ступенями горизонтальных подогре-
вателей сетевой воды типа ПСГ, что делает их компактными.
Производственно-теплофикационные турбины типа ПТ также
имеют два теплофикационных отбора: нижний нерегулируемый
0,04-0,2 МПа и верхний регулируемый отбор пара 0,06-0,25 МПа и
регулируемый производственный отбор пара 1,2-2,1 МПа, который
используется для покрытия технологической нагрузки по пару. Так-
же в конденсаторе имеется встроенный теплофикационный пучок
для предварительного нагрева сетевой или подпиточной воды. При
необходимости потребителям может отпускаться острый пар необ-
ходимого давления, устанавливаемого РОУ {16 на рис. 11.3). В ос-
новном турбина типа ПТ схожа с турбиной Т.
Конденсационные турбины типа Т и ПТ развивают номиналь-
ную электрическую мощность независимо от нагрузки теплофика-
ционных отборов. Однако так как часть электроэнергии у этих тур-
бин вырабатывается конденсационным методом, средний удельный
расход топлива на выработанный 1 кВт/ч больше, чем у турбин с
противодавлением.
Турбины с противодавлением типа Р имеют один регулируемый
отбор пара на технологические нужды с давлением 1,2-1,5 МПа и с
возможностью увеличения давления пара до 2,1 МПа. Имеется так-
же нерегулируемый отбор с давлением 3,0-3,5 МПа. Так как отбор
частично отработавшего пара производится из нижней ступени тур-
бины, то конденсатора у турбины нет, она работает в режиме проти-
водавления.
267
Пример обозначения турбины: Р-100-130/15, где 100 - мощ-
ность, МВт; 130 - давление свежего пара, кГс/см2 (13 МПа); 15
давление пара в отборе, кГс/см2 (1,5 МПа).
Турбины типа Р применяются для снабжения технологических
потребителей большим количеством пара, до 600 т/ч.
Турбины с противодавлением типа Р вырабатывают электро-
энергию только комбинированным методом, поэтому удельный рас-
ход топлива на выработку 1 кВт-ч электроэнергии у этих турбин
меньше, чем у теплофикационных типа Т или ПТ. Недостатком тур-
бин типа Р является жесткая зависимость развиваемой ими электри-
ческой мощности от тепловой нагрузки.
Технические характеристики современных теплофикационных
турбин Т, ПТ и Р приведены в [13, прил. 14].
11.3. Водоподогревательные установки ТЭЦ
На ТЭЦ небольшой мощности ранее сооружались общестанци-
онные подогревательные установки сетевой воды, использующие
отработавший пар нескольких турбоагрегатов небольшой мощности,
Подогревательная установка такого типа (рис. 11.4) состоит из охла-
дителей конденсата 3, основных 4 и пиковых 5 подогревателей. В
этом случае используют два теплофикационных отбора турбин: а
основные подогреватели с давлением пара Р = 0,07-0,25 МПа и н
пиковые Р = 0,5-0,7 МПа. Основные подогреватели несут базовую
нагрузку, пиковые - пиковую нагрузку при необходимости догреип
воды приблизительно от 120° до расчетной температуры.
Охладители конденсата служат как дополнительная поверхность
нагрева для предварительного нагрева сетевой воды, но основное
назначение охладителей конденсата - понижение его температуры
с целью обеспечения устойчивой работы конденсатных насосов.
В теплофикационных установках от турбины типа Т и ИТ
(рис. 11.5) охладители конденсата, как правило, отсутствуют. Здесь
первой ступенью подогрева является теплофикационный пучок ?
конденсатора, далее идут подогреватели первой 3 и второй 4 стунс
ней. При пиковом режиме догрев воды осуществляется в пиковых
котлах 6 или в пиковой котельной в тепловом районе. Теплофикаци
онные турбины Т и ПТ большой мощности (более 60 МВт) уком
плектованы подогревателями горизонтального типа ПСГ, ветры
енными непосредственно в турбинную установку под цилиндрами
турбины.
268
Рис. 11.4. Схема подогревательной установки ТЭЦ с основными (ОП)
и пиковыми (ПП) подогревателями:
1 - трубопровод обратной сетевой воды; 2 - сетевой насос; 3 - охларупель конден-
сата; 4 - основной подогреватель; 5 - пиковый подогреватель; 6 - конденсатоотвод-
чики; 7, 9 - конденсатные насосы; 8 - конденсатный бак; 10 - регулятор уровня 77;
12 - химводоочистка; 13 - подпиточный насос; 14 - регулятор подпитки; 75 - пода-
ющий трубопровод теплосети
Рис. 11.5. Схема водоподогревательной установки ТЭЦ от турбины типа ПТ:
/ - бустерный насос; 2 - теплофикационный пучок труб конденсатора; 3 - подо
греватель первой ступени; 4 - подогреватель второй ступени; 5 - сетевой насос;
6 - пиковый водогрейный котел; 7 - станция химводоочистки; 8 - подпиточный
насос; 9 - регулятор подпитки
269
На рис. 11.6 приведен подогреватель горизонтального типа к
турбине Т-175-130. Тип подогревателя - ПСГ 5000 с площадью по-
верхности нагрева 5000 м2 из 7600 латунных трубок диаметром
25/33 мм. Подвод пара осуществляется в верхней части корпуса 7,
отвод конденсата - в нижней части 9. Подвод 8 и отвод сетевой во-
ды (на рисунке не показан) производятся во входной камере 3.
Входная 3 и поворотная 4 водяные камеры разделены перегородками,
делящими трубный пучок на четыре хода по воде. Для компенсации
Рис. 11.6. Горизонтальный теплофикационный подогреватель турбины
Т-175/210-130:
1 - корпус подогревателя; 2 - трубные доски; 3 - входная водяная камера; 4 - по
воротная водяная камера; 5 - крышка входной водяной камеры; 6 - крышка пово
ротной водяной камеры; 7 - подвод пара; 8 - подвод сетевой воды; 9 - конденсат о
сборник; 10 - щелевой патрубок; 11 - линзовый компенсатор; 12 - солевой отссн,
13 - отвод паровоздушной смеси; 14 - анкерная связь
270
температурных деформаций на корпусе устанавливается линзовый
компенсатор 11.
Вследствие высоких скоростей нагреваемого теплоносителя,
высокой чистоты поверхностей нагрева коэффициент теплопередачи
составляет 3000-4000 Вт/м2 К.
Технические характеристики пароводяных горизонтальных се-
тевых подогревателей приведены в [13, прил. 17].
В подогревателях вертикального типа (рис. 11.7) разделитель-
ные перегородки в водяных камерах 1 и 6 делят трубную систему на
ряд сегментов. При таком расположении ходов температуры трубок
в смежных ходах близки между собой, поэтому в них не возникает
больших температурных напряжений. Нижняя водяная камера 6
крепится к нижней трубной доске 5 и может перемещаться вдоль
стенок корпуса при температурных деформациях. Подвод пара про-
изводится в верхней части 3 корпуса 1, отвод конденсата - в нижней
части 8 корпуса. Подвод нагреваемой воды 9 и ее отвод (на рисунке
не показан) осуществляются в верхней водяной камере 7.
Технические характеристики пароводяных вертикальных сете-
вых подогревателей приведены в [13, прил. 18].
Задачей теплового расчета водоподогревательной установки яв-
ляется определение поверхности нагрева при известной теплопроиз-
водительности или, если поверхность водоподогревателей известна
(турбины Т и ПТ), - определение коэффициентов теплопередачи по-
догревателей при заданной тепловой нагрузке.
В зависимости от принятых турбоагрегатов ТЭЦ и компоновки
подогревательных установок тепловая нагрузка покрывается за счет
отборов турбины 0тур. И ПИКОВЫХ КОТЛОВ 0пик-‘
бтэц = бтур+бпик- (11-1)
Доля от расчетной тепловой нагрузки ТЭЦ йтэц, покрываемая за
счет отборов турбины 0^, называется коэффициентом теплофикации:
ат = 01ур/£?ТЭЦ- (11*2)
Значение коэффициента теплофикации для теплофикационных
отборов турбин От = 0,48-0,7 и зависит от типа турбоагрегата, стои-
мости установленного оборудования на ТЭЦ, замыкающих затрат на
условное топливо и др.
Для производственных отборов а = 0,85-0,9 вследствие более
равномерного графика теплопотребления на производственные ну-
жды и загрузки отборов турбин в течение года.
271
Рис. 11.7. Вертикальный пароводяной теплофикационный подогреватель;
1 - верхняя водяная камера; 2 - верхняя трубная доска; 3 - паровпускной патрубок,
4 - направляющие перегородки для пара; 5 - нижняя трубная доска; 6 - нижпяи
водяная камера; 7 - спускная трубка для воды из водяной камеры; 8 - слив кон
денсата греющего пара; 9 - патрубок сетевой воды; 10 - пароотражательный лип;
II - трубки; 12 - опорные лапы
272
Расчетная тепловая нагрузка отборов теплофикационных турбин
(?тур = ат’ 0гэц» (11*3)
Расчетная тепловая нагрузка пикового источника
блик =0ГЭЦ “Ciyp =£?ТЭЦ ’(1~ат)- (И.4)
По расчетной тепловой нагрузке 0^ выбирают тип теплофика-
ционных турбин (по номинальной нагрузке теплофикационного от-
бора) и их количество.
Для покрытия пиковой нагрузки выбирают тип и количество во-
догрейных котлов.
Расчетную температуру наружного воздуха, при которой необ-
ходимо включать в работу пиковые котлы, определяют из годового
графика тепловой нагрузки по продолжительности [20, с. 388]. Да-
лее производится распределение тепловой нагрузки 0^ между по-
догревателями первой и второй ступеней. Теплопроизводительность
подогревателей 1-й ступени, МВт (см. рис. 11.5):
а=0^7^- о1-5)
тп -т2
Теплопроизводительность подогревателей 2-й ступени, МВт:
(Ц.6)
ТП ~~2
где Ti, т2 - температура сетевой воды в подающей и обратной лини-
ях теплосети в расчетном режиме, °C;
т2 - температура сетевой воды на входе в подогреватель 1-й сту-
пени, °C;
Ть Тп - соответственно температура сетевой воды после подогре-
вателей первой и второй ступеней, °C.
Так как подогреватели первой и второй ступеней подключаются
к отборам из турбин с давлением пара 0,04-0,25 МПа, то температу-
ра нагреваемой сетевой воды может быть не более 118 °C. До рас-
четной температуры сетевая вода нагревается в пиковых котлах.
Температуру нагрева воды после подогревателей 1-й и 2-й сту-
пеней необходимо брать по температуре насыщения пара ta из отбо-
ров турбин
т = 4 -(8-15) °C
(8-15 °C - величина недогрева воды в подогревателе). Температура
сетевой воды на входе в подогреватель первой ступени отличается
273
от т2 ввиду добавки подпиточной воды с температурой тПОдп и пред-
варительного нагрева сетевой или подпиточной воды в теплофика-
ционном пучке:
< = 20 + -T2’g'^2+>M'Gnojn. (11.7)
&2 + ^подп
Для открытых систем при нагреве подпиточной воды в тепло-
фикационном пучке
подл + 20) • Сподп
2 Ог+Спода
(11.8)
где Т2,ср - средневзвешенная температура сетевой воды в обратном
теплопроводе в количестве G2 при расчетной температуре на-
ружного воздуха t0;
20 - приблизительное значение перепада температуры сетевой
или подпиточной воды в теплофикационном пучке;
С?ПОдп - расчетный расход подпиточной воды с температурой
Гподп» принимаемой 40 °C в отопительный сезон и 65 °C - в теп-
лый период года.
При известной теплопроизводительности подогревателей тем-
пература сетевой воды после первой и второй ступеней определяет-
ся по выражению
ti=t2+t?7 и ТП=Т!+-^-. (11.9)
(j-C i (j-C
Расход пара в подогревателе второй ступени, кг/ч:
£>п--
О пВ ~/кп)‘Т1п ’
(11.10)
где /„л - энтальпия греющего пара в подогревателе второй ступени,
кДж/кг;
/кп - энтальпия конденсата при температуре насыщения, кДж/кг;
т)п - КПД подогревателя, равный 0,96-0,98.
Расход пара на сетевой подогреватель первой ступени при кас-
кадном сливе конденсата из подогревателя второй ступени:
£) _Ql~Dn' О кП ~ 41)
1 0nI-*Kl)ni
(11.11)
где /пт, ia - энтальпия греющего пара и конденсата при температуре
насыщения, кДж/кг.
274
Если конденсат из подогревателя второй ступени поступает в
регенеративные подогреватели питательной воды, то расход пара в
подогревателе первой ступени определяется по выражению, анало-
гичному как и для второй ступени.
Количество тепла, передаваемое воде в охладителе конденсата,
иначе теплопроизводительность охладителя конденсата:
а«=(^ОП-^Пп)-(4о-4Х (11.12)
где iK0 - энтальпия конденсата, направляемого в охладитель, кДж/кг;
iK - энтальпия конденсата после охладителя, кДж/кг.
Далее производится поверочный расчет водоподогревателей, за-
ключающийся в определении коэффициентов теплопередачи и гид-
равлического сопротивления всей подогревательной установки.
Если подогревательная установка ТЭЦ укомплектована водопо-
догревателями типа БО, БП или ПСВ, производятся полный тепло-
вой и гидравлический расчеты основных и пиковых подогревателей,
а также охладителей конденсата, в задачу которых входит определе-
ние требуемой площади поверхности нагрева охладителей конденса-
та, основных и пиковых подогревателей, выбор их количества, а
также расчет гидравлического сопротивления проходу сетевой воды.
Количество пиковых котлов определяется исходя из суммарной пи-
ковой тепловой нагрузки.
11.4. Котельные и их принципиальные схемы
Для целей теплоснабжения в городах применяются крупные
районные котельные с тепловой нагрузкой 100-1000 МВт, квар-
тальные и групповые котельные с нагрузкой 10-100 МВт и более, а
также мелкие местные и индивидуальные котельные с различной
нагрузкой менее 10 МВт.
Крупные котельные характеризуются более эффективным сжига-
нием топлива, меньшими удельными капиталовложениями, высокой
степенью автоматизации производственных процессов и совершенной
системой отпуска тепла потребителям. Кроме того, крупные котель-
ные характеризуются одновременным отпуском тепла как жилищно-
коммунальным потребителям, так и промышленным объектам.
Котельные среднего звена (квартальные, групповые и местные)
также снабжают и жилищно-коммунальных потребителей, и пром-
предприятия как горячей водой, так и паром. Причем для местных и
индивидуальных котельных в последние годы как отечественными,
275
так и зарубежными фирмами разработаны разнообразные теплогене-
раторы, полностью автоматизированные как по процессам сжигания
топлива, так и по процессам подачи тепла потребителям. Эти котель-
ные малой мощности находят применение в районных поселках и в
сельской местности (агрогородки, отдельные аграрные предприятия).
В зависимости от вида теплоносителя котельные подразделяют-
ся на паровые, пароводогрейные и водогрейные.
На крупных районных котельных устанавливаются выпускае-
мые Дорогобужским котельным заводом стальные водогрейные кот-
лы с давлением до 2,2 МПа и температурой нагрева воды до 180 °C
серии KB-ГМ (котел водогрейный для сжигания топлива газ и ма-
зут), KB-ТС и КВ-ТК - для сжигания твердого топлива. Эти котлы
выпускаются на теплопроизводительность от 4,5 до 210 МВт. Также
широко применяются котлы ПТВМ (газомазутные) производитель-
ностью от 35 до 116 МВт.
На котельных находят применение стальные паровые котлы
ДКВР Бийского котельного завода паропроизводительностью от 2,5
до 35 т/ч с рабочим давлением пара 1,4; 2,4 и 4 МПа, а также паро-
вые котлы с естественной циркуляцией типа Е двухбарабанные, на
природном газе и мазуте (резервное топливо), например, Е-4-14 ГМ
(Е - естественная циркуляция, 4 т/ч - производительность, 14 кГс/см2
(1,4 МПа) - давление пара, ГМ - газомазутные).
Паровые котлы Белгородского котельного завода имеют тепло-
производительность 50 и 75 т/ч -и рабочее давление пара 1,4 и 4
МПа, например, БКЗ-75-39 ГМ (75 т/ч, 3,9 МПа).
Чугунные паровые котлы имеют меньшую паропроизводитель-
ность и рабочее давление пара до 0,17 МПа (котлы КЧ-1, КЧ-2). Чу-
гунные водогрейные котлы характеризуются большим разнообрази-
ем как по конструкции, так и по производительности, выпускаются
различными фирмами и характеризуются различной степенью авто-
матизации, например, котлы КЧМ-2 и КЧММ-2 теплопроизводи-
тельностью от 10 до 50 кВт.
На рис. 11.8 приведена принципиальная схема водогрейной ко-
тельной со стальными водогрейными котлами и двухтрубной тепло-
вой сетью. В водогрейных котлах сетевая вода нагревается до высо-
кой температуры (например, 150 °C).
Часть нагретой воды циркуляционная насосом 2 подается на ре-
циркуляцию через регулирующий клапан 3 к котлам 1. Рециркуляция
необходима для подогрева воды на входе в стальные водогрейные
котлы с целью недопущения конденсации паров из газов на поверх-
276
ностях нагрева котлов. При конденсации на поверхностях нагрева
возможно отложение агрессивных соединений и коррозия труб. Ре-
циркуляция также поддерживает постоянный расход воды в трубном
пространстве котла, предохраняя локальный перегрев трубок котла.
Рис. 11.8. Принципиальная схема котельной со стальными
водогрейными котлами при двухтрубной тепловой сети:
1 - котлы; 2 - рециркуляционный насос; 3 - регулирующий клапан;
4 - перемычка из обратной линии в подающую; 5 - регулирующий
клапан; 6 - сетевой насос; 7 - аппарат химводоочистки; 8 - насос;
9 - регулятор подпитки
Нагретая сетевая вода поступает в основную магистраль к регу-
лирующему клапану 5, через который подмешивается обратная вода
из перемычки 4. Таким образом осуществляется центральное каче-
ственное регулирование по температуре наружного воздуха /н.
Если в качестве топлива используется мазут, то в котельной
может устанавливаться паровой котел небольшой мощности для
собственных нужд котельной - разогрева мазута паром и для де-
аэрации питательной воды в деаэраторе.
Подпитка теплосети осуществляется водой из химводоочистки 7
подпиточным насосом 8 в обратный трубопровод перед сетевым на-
сосом 6, количество подпиточной воды устанавливается регулято-
ром подпитки 9.
На небольших квартальных или местных котельных может осу-
ществляться подогрев воды отдельно на горячее водоснабжение в
подогревателях 3 (рис. 11.9), температура горячей воды поддержи-
вается регулятором температуры 2 на уровне 65-70 °C. Сетевая вода
277
в котлах (стальных или чугунных водогрейных) на нужды отопления
подогревается до температуры 95-115 °C в чугунных котлах и до
150° и выше - в стальных котлах. Нагретая сетевая вода поступает
через регулирующий клапан 5 в подающий трубопровод кварталь-
ной сети. К регулирующему клапану 5 по перемычке 4 подмешива-
ется вода из обратного трубопровода теплосети, поддерживая задан-
ную температуру воды в подающем трубопроводе в соответствии
с графиком центрального качественного регулирования.
Рис. 11.9. Принципиальная схема котельной с водогрейными
котлами при четырехтрубной системе теплоснабжения:
1 - котлы; 2 - регулятор температуры; 3 - теплообменник; 4 - пере-
мычка из обратной линии в подающую; 5 - регулирующий клапан;
б - сетевой насос; 7 - аппараты химводоочистки; 8 - подпиточный
насос; 9 - регулятор подпитки; J0- циркуляционный насос
При раздельной подготовке воды на горячее водоснабжение в
подогревателе 3 квартальная сеть будет четырехтрубной.
На рис. 11.10 приведена принципиальная схема паровой котель-
ной со стальными паровыми котлами, отпускающей пар и горячую
воду потребителям.
Пар из котлов 1 поступает в паропровод к потребителям и в па-
роводяной подогреватель 4 на нагрев сетевой воды. Количество пара
изменяется регулятором 3, осуществляя нагрев сетевой воды в соот-
ветствии с графиком по температуре воздуха tn. Производственный
конденсат из конденсатных баков 7 поступает в деаэратор 9, сюда
же поступает конденсат из подогревателя 4. В деаэратор также пода-
278
ется редуцированный пар. Из химводоочистки 11 производится под-
питка теплосети и питательной линии котлов.
Рис. 11.10. Принципиальная схема котельной с паровыми
котлами, отпускающей пар и горячую воду:
1 - котлы; 2 - РОУ; 3 - регулирующий клапан; 4 - пароводяной теп-
лообменник; 5 - конденсатоотводчик; 6 - сетевой насос; 7 - конден-
сатный бак; 8 - регулятор подпитки; 9 - деаэратор; 10 - питательный
насос; 11 - аппараты химводоочистки; 12 - подпиточный насос
11.5. Атомные ТЭЦ
В связи с постоянным дорожанием органических видов топлива
(газа и нефти), особенно в последние годы, все более актуальным
становится использование атомного топлива для производства теп-
ловой и электрической энергии на АТЭЦ.
В России себестоимость производства электроэнергии на атом-
ных станциях ниже, чем на ТЭС (топливо уголь, газ, мазут). Из-за зна-
чительного роста стоимости органического топлива в течение послед-
них 20 лет реальная стоимость электроэнергии от АЭС в ближайшие
годы может оказаться примерно вдвое меньше, чем от ТЭС [4]. При
полном расщеплении одного килограмма обогащенного U235 (до 4%)
выделяется энергия, равная энергии 100 т высококачественного угля
или 60 т нефти, а при полном расщеплении 1 кг чистого урана выде-
ляется энергия, эквивалентная теплоте сгорания 2000 т бензина.
279
При распаде (горении) ядерного топлива не потребляется кисло-
род, не выделяются продукты сгорания в виде дымовых газов, содер-
жащих углекислый газ, соединения азота, серы и других соединений,
загрязняющих окружающую среду. Значительным экономическим
фактором является разгрузка железнодорожного транспорта.
Радиоактивные выбросы от АЭС при нормальной эксплуатации
во много раз меньше по сравнению с естественным радиационном
фоном.
Технология производства тепла и электроэнергии из ядерного
топлива хорошо проработана и экономически обоснована.
В настоящее время применяются атомные реакторы с повышен-
ной безопасностью, высокой степенью автоматизации технологиче-
ских процессов, используются технологии надежного и безопасного
удаления и транспортировки активных отходов ядерного топлива.
Из этого вытекает, что ядерная энергетика является самой экологич-
ной и перспективной.
В Республике Беларусь в 1980-е годы было начато строительст-
во Минской АТЭЦ, однако вследствие аварии на Чернобыльской
АЭС работы были остановлены, а станция была перепрофилирована
в Минскую ТЭЦ-5.
В настоящее время принято решение о строительстве в Респуб-
лике Беларусь атомной электростанции, ведутся подготовительные
работы. Первая АЭС была построена в СССР в г. Обнинске в 1954 г.
мощностью 5 МВт. В настоящее время (по отношению к 2008 г.)
в 32 странах мира, где проживают две трети населения, действует
439 ядерных энергетических реакторов общей установочной мощно-
стью 371,7 ГВт электрической энергии, что составляет 17% выраба-
тываемой электроэнергии, в том числе в США - 20%, Франции -
78%, России - 16%, Китае - 2,2%, Индии - 2,8% [4].
При аварии на АЭС «Три-Майл-Айленд» в США в 1979 г. была
разрушена активная зона реактора - масштаб аварии примерно ра-
вен разрушению реактора РБМК на Чернобыльской АЭС. Однако
последствия для окружающей среды этих аварий несопоставимы.
Наличие дополнительного барьера на пути распространения радио-
активности в виде герметичной оболочки в полной мере обеспечило
защиту окружающей среды от заражения радиоактивными продук-
тами. На реакторе РБМК на Чернобыльской АЭС защитная оболочки
реактора не была предусмотрена в его конструкции.
АТЭЦ выполняются по одно-, двух- и трехконтурной схемам, ни
их основе могут быть усовершенствованные схемы.
280
Одноконтурная схема (рис. 11.11, а) аналогична схеме ТЭЦ на
органическом топливе, только вместо парогенератора для подогрева
рабочего тела (воды) используется атомный реактор. Кроме того, в
схеме предусмотрена биологическая защита 2 от радиоактивного
облучения. Однако при такой схеме рабочее тело и все оборудова-
ние работают в радиационных условиях, существует реальная опас-
ность радиоактивного загрязнения, поэтому подобная схема не мо-
жет быть реально применима.
«)
Рис. 11.11. Простейшие схемы АТЭЦ:
а - одноконтурная; б - двухконтурная; в - трехконтурная;
1 - атомный реактор; 2 - биологическая защита; 3 - турбина; 4 - электрогенератор;
5 - теплофикационный подогреватель; 6 - сетевой насос; 7 - питательный насос;
8 - циркуляционный насос; 9 - поверхностный парогенератор
В двухконтурной схеме (рис. 11.11,6) для подогрева рабочего
тела (пара), используемого в турбине 3 и теплофикационном подог-
ревателе 5, используется промежуточный поверхностный парогене-
ратор (теплообменник) 9, греющей средой в котором является теп-
лоноситель первого контура, охлаждающий активную зону атомного
реактора 1 и передающий теплоту вторичному теплоносителю в па-
рогенераторе 9. По сути, радиоактивным является только первый
контур, охлаждающий атомный реактор.
В трехконтурной схеме (рис. 11.11, в) с целью безопасности, т.е.
недопущения радиоактивного заражения, подогрев рабочего тела
производится путем последовательной передачи тепла от первого
281
контура через промежуточные теплообменники (поверхностные па-
рогенераторы) 9. Кроме того, радиационная безопасность в этом
случае повышается вследствие увеличения давления теплоносителя
от первого контура к последующим. При таких схемах в качестве
теплоносителей в первом контуре применяются специальные тепло-
носители, имеющие высокие температуры кипения при низких дав-
лениях (жидкий натрий, органические жидкости или газы).
В качестве атомных реакторов на АЭС в бывшем СССР широко
применялись реакторы РБ МК-1000 (реактор большой мощности
канальный, 1000 МВт), в которых теплоносителем являлась вода, а
замедлителем ядерной реакции - графит. После аварии на Черно-
быльской АЭС наибольшее применение находят атомные реакторы
типа ВВЭР (например, реактор ВВЭР-1000 - водоводяной энергети-
ческий реактор с энергоблоком на 1000 МВт), у которых и теплоно-
сителем и замедлителем является вода.
В Беларуси будет построена атомная станция с реактором
ВВЭР-1200 по проекту АЭС-2006. Давление в реакторе 16,2 МПа,
температура теплоносителя на входе в активную зону 298,8 °C, на
выходе из активной зоны 329,7 °C, тепловая мощность реактора
3200 МВт, электрическая мощность энергоблока 1200 МВт. Для
увеличения безопасности максимально учитываются рекомендации
МАГАТЭ, например, защита от землетрясений, урагана, падения
самолета. Кроме того, предусмотрена двойная защитная оболочка
реакторного зала, «ловушка» расплава активной зоны, расположен-
ная под корпусом реактора, а также пассивная система отвода оста-
точного тепла.
В настоящее время большинство атомных энергетических реак-
торов работает на природном и слабообогащенном атомном топли-
ве, содержащем уран-235 (от 0,7 до 10%) и уран-236. В реакторах
ВВЭР исходным топливом является уран-235, обогащенный до
4,4%, в виде спрессованных таблеток из двуокиси урана UO2 диа-
метром 7,53 мм и высотой 25-30 мм. Таблетки помещаются в труб-
ку из циркония, легированную 1% ниобия. Трубка называется теп-
ловыделяющим элементом (ТВЭЛом), наружный диаметр трубки 9,1
мм, внутренний диаметр 7,72 мм (рис. 11.12). В трубку помещаются
топливные таблетки 4 с зазором по диаметру, общая длина столба
таблеток составляет 3530 мм, длина трубки 3800 мм. В ВТЭЛ уста-
навливают верхнюю 1 и нижнюю 5 заглушки и зазор между таблет-
ками и стенкой трубки заполняют гелием при давлении до 2,0 МПа.
Общая длина ТВЭЛа - 3837 мм, вес составляет 2,1 кг.
282
Тепловыделяющая сборка (ТВС)
состоит из пучка ТВЭЛов в количе-
стве 312 шт., в сборке имеется 18
трубчатых каналов для поглощаю-
щего стержня системы управления
и защиты (СУЗ). Поглощающий
стержень СУЗ (кластер) состоит из
траверсы и 18 поглощающих эле-
ментов (ПЭЛов), представляющих
собой трубки из нержавеющей ста-
ли, заполненные карбидом бора
СВ4. Перемещаются ПЭЛы в на-
правляющих трубках ТВС, которые
снизу закрыты заглушками с отвер-
стиями для прохода охлаждающей
воды. Масса тепловыделяющей
сборки составляет около 700 кг.
При вводе кластера СУЗа в ак-
тивную зону цепная ядерная реак-
ция будет затухать вследствие более
интенсивного поглощения нейтро-
нов, при выводе кластера ядерная
реакция будет развиваться, соответ-
ственно и мощность реактора будет
либо уменьшаться, либо расти.
05
Рис. 11.12. Тепловыделяющий
элемент:
1 - заглушка верхняя; 2 - оболочка;
3 - фиксатор; 4 - таблетка; 5 - за-
глушка нижняя
Кроме того, воздействие на нейтронный поток в реакторе осу-
ществляется борным регулированием, т.е. изменением концентра-
ции борной кислоты в первом контуре.
Тепло, выделяющееся в реакторе в ходе цепной ядерной реак-
ции, отводится из активной зоны теплоносителем, проходящим че-
рез ТВС. Далее теплоноситель поступает в парогенератор, где, ох-
лаждаясь, вырабатывает пар и опять насосами подается в активную
зону реактора, таким образом замыкая его первый контур.
Некоторые физические параметры реактора ВВЭР:
• температура внутри топливных таблеток 1600 °C;
• температура плавления циркония 1800 °C;
• температура внешней оболочки ТВЭЛа - до 352 °C;
• температура охлаждающей воды на входе 290 °C, на выходе
320 °C;
• давление внутри реактора 16 МПа.
283
Общая масса загрузки топлива в реактор составляет 80 т. Топ-
ливо размещается в 163 топливных сборках.
Замена топливных сборок производится периодически, по мере
выгорания ядерного топлива, в течение двух-трех лет. Общий вид
реакторного отделения представлен на рис. 11.13, а энергоблока в
целом-на рис. 11.14.
Рис. 11.13. Общий вид реакторного отделения
Рис. 11.14. Общий вид энергоблока
Герметичная
оболочка
Обстройка
реакторного
отделения
Реактор
Парогенератор
Главный
циркуляционный
насос
Главный
циркуляционный
трубопровод
284
Отработавшее ядерное топливо (ОЯТ) удаляется из активной зо-
ны в бассейн выдержки, находящийся внутри герметичной защитной
оболочки, где выдерживается в течение трех-пяти лет для снижения
радиоактивности ОЯТ до определенного предела. После этого ОЯТ в
специальных контейнерах по 12 ТВС транспортируется автомобиль-
ным или железнодорожным транспортом с соблюдением особых мер
безопасности к местам переработки ОЯТ или постоянного хранения.
В России этими местами являются ПО «Маяк» (Челябинская обл.)
или завод РТ-2 горно-химического комбината (Красноярский край).
Радиационный фон Земли - это естественное состояние приро-
ды, при котором население получает основную часть облучения от
естественных источников радиации, которыми являются [4]:
-гамма-излучение радиоактивных материалов, почвы и горных
пород, в особенности гранита, а также радиоактивного газа ра-
дона, который широко распространен в земной коре;
- космическое излучение, приходящее на Землю из глубин космо-
са, а также от Солнца, особенно во время солнечных вспышек;
- излучение радионуклидов, попавших в организм с пищей и водой.
Кроме того, создано значительное количество искусственных ис-
точников радиации, а также радионуклидов, которые широко исполь-
зуются в медицине, технике, технологиях и науке. Эти источники в
значительной мере дополняют естественный фон облучения.
Единицей эффективной дозы излучения является зиверт (Зв). Это
большая единица. В обычных условиях человек получает гораздо мень-
шую дозу, поэтому используют дробную долю - миллизиверт (мЗв).
Средняя фоновая доза излучения для каждого человека состав-
ляет 2-4 мЗв/год.
Международной комиссией по радиологической защите, дейст-
вующей под эгидой ООН, для населения установлена максимальная
доза облучения до 5 мЗв/год [4].
В повседневной жизни человек подвергается радиоактивному об-
лучению различной интенсивности от разных источников, например:
- ежедневный трехчасовой просмотр телевизора в течение года -
0,01 мЗв;
- двухчасовой полет на самолете 0-0,01 мЗв;
- годовая доза за счет влияния АЭС 0,005 мЗв;
- годовая доза от естественного радиационного фона 2,0-4,0 мЗв;
- средняя доза облучения при флюорографии 0,1 мЗв;
- однократное облучение при рентгенографии зубов 0,02 мЗв;
- однократное облучение при рентгенографии желудка 10 мЗв.
285
Урановое топливо и ТВЭЛ практически не представляют радиа-
ционной опасности. Прессованные таблетки из двуокиси урана
U 235 помещены в циркониевые трубки, излучают у- и 0-лучи в
очень малых дозах, а а-лучи задерживаются стенками трубок. Излу-
чение от свежего атомного топлива на расстоянии 1 м составляет
0,3-0,17 мкЗв/ч (микрозиверт в час), примерно равное радиацион-
ному фону в крупном городе.
11.6. Когенерационные системы
В последние годы наметилась тенденция повышения экономич-
ности котельных за счет внедрения принципов теплофикации, т.е.
комбинированного производства электроэнергии на базе выработки
тепловой энергии.
На многих паровых котельных внедряется паротурбинная теп-
лофикация, где имеется спрос на пар более низкого давления, чем у
вырабатываемого в котлах. В сложившейся за многие годы практике
требуемое давление пара достигается его дросселированием в ре-
дукционной установке, когда понижение давления происходит без
совершения работы. В период низкой цены на топливо это было оп-
равданным. В процессе адиабатного расширения пара в турбине со-
вершается полезная работа. Заменой редукционных установок паро-
выми турбинами малой мощности (100 кВт-3 МВт) осуществляется
перевод паровых котельных в режим,теплофикации, т.е. осуществ-
ляется перевод котельных в мини ТЭЦ. На рис. 11.15 приведена
схема такой ТЭЦ с противодавленческой турбиной [12].
Перевод котельной в режим
ТЭЦ повышает коэффициент ис-
пользования топлива, так как энер-
гетический КПД системы состав-
ляет до 90%, что несет прямую эко-
номическую выгоду от теплофика-
ции.
В последнее время находят
применение новые технологии
комбинированного производства
тепловой и электрической энергии
на основе тепловых двигателей
внутреннего сгорания (ДВС), ко-
гда рабочим телом термодинами-
ческого цикла является газ и, и
Рис. 11.15. Схема ТЭЦ с проти-
водавленческой турбиной:
1 - парогенератор; 2 - паровая тур-
бина; 3 - редукционно-охладитель-
ная установка; 4 - потребитель пара;
5 - конденсатный насос
286
частности, непосредственно продукты сгорания газа. Также приме-
няются газотурбинные установки (ГТУ) и газопоршневые агрегаты
(ГПА), относящиеся к ДВС, у которых температура рабочего тела в
цикле достигает у ГТУ 1200-1400 °C, у ГПА - около 2000 °C. Оче-
видно, что эти значения не сопоставимы с максимальным значением
температуры рабочего тела у паросиловой установки (ПСУ) -
565 °C. Принципиальное различие заключается в том, что если пар
после расширения в паровой турбине имеет температуру около
30 °C, то после расширения в газовой турбине рабочее тело имеет
температуру порядка 580-400 °C и выхлопные газы ГПА - темпера-
туру 400-500 °C. В этом случае можно не только нагреть сетевую
воду до 100-150 °C, но и вырабатывать пар с температурой до
500 °C, обеспечивать различные теплотехнологические процессы
(нагрев, сушка и т.д.). Настоящая комбинация высокотемпературной
технологии ДВС для комбинированной выработки тепловой и элек-
трической энергии является развитием теплофикации и называется
когенерацией.
Применение двигателей внутреннего сгорания для комбиниро-
ванного производства тепловой и электрической энергии позволяет
значительно расширить круг тепловых потребителей по сравнению с
традиционной теплофикацией, так как кроме коммунально-бытовых
потребителей тепла с уровнем до 150 °C имеется возможность снаб-
жения технологических потребителей теплом с параметрами до
500 °C. Если теплофикация в паротурбинном исполнении преду-
сматривалась при строительстве крупных источников энергии -
ТЭЦ для городов с числом жителей больше 100000 с соответствую-
щей инфраструктурой и крупными промышленными потребителями
энергии, то возможны в осуществлении и экономически оправданы
когенерационные установки любой производительности вплоть до
отдельного потребителя. Кроме того, строительство крупной ТЭЦ
требует значительно больших сроков строительства.
Уже существуют когенерационные системы, использующие су-
ществующие теплосети, имеются также минисистемы без теплосетей.
Перевод котельных в коммунальной энергетике в когенераци-
онный режим сулит большой экономический эффект. Вырабатывать
дополнительно электроэнергию, снижая при этом долю выработки в
конденсационном цикле с КПД не более 38% и увеличивая долю
выработки в теплофикационном цикле с КПД, равным 80-90%, без-
условно, выгодно. При отсутствии роста энергопотребления в сфере
коммунального хозяйства газа при этом сжигаться будет приблизи-
287
тельно в полтора раза меньше. На рис. 11.16 приведена принципи-
альная схема когенерационной системы с газопоршневым агрегатом,
а на рис. 11.17 - общий вид когенерационной установки на базе ГПА
электрической мощностью 3 МВт.
Рис. 11.16. Принципиальная схема когенерационной системы
с газопоршневым агрегатом (ГПА):
1 - ГПА; 2 - электрогенератор; 3 - воздушный нагнетатель; 4 - ухо-
дящие дымовые газы; 5 - обратная сетевая вода; б - масляный радиа-
тор; 7 - радиатор системы охлаждения ГПА; 8 - котел-утилизатор
дымовых газов; 9 - прямая сетевая вода; 10 - масляный насос; 11 -
насос системы охлаждения двигателя; 12 - сетевой насос
Рис. 11.17. Общий вид когенерационной установки
на базе ГПА электрической мощностью 3 МВт
288
11.7. Гелиотеплоснабжение
Гелиотеплоснабжение, или использование солнечной энергии
для теплоснабжения, относится к перспективным направлениям, хо-
тя способы возможного использования солнечной энергии для нужд
теплоснабжения известны давно.
Эффективное использование солнечной энергии для теплоснаб-
жения в Беларуси сдерживается следующими факторами:
- высокими капитальными затратами на единицу тепловой мощ-
ности;
- малым количеством солнечных дней в году, и в то же время сол-
нечные дни, как правило, приходятся на летнее время, когда те-
пловая нагрузка незначительная;
- в схеме теплоснабжения должны быть резервные источники тепла.
Тем не менее использование гелиоустановок в сочетании с дру-
гими резервными источниками перспективно в летнее время в мно-
гочисленных санаториях, спортивных и детских оздоровительных
лагерях, коттеджах и т.п.
При прямом преобразовании солнечной энергии в тепловую ис-
пользуются солнечные коллекторы (гелиоприемники), внутри кото-
рых циркулирует теплоноситель, в качестве которого может приме-
няться вода или незамерзающая жидкость (антифриз). В двухкон-
турной схеме (рис. 11.18) первичный теплоноситель отдает тепло в
теплообменнике 2 теплоносителю 2-го контура, который поступает в
систему теплопотребления 5. В схеме предусмотрен резервный по-
догреватель 3, выполняющий роль аккумулятора тепла.
1-й контур
Рис. 11.18. Схема с промежуточным циркуляционным
контуром, в 1-м контуре антифриз:
1 - солнечный коллектор (гелиоприемник); 2 - теплообменник;
3 - резервный подогреватель-аккумулятор; 4 - циркуляционный
насос; 5 - система теплопотребления
10 Теплоснабжение
289
В схеме на рис. 11.19 в качестве резервного источника тепла
применяется электрический водонагреватель 5.
Может найти применение воздушная система отопления (рис.
11.20) с аккумулятором тепла 3 и наполнителем в виде гальки или
дробленого камня.
Рис. 11.19. Схема с емкостным подогревателем и электро-
нагревателем-дублером:
1 - гелиоприемник; 2 - теплообменник; 3 - емкостный подогрева-
тель-аккумулятор; 4 - циркуляционный насос; 5 - электрический
нагреватель-дублер; 6 - система теплопотребления
Рис. 11.20. Схема воздушной системы отопления:
1 - воздухонагреватель солнечный; 2 - трехходовые заслонки;
3 - аккумулятор теплоты галечный; 4 - дополнительный источ-
ник теплоты; 5 - вентилятор
Схема может работать в нескольких режимах:
1 - накопление теплоты в аккумуляторе;
2 - нагрев воздуха с подачей его в помещение;
3 - в ночное время нагрев воздуха в аккумуляторе;
4 - нагрев воздуха в солнечном воздухонагревателе и с догревом
его в электрокалорифере.
290
Режимы работы осуществляются переключением трехходовых
воздушных заслонок.
Другой способ использования солнечной энергии - прямое пре-
образование в электрическую в гелиоприемниках, например, в
кремниевых элементах-пластинах.
11.8. Геотермальное теплоснабжение
Другим видом возобновляемых источников энергии является
геотермальная энергия, энергия тепла недр Земли, находящая широ-
кое применение в Новой Зеландии, Италии, США и особенно в Ис-
ландии, использующаяся на нужды отопления и горячего водоснаб-
жения.
Геотермальные воды можно классифицировать:
• по температуре - на слаботермальные (т < 40 °C), термальные
(т = 40-60 °C), высокотермальные (т = 60-100 °C) и перегретые
(т>100°С);
• минерализации - на ультрапресные с содержанием солей менее
0,1 г/л и рассольные - более 30 г/л;
• химическому составу - от щелочных до кислотных.
Особенностями термальных вод являются их неодинаковый по-
тенциал и химический состав, колеблющийся в широких пределах, а
также агрессивность по отношению к оборудованию систем тепло-
использования. Кроме того, высокая минерализация, вызывающая
отложение солей на теплоотдающих поверхностях, требует предва-
рительной обработки воды - удаление агрессивных газов СО2, О2,
солей CaSO4, CaSO3 и др. Все это, а также низкая термодинамиче-
ская эффективность из-за невысокой начальной температуры рабо-
чего тела ведет к высоким удельным капиталовложениям на геотер-
мальные системы.
В Беларуси разведаны запасы геотермальных вод - 200-километ-
ровый пояс Припятского прогиба, являющийся перспективным рай-
оном. Термальные воды залегают на глубине 2-5 тыс. метров с тем-
пературой от 20 до 115° и перспективны для использования в городах
Гомель, Речица, Калинковичи и др. Однако эти термальные воды
высокоминерализованы и требуют предварительной обработки.
Имеются случаи использования тепла термальных вод - пример
тепличного комбината «Берестье» в г. Бресте, где используют теп-
лоту термальной воды в комплексе с тепловым насосом для тепло-
снабжения теплиц.
291
10*
11.9. Теплонасосные установки
К теплонасосным установкам относятся установки, повышаю-
щие температуру низкопотенциального тепла (геотермальной воды,
воды открытого водоема, грунта, вторичных тепловых ресурсов) до
требуемого уровня путем затраты механической или электрической
энергии.
Аналог - холодильная установка, принцип работы которой ос-
нован на отводе низкотемпературного тепла от охлаждаемого объек-
та, повышение его потенциала и отвод его в помещение с более вы-
соким температурным уровнем.
По принципу действия тепловые насосы подразделяются на
компрессионные, сорбционные и термоэлектрические. Принципи-
альная схема парокомпрессионной теплонасосной установки приве-
дена на рис. 11.21.
Низкотем-
пературная
среда
Рис. 11.21. Схема парокомпрессионной теплонасосной установки:
1 - испаритель; 2 - электродвигатель; 3 - компрессор; 4 - конденсатор; 5 - дроссель;
6 - система отопления; 7 - циркуляционный насос
Рабочее тело с низкой температурой кипения с параметрами
и Г] поступает в испаритель 1, где испаряется за счет отбираемой
теплоты среды q\. Образующийся насыщенный пар сжимается в
компрессоре 3 до давления Р2, которому соответствует более высо-
кая температура конденсации Т2. Пар поступает в конденсатор 4,
где, конденсируясь, отдает теплоту потребителю (воде системы ото-
пления). Для повторения цикла осуществляется дросселирование
конденсата от давления Р2 до Pi в дросселе 5, при этом его темпера-
тура снижается от Т2 до Т\. Таким образом, в тепловом насосе ис-
пользуются два источника энергии - низкотемпературное тепло ок-
ружающей среды q\ и дополнительная электрическая энергия для
привода компрессора.
292
В качестве рабочего тела (рабочего агента) в компрессионных
тепловых насосах используются фреоны различных марок, в основ-
ном «Фреон-12» с температурой конденсации около 65 °C. Для по-
лучения более высоких температур применяют «Фреон 113» с тем-
пературой конденсации 127 °C и «Фреон 114» (Тк соответственно'
равна 170 °C).
Эффективность работы теплонасосной установки характеризу-
ется ее коэффициентом преобразования <р, показывающим отноше-
ние величины энергии, передаваемой потребителю, к дополнительно
затрачиваемой энергии:
ф = 0'2/?ю
где q2 = qi +?к;
qx - тепло, получаемое из низкотемпературной среды;
q* - дополнительно затрачиваемая энергия на электропривод
компрессора.
Коэффициент преобразования теплонасосных установок состав-
ляет от 2 до 5.
Чем выше температура источника тепла, тем больше величина
коэффициента преобразования и меньше величина капиталовложе-
ний в установку. В связи с этим наиболее целесообразно примене-
ние теплонасосных установок при использовании вторичных энер-
горесурсов (ВЭР) предприятий, в ряде случаев составляющих зна-
чительное количество низкопотенциального тепла, выбрасываемого
в окружающую среду. Выработка тепла в теплоутилизационных ус-
тановках по сравнению с его выработкой на ТЭЦ приблизительно
в два раза дешевле, так как не затрачиваются средства на сооруже-
ние котельных и не требуются транспортные средства на доставку
топлива.
В последние годы намечается тенденция к комбинированному
использованию теплонасосных установок для теплохолодоснабже-
ния: зимой - снабжение теплом, летом - холодом путем соответст-
вующего переключения испарителя и конденсатора. Такие установ-
ки называются термотрансформаторами.
Принцип действия теплонасосных установок сорбционного типа
основан на термохимических реакциях поглощения (сорбции) рабо-
чего тела сорбентом и затем выделения (десорбции) рабочего тела из
сорбента.
Принцип действия термоэлектрических теплонасосных устано-
вок заключается в использовании эффекта Пельтье: при пропуска-
293
нии постоянного тока через разнородные соединенные (спаянные)
металлы в направлении от положительного электрода к отрицатель-
ному в месте спая выделяется тепло, при обратном направлении то-
ка поглощается тепло.
В системах теплоснабжения сорбционные и термоэлектрические
теплонасосные установки широкого применения не получили.
11.10. Совместная работа нескольких источников
теплоты
В ряде случаев для покрытия тепловых нагрузок большой мощ-
ности, особенно технологических, или при массовом жилищном
строительстве сооружаются крупные ТЭЦ. Однако строительство и
ввод в эксплуатацию крупных ТЭЦ требует значительно большего
времени, чем строительство жилых и общественных зданий, поэто-
му при массовом жилищном строительстве для теплоснабжения со-
оружают местные или районные котельные. После ввода ТЭЦ в экс-
плуатацию котельные целесообразно переводить в пиковый режим -
режим совместной работы с ТЭЦ.
Принципиальная схема совместной работы ТЭЦ и пиковых ис-
точников представлена на рис. 11.22.
Рис. 11.22. Схема совместного включения ТЭЦ и пиковых котельных:
1 - сетевой насос; 2 - теплофикационный подогреватель; 3 - пиковая котельная
ТЭЦ; 4 - пиковая котельная района; 5 - насос котельной
В схеме имеется пиковая котельная 3 на ТЭЦ и пиковая котель-
ная 4 района. Насосы 5 подмешивающей станции можно использо-
вать в качестве подмешивающих или повысительных для транспорт
обратной воды на ТЭЦ. В режим подмешивающих насосы 5 вклю-
чаются, если режим потребления тепла в тепловом районе не соо т-
ветствует графику температур воды, поступающей от ТЭЦ.
294
Рассмотрим основной гидрав-
лический режим. Тепловая на-
грузка между источниками тепло-
ты распределяется следующим
образом (рис. 11.23): в теплое
время года и от начала отопитель-
ного сезона до температуры на-
ружного воздуха 4.а тепловая на-
грузка покрывается из отборов
турбин.
При температуре наружного
воздуха ниже /н.а в работу включа-
ется пиковая котельная ТЭЦ (3), и
при температуре наружного воз-
духа 4.» расчетная тепловая мощ-
ность ТЭЦ исчерпывается:
Qrau - С?от+ (?пкг> (11.13)
где 0от - расчетная тепловая мощ-
ность отборов турбин;
0пкг - расчетная тепловая мощ-
ность пиковой котельной ТЭЦ.
От температуры наружного
Рис. 11.23. Распределение тепло-
вых нагрузок между источниками
теплоты при центральном качест-
венном регулировании и расходе
теплоносителя G
воздуха t„w до расчетной t0 для дальнейшего нагрева сетевой воды
используется пиковая котельная района (4) (см. рис. 11.22).
Qp бтЭЦ + 0пкр — Qm + Qtikt + Snxp ~ Qor + Qni (11 • 14)
где Qp - расчетная тепловая мощность теплового района;
бпкр - тепловая мощность районной пиковой котельной;
Спет - тепловая мощность пиковой котельной ТЭЦ;
Qm - тепловая мощность теплофикационных отборов турбин;
Qa - суммарная пиковая мощность.
Отношение расчетной тепловой нагрузки отборов турбин к рас-
четной тепловой нагрузке теплового района называют коэффици-
ентом теплофикации района-.
=&»/&•
(11.15)
Отношение расчетной тепловой мощности пиковой котельной
ТЭЦ к суммарной пиковой мощности называют пиковым коэффи-
циентом ТЭЦ:
295
<^=QJQn. (11.16)
Отношение расчетной тепловой мощности пиковой котельной
района к суммарной пиковой мощности называют пиковым коэф-
фициентом теплового района-.
<»₽=&₽/&. (П-17)
Сумма пиковых коэффициентов равна единице:
®т+<ор = 1. (11.18)
На рис. 11.23 приведены графики тепловых нагрузок, темпера-
тур и расходов сетевой воды при совместной работе источников те-
пла с подогревом сетевой воды по графику центрального качествен-
ного регулирования в пиковых котельных ТЭЦ и района.
11.11. Гидравлический удар в теплосетях
Движущийся поток воды в трубопроводе обладает большой кине-
тической энергией. При быстром изменении скорости движения воды,
например при резком закрытии затвора (задвижки), возникает волно-
вой процесс, сопровождающийся резким повышением давления, рас-
пространяющимся по трубопроводу с большой скоростью. Этот про-
цесс называется гидравлическим ударом. В особых случаях гидравли-
ческий удар может привести к разрушению (разрыву) трубопровода.
В тепловых сетях возможность гидравлического удара сущест-
вует вследствие значительной длины трубопроводов больших диа-
метров и с большими расходами сетевой воды; наличия мощных
насосных подстанций; установки на трубопроводах регулирующих
клапанов, которые могут включаться-выключаться в автоматиче-
ском режиме.
Например, при внезапной остановке насосов на подстанции, а
также при внезапном закрытии секционирующей задвижки проис-
ходит резкое изменение скорости воды в теплосети, что сопровож-
дается гидравлическим ударом.
При наличии в системе пиковых водогрейных котлов и при рез-
ком уменьшении расхода сетевой воды через котел может возник-
нуть перегрев и вскипание сетевой воды с образованием паровых
пузырей в потоке, которые при движении далее по трубопроводу
конденсируются, сопровождаясь гидравлическими ударами.
Волны повышенного давления от гидравлического удара рас-
пространяются по трубопроводу со скоростью звука в воде около
296
1000 м/с, многократно повторяясь, в одну и другую сторону, пока
энергия удара не израсходуется на внутреннее трение и деформацию
трубопровода или не будет погашена в специальных резервуарах,
воздушных демпферах и других устройствах.
Рассмотрим процесс изменения напора (давления) в теплосети
при закрытии регулирующего клапана на подающей магистрали
(рис. 11.24).
Рис. 11.24. Схема (а) и пьезометрический график (б) в двухтрубной водя-
ной тепловой сети при открытом и закрытом регулирующем клапане РК
При открытом клапане РК пьезометрические линии занимают
положение 1-2-3-4-5-6, при полностью закрытом клапане РК 1-
2-3'—4-5'-6. До закрытия РК напоры в точках 2 и 3 практически
равны: Н2 = Нз.
После полного закрытия РК напор в точке 2Н2 -Ни а в точке 3
Нз = Н6. При медленном закрытии клапана РК - напоры в точках 2 и
3 постепенно изменяются от Н2 до Н2 = Н\, а в точке 3 - от Нз до
Н'3 = Н6.
Процесс изменения напора во времени в точке 2 у клапана РК
показан на рис. 11.25, при быстром закрытии РК - сплошная линия,
при медленном закрытии РК - пунктирная линия. При быстром за-
крытии клапана РК вода в начальный момент времени продолжает
297
движение в прежнем направлении и с прежней скоростью w, что вы-
зывает повышение напора перед клапаном на величину Ну.
Повышение напора (давления) перед клапаном РК вследствие
несжимаемости воды приводит к растяжению стенок трубы. В сле-
дующий момент времени возникшая при гидравлическом ударе вол-
на повышенного давления движется со скоростью звука в обратном
направлении к точке 1 (см. рис. 11.24), погашая при этом на некото-
рую величину силу гидравлического удара. В момент времени, когда
волна повышенного давления достигает точки 7, в точке 2 будет
разрежение (волна пониженного давления) на величину Ну.
Рис. 11.25. Процесс изменения напора во времени при
гидравлическом ударе:
1 - быстрое закрытие клапана; 2 — медленное закрытие клапана
В дальнейшем волновой процесс повторяется с переменным
знаком и направлением от точки 2 к точке 1 и наоборот, при этом
энергия волны уменьшается и стабилизируется до величины Н\.
Величина Ну называется напором гидравлического удара, а Ру =
= 77y-p-g - давлением гидравлического удара.
По Жуковскому Н.Е., давление гидравлического удара опреде-
ляется по формуле
Py=awp. (11.19)
В вышеприведенных выражениях
а - скорость звука в воде, м/с;
w - скорость воды до торможения, м/с;
р - плотность воды, кг/м3;
g - ускорение свободного падения: g=9,81 м/с2.
298
Скорость движения волны в трубопроводе, равная скорости зву-
ка, может быть определена по формуле
a = J——r=^--------; (Н.20)
V Е„ S
где Ев - модуль упругости воды, равный 2-109 Па;
Ест - модуль упругости стали, равный 2 • 1011 Па;
d - внутренний диаметр трубы, м;
S - толщина стенки трубы, м.
В диапазоне сортамента труб тепловых сетей скорость звука в
воде составляет 1000-1500 м/с.
Суммарный напор гидравлического удара, возникающий в точ-
ке 2 при гидравлическом ударе, равен
Н = Не±Ну, (11.21)
где Нс - напор при стабильном режиме, м, для точки 2 Нс = Нг.
Рассмотрим, как изменяется напор на подающем (нагнетатель-
ном) и обратном (всасывающем) коллекторах сетевых насосов при
внезапной остановке и пуске сетевых насосов (рис. 11.26).
Рис. 11.26. Схема насосной установки у источника тепла:
1 - подающий (нагнетательный) и 2 - обратный (всасывающий)
коллекторы; 3 - противоударная перемычка
При внезапной остановке сетевых насосов возникает волновой
процесс, который сопровождается понижением напора на нагнета-
тельном коллекторе 1 и повышением напора на всасывающем кол-
лекторе 2.
На рис. 11.27 показан характер изменения напора на подающем
и обратном коллекторах при внезапной остановке (рис. 11.27, а) и
внезапном пуске сетевых насосов (рис. 11.27,6). За время остановки
насосов z. напор в подающем коллекторе падает на величину ДЯп.о.
299
(см. рис. 11.27, а), а в обратном - возрастает на величину ДЯ0.0, по
истечении некоторого времени z0 напор в подающем и обратном
коллекторах стабилизируется до величины статического Н„.
Рис. 11.27. Изменение напоров на коллекторах насосной установки при
внезапной остановке (а) и внезапном пуске (б) сетевых насосов:
Яи, Но ~ соответственно напор в подающем и обратном коллекторах; Яст - статичес-
кий напор; ДЯПО, ЛЯ00 - соответственно падение напора в подающем и возрастание
в обратном коллекторах при внезапной остановке сетевых насосов; ДЯПП, ЛЯОП -
соответственно возрастание напора в подающем и падение в обратном коллекторах
при внезапном пуске сетевых насосов; z - время пуска-останова сетевых насосов;
z0 - время стабилизации их работы
При внезапном пуске сетевых насосов (рис. 11.27, б) за время z
пуска сетевых насосов до набора рабочей частоты вращения напор в
подающем трубопроводе возрастает на величину АНП.П, а в обратном
падает на величину ДЯ0П и по истечении некоторого времени zn ста-
билизируется до рабочего давления в подающем Нп и обратном Но
трубопроводах.
Для защиты систем теплоснабжения от гидравлического удара
применяют специальные устройства на теплосетях в виде перемычек
с обратными клапанами и сетевых насосов (см. рис. 11.26), выравни-
вающих давление в обратном и подающем трубопроводах при гид-
роударе, гидрофоры (воздушные емкости), которые смягчают или
демпфируют гидравлические удары. Кроме этого, при эксплуатации
оборудования теплосетей необходимо соблюдать следующие меры:
- плавный, замедленный пуск-останов сетевых и подкачивающих
насосов;
-плавное, замедленное открытие-закрытие запорной арматуры,
особенно на трубах большого диаметра;
-установка редукторов на приводах регулирующих клапанов и
запорной арматуры.
300
12. ОСНОВЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ СИСТЕМ
ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
12.1. Испытание, промывка и пуск теплосетей
Теплопроводы после монтажа испытывают на прочность и
плотность. При этом проверяют герметичность и прочность тепло-
провода, т.е. сварных швов, труб, фланцевых соединений, арматуры,
компенсаторов и оборудования.
Испытание производится гидравлическим способом, в особых
случаях допускается проводить испытания пневматическим спосо-
бом, т.е. воздухом.
Гидравлическое испытание (опрессовку) производят дважды:
предварительное и окончательное.
При предварительной опрессовке проверяется прочность и плот-
ность не только сварных швов, но и стенок трубопровода, так как
в трубах возможны заводские дефекты. Трубопровод испытывается
по участкам (захваткам), без арматуры, оборудования и наложения
изоляции. Если применены предварительно изолированные трубы,
то испытывают только сварные стыки.
Окончательную опрессовку производят после окончания монтажа
теплосети, при засыпанной траншее, кроме стыков между участками.
Последовательность работ при гидравлической опрессовке:
• очищают трубопровод, на обеих открытых сторонах трубопро-
вода устанавливают заглушки, манометры и краны;
• присоединяют водопровод и гидравлический пресс;
• наполняют трубы водой и создают требуемое давление;
• осматривают испытываемый трубопровод и отмечают дефект-
ные места;
• снижают давление, спускают воду и устраняют дефекты;
• производят повторное испытание;
• отсоединяют водопровод и спускают воду из теплопровода;
• снимают манометры и заглушки.
Водопровод присоединяют в нижней части трубопровода. Воз-
душные краны с патрубками приваривают в верхних частях. Воз-
душные краны перекрывают после того, как из них будет идти вода
без воздуха, все спускные краны должны быть перекрыты.
Испытательное давление принимают в 1,25 раза больше рабоче-
го, т.е. Рисп = 1,25Рраб, но не менее 1,6 МПа для подающего трубо-
провода и 1,2 МПа - для обратного.
301
При предварительной опрессовке давление поднимают до испы-
тательного и выдерживают в течение 10 мин. Если падения давления
не наблюдается, его снижают до рабочего, осматривают трубопро-
вод, обстукивая стыки молотком массой 500 г.
При окончательной опрессовке выдерживают 15 мин при испыта-
тельном давлении, производя осмотр всего трубопровода и оборудо-
вания. Если падение давления по манометру при рабочем давлении не
превышает 10% в течение 2 ч, теплопровод считается герметичным.
Окончательная опрессовка производится при отключенных теп-
ловых пунктах под давлением сетевых насосов. Циркуляция воды
происходит через перемычки в конце сети.
Опрессовка оборудования тепловых пунктов и местных систем
производится следующим образом: система заполняется водой из
водопровода, подключается опрессовочный пресс с ручным или
электроприводом, для проверки плотности сварных и фланцевых
соединений, оборудования и арматуры создается рабочее давление.
Затем давление устанавливают на 1,25 выше рабочего и выдержи-
вают 5 мин. При падении давления не более 20 кПа испытание счи-
тают законченным.
Предварительное испытание производит монтажная организа-
ция в отсутствие заказчика. Результаты испытаний регистрируются
в соответствующем журнале.
Окончательное испытание производится также монтажной ор-
ганизацией, но в присутствии представителей заказчика и теплосе-
тей. Результаты испытания отражают в соответствующем акте.
В процессе эксплуатации систем теплоснабжения регулярно
проводят испытания: гидравлические, тепловые и на максимальную
температуру теплоносителя. Новые теплосети испытывают через
три-четыре года, а теплосети, отработавшие несколько лет, - еже-
годно, в теплое время года.
Гидравлические испытания предназначены для определения
фактических гидравлических характеристик теплосети, так как они
изменяются в процессе эксплуатации (коррозия, засорение отдель-
ных участков, выпадение солей жесткости и др.). Испытание прово-
дят при отключенных тепловых пунктах, циркуляция осуществляет-
ся через перемычки на концах теплопроводов, расход теплоносителя
принимают максимальным. В характерных точках измеряются дав-
ление, температура и расход теплоносителя с использованием об-
разцовых манометров, ртутных термометров с ценой деления 1 °C и
измерительных диафрагм.
302
Потери давления на испытываемых участках определяют по
формуле
AP = (Pi-P2) + 9,81(Z1-Z2)p, (12.1)
где Рь Рг - показания манометров в начале и конце испытуемого
участка, Па;
Zi, Z2 - геодезические отметки в этих же точках, м;
р - плотность теплоносителя при данной температуре, кг/м3.
По результатам испытаний строят пьезометрические графики
для сравнения с расчетными и определяют действительные коэффи-
циенты трения в трубопроводах, а также находят места засорения
трубопроводов.
Тепловые испытания. В процессе эксплуатации тепловых се-
тей происходят естественный износ и старение теплоизоляции, а
также ее механические повреждения.
Тепловые испытания проводят с целью определения фактиче-
ских теплопотерь трубопроводами, как правило, в конце отопитель-
ного сезона. Измеряют температуры и расходы теплоносителя в на-
чале и конце испытываемой магистрали. В подающем и обратном
трубопроводе теплопотери определяют по формулам
а - с‘(^1 ~0>25Gn)-(Tn ~т12)
Уф1 3600 /
(12.2)
а - с ‘~0»75<?п) • (?21 ~т22)
7ф2 3600 •/
где 7ф1, q^2 - фактические удельные потери тепла подающим и об-
ратным теплопроводом, кВт/м;
Gi - расход воды в подающем трубопроводе, кг/ч;
Gn - расход подпиточной воды, кг/ч;
0,25Gn и 0,75Gn - соответственно потери воды в подающем и
обратном трубопроводах, кг/ч;
I - длина участка, м;
Тп, тп, т21, Т22 - соответственно температура воды в начале и
конце подающего и обратного теплопроводов, °C (иметь в виду,
что начало обратного теплопровода имеет место в конце по-
дающего по ходу движения воды).
Сопоставлением фактических теплопотерь с расчетными и нор-
мативными определяют состояние тепловой изоляции для принятия
соответствующих мер. Для паропроводов теплопотери определяют по
изменению энтальпии пара, его влажности и количеству конденсата.
зоз
Испытания на максимальную температуру теплоносителя
проводят раз в два года в конце отопительного сезона с целью про-
верки надежности и работы всех элементов теплосети (трубопрово-
дов, компенсаторов, смещения элементов сети в проектных направ-
лениях, смещение опор) при повышенной температуре.
Температуру теплоносителя повышают со скоростью 30 °С/ч и
выдерживают в течение 30 мин. После осмотра фактические пере-
мещения элементов сети сравнивают с расчетными и по ним опре-
деляют действительные напряжения в характерных точках. При не-
обходимости принимаются соответствующие меры для восстанов-
ления нормальной работы всех элементов теплосети.
Пневматическое испытание выполняется при низких темпера-
турах наружного воздуха и при согласовании с теплосетями. Испы-
тание проводят в соответствии с СП 298-65.
Испытания пневматическим способом проводят в следующем
порядке:
• очищают и продувают теплопровод;
• устанавливают манометры и заглушки;
• наполняют трубопровод воздухом заданного давления;
• осматривают трубопровод, промазывая места соединения мыль-
ным раствором;
• устраняют обнаруженные дефекты;
• вторично испытывают трубопровод;
• отсоединяют компрессор, спускают воздух;
• снимают заглушки и манометры.
Величина испытательного давления при пневматическом спосо-
бе испытания устанавливается в соответствии с временной инструк-
цией СН 298-65.
Испытания проводятся участками длиной около 1 км.
Неплотности трубопровода определяются по мыльным пузырям,
звуку выходящего воздуха и запаху при добавлении одорантов (ам-
миак, этилмеркаптан).
Продолжительность испытания и величина падения давления
определяются в зависимости от диаметра. Например, для трубопро-
вода диаметром 400 мм время испытания 2 ч, допустимое падение
давления составляет 450 Па.
При применении в качестве жидкости, заполняющей манометр,
керосина вместо воды необходимо учитывать его плотность р =
= 870 кг/м3. В зимнее время при отрицательной температуре наруж-
ного воздуха допускается производить гидравлические испытания
тепловых сетей подогретой водой.
304
После окончательной опрессовки теплосети для удаления из тру-
бопроводов загрязнений в виде песка, окалины, грунта, обрезков ме-
талла и др. производят промывку теплосетей. Промывка может осу-
ществляться или по всей сети, или по секционирующим участкам.
Гидравлическая промывка осуществляется водопроводной
водой подключением водопровода с давлением 0,3-0,4 МПа. Воду
сбрасывают через дренажи. Вторичная промывка производится по-
сле наполнения трубопровода с повышенным давлением и циркуля-
цией от сетевых насосов, защищенных грязевиками (рис. 2.1).
При подземной прокладке на промываемом трубопроводе в
конце участков по ходу движения воды в узлах секционирующих
задвижек устанавливают грязевики. Здесь же между подающим и
обратным трубопроводами врезается перемычка диаметром, равным
0,3 диаметра трубопровода, с двумя задвижками и контрольным
вентилем между ними. Скорость движения воды составляет 1,0-1,5
м/с. Продолжительность промывки - до 20-30 ч. По окончании про-
мывки производят очистку грязевиков или их вырезку. Лучший эф-
фект дает гидропневматический способ промывки сетей. В запол-
ненный водой трубопровод компрессором подается воздух, создаю-
щий повышенную турбулентность потока и вследствие этого -
лучшее удаление механических частиц.
Последовательность гидропневматической промывки:
- в верхних точках врезают патрубки с запорной арматурой и об-
ратными клапанами, к которым присоединяют компрессор и во-
допровод;
- трубы заполняют водой неполным сечением при закрытых воз-
душных и дренажных кранах;
- компрессором создают давление до 0,3 МПа, включают водо-
провод и дренажную линию в нижних точках;
- промывку осуществляют до осветления воды, скорость промыв-
ки при этом составляет 1,5-3,0 м/с.
Компрессор
Рис. 12.1. Схема оборудования теплосети для промывки
305
При этом способе грязевики не устанавливают, а воду выпуска-
ют в поверхностные водостоки или в камеры, откуда насосами по-
дают на поверхность.
Конденсатопроводы промывают в две стадии: сначала водой,
потом конденсатом до тех пор, пока анализ конденсата не даст по-
ложительные результаты.
Паропроводы продувают паром от ТЭЦ или котельной. Выпуск
пара производят через открытый торец паропровода или выхлопные
патрубки. Скорость пара по возможности должна быть большой.
Пуск водных теплосетей. При пуске водяных теплосетей про-
изводится наполнение трубопроводов, устанавливается циркуляция,
включаются потребители и производится пусковая регулировка.
Перед наполнением тепловых сетей дренажные устройства и за-
движки на ответвлениях и перемычках между подающим и обрат-
ным трубопроводами должны быть закрыты. Воздушные устройства
и секционирующие задвижки на участках должны быть открыты.
Наполнение трубопроводов производится водой от источника
тепла с температурой 40-45 °C через обратный трубопровод. Во
время наполнения проверяют состояние всего оборудования тепло-
сети. Воздушники по мере наполнения перекрываются дежурными
по трассе. При наполнении обратной линии открывают перемычку и
подающий трубопровод наполняется в той же последовательности.
После наполнения теплосети и удаления воздуха сетевыми на-
сосами устанавливается циркуляция, при этом сетевая вода подогре-
вается со скоростью около 30 град/ч. В зимних условиях, при t№ < -
20 °C, подающий и обратный трубопроводы заполняются одновре-
менно, по секционным участкам. Сети наполняют водой с темпера-
турой 50-60 °C, при этом все дренажные и воздушные патрубки
должны быть открыты. Воздушные краны закрывают по мере на-
полнения трубопроводов, а спускные - при температуре спускаемой
воды 30 °C. После пуска тепловых сетей в течение 72 ч (трех суток)
производят контрольный осмотр: проверяют герметичность сальни-
ков компенсаторов, состояние опор, тепловой изоляции, положение
трубопроводов на подвижных опорах (особенно на поворотах), лег-
кость открытия-закрытия задвижек. После наладки работы теплосе-
ти она принимается на баланс эксплуатирующей организации.
Сдача сетей в эксплуатацию производится после приемки их ра-
бочей комиссией в следующем составе: представители заказчика
(председатель), генподрядчика, субподрядчиков, проектной органи-
зации, технической инспекции профсоюза, Государственного сани-
тарного надзора, Государственного пожарного надзора.
306
Окончательную приемку теплосетей осуществляет Государст-
венная комиссия - представители заказчика, генподрядчика, ген-
проектировщика, органов Государственного санитарного надзора и
Государственного пожарного надзора, технической инспекции со-
вета профсоюза, профсоюзной организации заказчика и финанси-
рующего банка.
Акт приема тепловых сетей в эксплуатацию подписывается Го-
сударственной приемочной комиссией.
На сдаваемые теплосети в эксплуатацию должна быть оформле-
на следующая техническая документация:
-исполнительные чертежи на теплопровод, сооружения и уста-
новленное оборудование;
- паспорт теплосетей;
- рабочие чертежи;
- акты промежуточной приемки работ;
- заключения по проверки качества сварных швов;
- сертификаты на трубы, сварочные материалы и фасонные части
заводского изготовления;
- паспорта на установленную арматуру, оборудование, манометры;
- акты ревизий и испытаний.
Акты промежуточной приёмки составляются:
- на разбивку трассы;
- устройство оснований;
- монтаж строительных конструкций;
- укладку трубопроводов;
- сварку труб и закладных частей сборных конструкций;
- противокоррозионные покрытия труб;
- заделку и омоноличивание стыков;
- тепловую изоляцию;
- устройства дренажей и электрозащиты;
- засыпку траншей и котлованов;
- промывку трубопроводов.
В исполнительные чертежи входят планы и профиль теплосетей;
схема расположения сварных стыков; чертежи сооружений. В ис-
полнительные чертежи должны быть внесены все изменения, кото-
рые согласованы с проектной организацией.
12.2. Наладка систем теплоснабжения
Задачей наладки системы теплоснабжения является постоянное
и бесперебойное обеспечение потребителей расчетными величинами
307
тепловой нагрузки, которая характеризуется расчетными величина-
ми расхода теплоносителя, его температуры и давления в месте при-
соединения к теплосети. Поэтому в первую очередь настройку регу-
ляторов производят на абонентских вводах в соответствии с расчет-
ными данными.
Вначале производят наладку режимов отпуска тепла. Это дела-
ется у источника тепла на основе суточных и годовых графиков теп-
ловой нагрузки. Графики отпуска тепла должны строго соблюдаться,
контролироваться диспетчерской службой и корректироваться исхо-
дя из сообщений дежурных по сетевым районам.
При наладке режимов теплопотребления учитывают неодинако-
вое удаление абонентов от источника тепла, время запаздывания по-
лучения теплоносителя, которое при протяженных теплопроводах
может быть значительным. Кроме того, необходимо учитывать из-
менение температуры теплоносителя вследствие естественных по-
терь теплоты.
Наладку оборудования центральных и местных тепловых пунк-
тов производят совместно с местными системами теплоснабжения.
При этом просчитывают коэффициенты смешения систем отопления
и сверяют с расчетными значениями. Проверяют гидравлические
сопротивления местных систем и приводят их в соответствие с рас-
четными значениями.
Подогреватели горячего водоснабжения после гидравлического
испытания проверяют на теплопроизводительность для нескольких
режимов, в том числе при минимальной температуре сетевой воды,
т.е. 70 °C.
При наладке важна проверка соответствия существующих и
проектных водопогревателей, должна проводиться тщательная на-
ладка регуляторов температуры и перепада давления на вводах теп-
лосети.
Особое внимание при наладочных работах уделяют температуре
обратной сетевой воды. Важным является недопущение завышения
температуры обратной воды, так как это влечет за собой уменьше-
ние выработки тепловой энергии на ТЭЦ и понижение КПД.
По результатам наладки составляются режимные карты, где ука-
зываются параметры теплоносителя, максимальные значения тепло-
вой нагрузки, рекомендуемые величины температур и перепадов
давлений, коэффициенты смешения для элеваторных узлов и другие
данные, полученные в результате наладки. Режимные карты являют-
ся руководством по эксплуатации.
308
12.3. Организация эксплуатации систем
теплоснабжения
В зависимости от величины и типа теплоснабжающих систем,
характера и вида потребителей тепла и величин тепловых нагрузок
системы теплоснабжения можно объединить в три группы.
К первой группе относятся системы теплоснабжения от мест-
ных или индивидуальных котельных с водогрейными или паровыми
котлами. В этом случае все теплоприготовительное и теплоисполь-
зующее оборудование принадлежит одному владельцу, который
производит и потребляет тепло.
Ко второй группе относят объединения квартальных и район-
ных котельных, управляемые общей дирекцией. В этом случае вла-
делец источника тепла и тепловых сетей производит и продает по-
требителям тепловую энергию и осуществляет эксплуатацию систе-
мы производства, доставки и распределения тепловой энергии, а
также контроль за ее использованием.
К третьей группе относят теплоснабжающие системы от ТЭЦ.
В этом случае чаще всего источник тепла ТЭЦ и тепловые сети
принадлежат разным организациям. Предприятие по эксплуатации
теплосетей («Теплосети»), получая тепловую энергию от ТЭЦ,
транспортирует ее потребителям и контролирует ее использование.
Границы деятельности предприятия «Теплосети» - головные за-
движки на выходе из ТЭЦ до задвижек на вводе у потребителей (на
ЦТП или МТП).
Здесь очень важна согласованность в работе всех звеньев систе-
мы и незыблемы общие правила для ТЭЦ, «Теплосети» и потребите-
лей. Чаще всего от потребителей выступает третье юридическое ли-
цо - местная коммунальная служба, которая ведает вопросами экс-
плуатации оборудования тепловых пунктов (ЦТП или МТП) и
местных систем теплопотребления абонентов.
Общие правила для всех звеньев системы заключаются в со-
блюдении гидравлического режима, количества потребляемого теп-
ла (учет и контроль), а также условий эксплуатации.
Обычно имеет место низкая культура эксплуатации систем в пер-
вой группе, как правило, из-за отсутствия квалифицированного об-
служивающего персонала и отсутствия надлежащей ремонтной базы.
Организации службы эксплуатации тепловых сетей выполняют:
- обслуживание, испытание и ремонт оборудования теплосетей;
- наладку систем теплоснабжения и оказание помощи потребите-
лям в наладке и регулировании систем теплопотребления;
309
- разработку и управление гидравлическим режимом;
- контроль за рациональным использованием тепла и учет его рас-
хода потребителями;
- участие в разработке перспективных планов теплоснабжения
тепловых районов и города;
- рассмотрение и согласование проектов реконструкции и строи-
тельства новых тепловых сетей, схем подключения к тепловым
сетям;
- выдачу технических условий и разрешений на подключения к
тепловым сетям;
- технический надзор за строительством теплосетей.
На рис. 12.2 представлена примерная структура организации по
эксплуатации тепловых сетей - предприятия «Теплосети».
Общее руководство предприятием «Теплосети» осуществляет
директор. Административный аппарат предприятия сосредоточен в
отделах: кадров, труда и зарплаты, плановом, капитального строи-
тельства и бухгалтерии.
зю
Заместителю директора непосредственно подчиняются отделы
административно-хозяйственный, жилищно-коммунальный и снаб-
жения.
Все производственные и эксплуатационные отделы и службы
подчиняются главному инженеру и его заместителю.
Производственно-технический отдел решает задачи по совер-
шенствованию режимов теплоснабжения и эксплуатации оборудо-
вания, разрабатывает противоаварийные профилактические меро-
приятия, направленные на повышение надежности и экономичности
тепловых сетей, разрабатывает программы испытаний и наладку
систем теплоснабжения, составляет инструкции по обслуживанию
оборудования и теплосетей, насосных подстанций, тепловых пунк-
тов, разрабатывает мероприятия по техническому перевооружению
и развитию систем теплоснабжения.
Тепловая инспекция осуществляет контроль за рациональным
использованием тепла и техническим состоянием теплоиспользую-
щих установок потребителей тепла.
Диспетчерская служба теплосети осуществляет общее опера-
тивное управление эксплуатацией, а также управление тепловым и
гидравлическим режимами системы теплоснабжения. В службе
имеются группа режимов и оперативная группа. Группа режимов
разрабатывает режимы приготовления тепла, графики температур,
давлений и расходов теплоносителя. В состав оперативной группы
входят центральный диспетчерский пункт (ОДП) и районные дис-
петчерские пункты (РДП). ЦДЛ занимается решением следующих
производственных вопросов:
- разработка режимов работы теплоподготовительных установок
и контроль за их исполнением;
- контроль за распределением теплоносителя и его параметрами;
- наблюдение за подключением новых участков теплосетей и по-
требителей к тепловым сетям;
- руководство действиями специалистов при эксплуатации тепло-
вых сетей, выполнении работ на теплосетях при обнаружении и
ликвидаций аварий.
На рис. 12.3 приведена схема диспетчерского управления объек-
тами крупной теплоснабжающей системы.
В объект входит ТЭЦ-1 с четырьмя магистралями, магистрали
1 и 2 резервируются перемычкой 5 с пунктом переключения ПП,
магистраль 3 резервируется районной котельной РК, магистраль 4 -
ТЭЦ-2. Распределительные сети подключены через КРП. Районная
311
диспетчерская служба РДП имеет связь с центральной диспетчер-
ской службой ЦДЛ, всеми источниками тепла и КРП. ЦДЛ имеет
связь с метеослужбой МС и центральным диспетчерским пунктом
энергосистемы. ОДП кроме прямой телефонной связи имеет телеме-
ханическую систему дистанционного управления с КРП, ПЛ и НПС,
позволяющую контролировать и управлять работой оборудования.
При аварии дежурный диспетчер изменяет режим загрузки оборудо-
вания объектов системы теплоснабжения, отключает участки тепло-
проводов, включает резервные источники и магистрали.
Рис. 12.3. Схема диспетчерского управления объектами крупной
системы теплоснабжения:
1-4- тепломагистрали; 5 - резервная перемычка; РК - районная котель-
ная; КРП - контрольно-распределительный пункт; ТЭЦ - теплоэлектро-
централь; ЦДЛ - центральный диспетчерский пункт; РДП - районный
диспетчерский пункт; ПП - пункт переключения; НПС - насосная под-
качивающая станция; МС - метеорологическая служба
Отдел присоединений решает вопросы выдачи техусловий на
присоединение новых потребителей к теплосети и производит учет
присоединяемых абонентов.
Служба наладки и испытаний осуществляет технический над-
зор при строительстве тепловых сетей, производит испытания и
пусконаладочные работы при ремонтах участков теплосети, а также
312
все эксплугационные испытания. Производственная лаборатория
контролирует качество сетевой воды и возвращаемого на источник
тепла производственного конденсата, контролирует коррозионное
состояние трубопроводов и разрабатывает мероприятия по их анти-
коррозионной защите.
Служба КИП и автоматики занимается обслуживанием, ремон-
том и наладкой приборов учета тепла, регуляторов и других кон-
трольно-измерительных приборов на теплосетях и в тепловых пунктах.
Служба ремонта занимается вопросами текущего и капиталь-
ного ремонтов оборудования и теплосетей, составляет планы, гра-
фики ремонта и заявки на оборудование и материалы.
Служба механизации и транспорта обеспечивает спецтранс-
портом, механизмами и спецоборудованием для ремонта оборудова-
ния и трубопроводов всех сетевых районов, а также, при необходи-
мости, участвует при ликвидации аварий.
Цех электрохозяйства осуществляет монтаж и эксплуатацию
электрооборудования, электроприводов насосов, запорной и регули-
рующей арматуры, электрокабелей, средств электрозащиты от на-
ружной коррозии, а также ремонт электрооборудования.
Сетевые районы - основные производственные подразделения
«Теплосетей», непосредственно занимающиеся вопросами эксплуа-
тации тепловых сетей и оборудования в пределах отведенных участ-
ков обслуживания. Сетевой район имеет диспетчерский пункт с опе-
ративной картой сетевого района с указанием длин участков, их
диаметров, подробным наименованием оборудования, камер, тепло-
вых пунктов и их оборудования.
Все работы в сетевом районе выполняются слесарями-обходчи-
ками тепловых сетей и абонентских ЦТП и ИТП под руководством
мастеров. Порядок выполнения работ и периодичность осмотра-
обхода определяются соответствующими инструкциями. Результаты
осмотра и выполняемые работы регистрируются в специальных жур-
налах. В ремонтном цехе и механической мастерской производится
более сложный ремонт оборудования, а также изготавливаются кон-
кретные заготовки и монтажные детали для ремонта тепловых сетей.
12.4. Защита трубопроводов от наружной коррозии
Практика эксплуатации тепловых сетей показала, что основной
причиной повреждений трубопроводов теплосетей является наруж-
ная коррозия, вызываемая агрессивной средой, и электрокоррозия от
блуждающих токов. В связи с этим защита от наружной коррозии
313
является важнейшей проблемой, которую приходится решать при
эксплуатации систем теплоснабжения. Наибольшую опасность пред-
ставляет язвенная коррозия стенок трубы, скорость которой дости-
гает 1,4-1,8 мм/год, в то время как скорость сплошной коррозии со-
ставляет 0,1-0,2 мм/год.
Наружную коррозию по действию на трубопровод разделяют на
химическую, электрохимическую и электрокоррозию, вызываемую
блуждающими токами.
Основным агентом, вызывающим коррозию стальных трубопро-
водов, является кислород, растворенный в воде, поступающей через
изоляционное покрытие к трубопроводу. Процесс коррозии интен-
сифицируется при наличии в грунтовых водах сульфатов (SO4), хло-
ридов (С1) и углекислоты (СО2). Другим , источником поступления
кислорода к поверхности трубопровода является воздух, который
обогащает влагу кислородом, интенсифицируя процесс коррозии.
Химическая коррозия относится к сплошной коррозии.
Электрохимическая коррозия возникает в результате взаимодей-
ствия металла, выполняющего роль электродов, с агрессивными рас-
творами в грунте, выполняющими роль электролита. Коррозия сталь-
ных труб протекает в анодной зоне, где выходят ионы металла с тру-
бы в грунт. В этом случае имеет место очаговая (язвенная) коррозия.
Электрокоррозия возникает при воздействии на трубопровод
электрических блуждающих токов вблизи электрифицированного
транспорта, источников постоянного тока и устройств, использую-
щих постоянный ток. Значительное влияние на интенсивность на-
ружной коррозии имеет температура на поверхности трубы. Наи-
большей скорости коррозии соответствует температура 65-75 °C.
При температуре 20-40 °C и выше 90 °C скорость коррозии умень-
шается в четыре-пять раз. В связи с этим наиболее благоприятной
является температура теплоносителя в подающем трубопроводе,
превышающая 90 °C, в обратном 40-45 °C.
Для защиты трубопроводов от почвенной (химической) и элек-
трохимической коррозии в основном применяют пассивные способы
защиты, во-первых, выполняют теплоизоляционный слой из матери-
алов с высоким электро- и влагосопротивлением, во-вторых, произ-
водят покрытие поверхности трубопровода материалами, имеющи-
ми большое электросопротивление и стойкими к действию электро-
литов. Применяются рулонные, мастичные, окрасочные материалы,
изготовленные на основе органических, полимерных и минеральных
вяжущих. При выборе материала для защиты от коррозии учитывает
314
ся характер агрессивной среды, температура теплоносителя и эконо-
мический фактор. Широкое применение находят битумные грунтов-
ки и эпоксидные покрытия. В стадии широкого внедрения выполня-
ется эмалирование поверхности труб силикатными и стеклоэмалями,
металлизация цинком и алюминием.
Источниками электрокоррозии являются установки постоянного
тока, чаще всего трамваи и электрифицированные железные дороги
(рис. 12.4).
Рис. 12.4. Схема распространения блуждающих токов:
i - ток по проводу; ip - ток по рельсу; - блуждающий ток
Электрический ток, протекающий с подвижного состава по
рельсам zp, поступает к источнику тока и частично в землю, блуж-
дающий ток /б проходит через грунт, металлические подземные со-
оружения к источнику тока, отсасывающему пункту или шине отри-
цательной полярности тяговой подстанции. В местах входа и выхода
из трубопровода блуждающий ток вызывает поляризацию.
В катодной зоне трубопровод имеет отрицательный потенциал
относительно окружающей среды, в анодной зоне - положительный
потенциал.
Для трубопровода опасна анодная зона, в которой ток, стекая с
трубопровода, уносит ионы железа, разрушая стенку трубы.
Пассивные методы защиты от электрокоррозии:
- электрическая изоляция трубопроводов от окружающего грунта
путем применения на подвижных и неподвижных опорах элек-
троизолирующих прокладок (паронит, изол);
- повышение электрического сопротивления грунта вокруг тепло-
проводов;
315
-повышение продольного электросопротивления трубопроводов
путем установки электроизолирующих фланцев (рис. 12.5) (вбли-
зи предприятий электротранспорта, в местах пересечения с рель-
сами электрифицированных дорог), в местах выхода трубопро-
водов на поверхность при прокладке по железобетонным мос-
там, путепроводам;
-увеличение переходного электрического сопротивления на гра-
нице рельсы-грунт путем укладки рельсов на основание из би-
тумированного щебня.
Рис. 12.5. Электроизолирующий фланец на трубопроводе:
1 - паронитовая шайба; 2 - паронитовая втулка; 3 - паронитовая
прокладка; 4 - болт с гайкой; 5 - фланец; 6 - трубопровод
Активными (или электрическими) методами защиты назы-
вают устройства электрического типа, создающие на трубопроводе
отрицательный потенциал относительно окружающего грунта.
Дренажная защита трубопроводов от коррозии, вызываемой
блуждающими токами, основана на отводе блуждающих токов от
трубопроводов к источнику, т.е., в сетях трамвая - к отсасывающему
пункту, рельсам или к шине отрицательной полярности тяговой под-
станции; в сетях электрифицированных железных дорог - к рельсу,
отсасывающему пункту. Возможны и другие случаи подключения.
Прямой дренаж (без диодов) обладает двусторонней проводимо-
стью, поэтому его применение ограничено. Поляризованный дренаж
(рис. 12.6) обладает односторонней проводимостью, т.е. отводит ток
от трубопроводов при положительной разности потенциалов. Если
потенциал рельса больше потенциала трубопровода (отрицательная
разность потенциалов), диоды 3 ток не пропускают.
316
Для достижения односторонней проводимости применяют полу-
проводники (дренаж с германиевыми диодами ПГД-200) или исполь-
зуют электромагнитные контакторы и поляризованные реле (тип дре-
нажей ПЭД - АКХ - поляризованный электродренаж Академии ком-
мунального хозяйства). Дренаж подключают к шине отрицательной
полярности тяговой подстанции, к рельсу или отсасывающему пункту.
77777777777777777777777777777/
Рис. 12.6. Схема поляризованного электродренажа:
1 - кабели; 2 - реостат; 3 - полупроводники (германиевые диоды);
4 - выключатель; 5 - амперметр с шунтом; 6 - предохранитель
Дренажная установка может защитить трубопровод протяжен-
ностью в несколько километров. Это основной способ защиты от
блуждающих токов.
Катодная защита характеризуется тем, что отрицательный по-
тенциал трубопроводов теплосети по отношению к земле создается
искусственно с помощью катодных станций (источников постоянно-
го тока) (рис. 12.7). Ток с анодного заземления растекается в почве,
поляризуя трубопровод катодно (отрицательно). Ток, стекая с анод-
ного заземления, постепенно разрушает его, предохраняя от разру-
шения трубопровод, так как он поляризован отрицательно. Ток идет
от катодной станции к аноду, растекается в земле, попадает на тру-
бопровод, а от него по изолированному кабелю возвращается к от-
рицательному полюсу источника питания. Катодная защита - это
основная защита от электрохимической коррозии с высокой агрес-
сивностью грунта, а также от блуждающих токов с небольшим по-
ложительным потенциалом.
317
Рис. 12.7. Схема катодной защиты трубопровода:
1 - рубильник; 2 - предохранитель; 3 - трансформатор; 4 - выпря-
мители селеновые; 5 - рубильник; 6 - амперметр; 7 - дренажный
кабель; 8 - анод (рельс, труба)
При протекторной защите участок защищаемого трубопровода
превращают в катод без применения источника постоянного тока, а
в качестве анода используют металл с более высоким отрицатель-
ным электрохимическим потенциалом, чем сталь, например, цинк,
магний, алюминий и их сплавы (рис. 12.8). Анод (протектор) поме-
Рис. 12.8. Схема протекторной
защиты трубопровода:
1 - протектор; 2 - контактный вывод;
3 - кабель дренажный; 4 - обмазка
(сернокислый магний, гипс, глина)
щается в грунт рядом с трубо-
проводом. В образованной таким
образом гальванической паре
корродирует протектор (анод), а
трубопровод теплосети защища-
ется от коррозии.
Протекторная защита при-
меняется для снятия небольших
по протяженности анодных зон.
При применении катодной
или дренажной защиты с целью
уменьшения продольного элек-
трического сопротивления трубо-
проводов и с целью увеличения
длины защищаемого трубопро-
вода в местах установки сальни-
318
ковых компенсаторов и задвижек устраивают перемычки из привари-
ваемой к трубе стальной полосы (рис. 12.9).
Наличие в канале двух и более трубопроводов с неодинаковой
температурой теплоносителя создает между трубопроводами раз-
ность потенциалов. Аналогичные перемычки устраивают с целью
выравнивания потенциалов между трубопроводами.
Рис. 12.9. Шунтирующая перемычка на сальниковом
компенсаторе
Для контроля за состоянием тепловой сети во время эксплуата-
ции на участках, оборудованных средствами электрозащиты, в теп-
лофикационных камерах устраиваются контрольно-измерительные
пункты. Один проводник отводится от трубопровода, другой - от
трубы длиной 1,5 м в грунте на некотором удалении от трубопровода.
Разработка проекта защиты от электрокоррозии производится на
основании электрических коррозионных изысканий, а именно:
- определяются коррозионные условия по трассе на основе сведе-
ний о существующих и проектируемых установках, которые яв-
ляются источниками блуждающих токов;
- измеряются разности потенциалов «рельс-земля» или «шина
отрицательной полярности-земля» в местах пересечения тепло-
сети с электрифицированным транспортом, а при параллельной
прокладке - через 200-400 м;
- определяется удельное электрическое сопротивление грунта по
трассе;
-для действующих трубопроводов, определяют разность потен-
циалов «трубопровод-земля».
После обработки данных выбирается тип защиты и производит-
ся апробирование экспериментальных установок с рядом опытных
измерений. При необходимости уточняются вид, количество и ме-
стоположение установок защиты. При выборе параметров катодной
защиты пользуются экспериментальной катодной станцией, после
чего устанавливаются катодные станции требуемых параметров.
319
12.5. Защита систем горячего водоснабжения
от внутренней коррозии
12.5.1. Требования к качеству воды на горячее
водоснабжение
В открытых системах теплоснабжения подпиточная вода у ис-
точников тепла перед поступлением в тепловую сеть проходит со-
ответствующую обработку на станции водоподготовки с целью
удаления солей жесткости, растворенного в воде воздуха и углеки-
слого газа. Подпиточная вода не должна вызывать накипеобразо-
вания и шламовыделения в водоподогревателях, трубопроводах и
местных системах теплопотребления, а также вызывать коррозию
металла.
Кроме того, при открытом водоразборе подпиточная вода долж-
на удовлетворять всем требованиям, предъявляемым к питьевой воде.
Требования к подпиточной воде согласно «Правилам техниче-
ской эксплуатации электростанций и сетей»:
- содержание кислорода - не более 0,05 мг/л;
- содержание взвешенных частиц - не более 5,0 мг/л;
- остаточная карбонатная жесткость - 0,4 мг-экв/л - и отсутствие
свободной углекислоты при наличии в системе пиковых водо-
грейных котлов;
- остаточная карбонатная жесткость - 0,7 мг-экв/л - и количество
свободной углекислоты не нормируется при отсутствии в сис-
теме пиковых водогрейных котлов.
Необходимость более тщательной обработки воды при наличии
пиковых водогрейных котлов объясняется большей температурой
поверхности нагрева пиковых котлов в сравнении с пиковыми паро-
водяными подогревателями.
На станциях водоподготовки производится умягчение воды, т.е.
понижение жесткости в Na- или Н-катионитовых фильтрах, удале-
ние растворенных в воде воздуха и газов в вакуумных или атмо-
сферных деаэраторах. Кроме того, при высокой исходной жесткости
воды иногда применяют предварительную щелочную обработку,
а при остаточном содержании агрессивных газов - дополнительную
обработку воды силикатом натрия.
Подготовка и обработка подпиточной воды у источников тепла
подробно излагалась в курсе «Теплогенерирующие установки».
Природная вода, употребляемая для нужд горячего водоснабже-
ния, содержит различные примеси: грубодисперсные, коллоидно-
320
дисперсные и растворенные в виде молекул или ионов. Некоторые
из примесей присутствуют в воде в концентрациях, вызывающих
нарушение нормальной работы оборудования и систем горячего во-
доснабжения в целом.
К основным показателям, характеризующим качество воды на
нужды горячего водоснабжения, относятся карбонатная и общая же-
сткость, растворенный кислород и свободная углекислота, концен-
трация водородных ионов pH.
Общая жесткость воды Ж<> характеризуется суммарным содер-
жанием в ней катионов кальция (Са2+), магния (Mg24) и подразделя-
ется на карбонатную Жк и некарбонатную Жн. Карбонатная жест-
кость характеризуется совместным содержанием ионов Са2+ и Mg2+
и НСО3. Величина жесткости выражается в миллиграммах-эквива-
лентах катионов, растворенных в 1 л воды (мг-экв/л).
Количество выпадаемых накипи и шлама в трубопроводах теп-
лосетей и системах горячего водоснабжения зависит от величины
карбонатной (временной) жесткости. При Жк < 2 мг-экв/л вода счи-
тается мягкой, в системе практически не образуется накипи и шлама,
поэтому нет необходимости осуществлять обработку воды с целью
защиты от зашламления. При 2 < Жк < 4 мг-экв/л, т.е. при средней
жесткости воды, на внутренней поверхности труб, водоподогревате-
лей и системы горячего водоснабжения образуется тонкий слой на-
кипи, который защищает от коррозии и практически не влияет на
гидравлический режим системы. При использовании воды с высокой
жесткостью (Жк > 6 мг-экв/л) образуется толстый слой накипи и
большое количество шлама, поэтому необходимо применять защиту
от иакипеобразования и зашламления.
Образование шлама и отложение накипи в трубах, водоподогре-
вателях и в системах горячего водоснабжения происходит при тем-
пературе воды до 75 °C вследствие распада содержащихся в водо-
проводной воде солей кальция и магния (бикарбонатов):
Са(НСО3)2 = СаСО3 + Н2О + СО2,
Mg(HCo3)2 = Mgco3 + н2о+со2. (12'3)
Карбонаты СаСО3 и MgCO3 отлагаются на поверхности трубо-
проводов в виде накипи и выпадают в осадок в виде шлама.
Жесткость воды характеризуется количеством в ней этих и дру-
гих солей. По наличию в воде бикарбонатов Са(НСО3)2 и Mg(HCO3)2,
которые распадаются при нагревании, определяется карбонатная
(временная) жесткость воды. Некарбонатная (постоянная) жесткость
11 Теплоснабжение
321
характеризуется наличием в воде труднорастворимых солей CaSO4,
MgSO4, СаС12, MgCl2, CaSiO3 и др. Суммарное содержание всех со-
лей характеризует общую жесткость воды.
Коррозия трубопроводов происходит вследствие наличия в во-
допроводной воде растворенных кислорода О2 и двуокиси углерода
СО2, а также солей серной и соляной кислот.
Растворимость в воде кислорода при атмосферном давлении и
прямом контакте с воздухом следующая: О °C - 14,6 мг/л; 10 °C -
11,3 мг/л; 20 °C - 9,1 мг/л; 25 °C - 8,3 мг/л; 90 °C - 1,6 мг/л и 100 °C
- 0. Находящийся в воде кислород интенсифицирует процессы кор-
розии труб и оборудования.
Агрессивные качества воды, зависящие от содержания в ней
СО2, определяются индексом насыщения, воды карбонатом кальция,
который определяется по уравнению
У=рН-рЩ (12.4)
где pH - фактическая величина показателя концентрации ионов во-
дорода в воде;
pHs - значение pH в состоянии равновесного насыщения воды
карбонатом кальция.
Вода считается коррозионно-агрессивной, если показатель на-
сыщения J< 0, т.е. pH < рН5, при содержании СО2 в воде, большем
равновесной концентрации. В этом случае разложения бикарбонатов
Са и Mg не происходит, т.е. на стенках труб не образуется защитная
пленка. Вода считается коррозионно-неагрессивной если J > 0, т.е.
pH > pHs, содержание СО2 в воде меньше равновесной концентра-
ции. В этом случае активно протекают реакции (12.3) с образовани-
ем защитной пленки накипи, предохраняющей от коррозии.
12.5.2. Противокоррозионная и протиеонакипная
обработка воды для нужд горячего водоснабжения
Для систем горячего водоснабжения, присоединенных к тепло-
вым сетям открытых систем теплоснабжения (открытый водораз-
бор), дополнительной обработки воды на тепловых пунктах не тре-
буется, так как сетевая вода проходит обработку на станциях химво-
доочистки у источников тепла.
В закрытых системах теплоснабжения в установки горячего во-
доснабжения вода подается из водопровода. В ряде случаев приме-
нение этой воды без предварительного удаления растворенных в ней
кислорода О2 и углекислого газа СО2, а также умягчения недопусти-
322
мо. Как указывалось выше, при температуре воды до 70 °C происхо-
дит разложение солей временной жесткости, что вызывает зашлам-
ление водоподогревателей и трубопроводов. Кроме того, при такой
температуре интенсифицируется коррозия трубопроводов.
Способы обработки воды зависят от содержания в ней раство-
ренного кислорода, суммарной концентрации хлоридов и сульфатов,
а также от карбонатной жесткости.
Установки для обработки водопроводной воды для систем горя-
чего водоснабжения располагаются в центральных или местных те-
пловых пунктах.
В зависимости от необходимости применяют следующие спосо-
бы водоподготовки: вакуумную или естественную деаэрацию, сили-
катирование, обработку воды в сталестружечных фильтрах и маг-
нитную обработку воды.
Вакуумная деаэрация. Схема установки приведена на рис. 12.10.
Вода из водопровода 1 поступает через струйный эжектор 2 и сбрасы-
вается в газоотделитель 4, где происходит отделение части газов.
Эжектором газы отсасываются из головки деаэратора 3, и в нем соз-
дается необходимый вакуум. Из газоотделителя вода по трубе 5 вса-
сывается в головку деаэратора, где разделяется на тонкие струйки и
остаточные газы выделя-
ются из воды. Для увели-
чения интенсивности от-
деления газов в нижнюю
часть головки деаэратора
подается пар 8. Деаэриро-
ванная вода стекает в бак
деаэратора 6, откуда насо-
сом 7 подается в водопо-
догреватель и в систему
горячего водоснабжения.
Однако установки по
вакуумной деаэрации не
получили широкого при-
менения, так как они тре-
буют отдельного помеще-
ния больших размеров (до
10 м по высоте) и угле-
кислый газ не удаляется
в больших количествах.
Рис. 12.10. Схема установки вакуумной
деаэрации:
1 - труба из Водопровода; 2 - струйный эжек-
тор; 3 - головка деаэратора; 4 - газоотделитель;
5 - всасывающая труба; 6 - бак деаэратора; 7 -
насос; 8 - подвод пара
323
и*
Естественная деаэрация. При большом содержании в воде ки-
слорода (10-14 мг/л), сравнительно низкой агрессивности (J < 0,5)
и содержании хлоридов и сульфатов менее 50 мг/л можно произво-
дить естественную деаэрацию воды. При нагревании воды до 60-
70 °C при атмосферном давлении из воды выделяется до 55% рас-
творенного кислорода и до 80% углекислого газа. При этом с
уменьшением содержания в воде СО2 происходит частичное разло-
жение бикарбонатов. Естественную деаэрацию осуществляют путем
установки на тепловых пунктах после водоподогревателей открытых
баков-аккумуляторов горячей воды.
Силикатная обработка воды - это наиболее отработанный и
простой способ защиты от коррозии, характеризуемый простотой
установки силикатирования и небольшими затратами на обработку
воды. В процессе силикатирования (обработки воды жидким стек-
лом Na2O’SiO2) снижается агрессивность воды вследствие ее под-
щелачивания и образования защитной пленки из SiO2. Связывание
СО2 происходит по реакции
Na2O-3SiO2 + 2СО2 + Н2О = 2NaHCO3 + 3SiO2. (12.5)
Кроме уменьшения углекислотной коррозии происходит увели-
чение pH воды (рис. 12.11).
В систему гор. водоснабжения
Рис. 12.11. Схема установки силикатирования воды:
1 - емкость для жидкого стекла; 2 - ручной насос; 3 - бак-дозатор жидкого стекла;
4 - трубопровод рабочего раствора; 5 - водоподогреватель; 6 - игольчатый вентиль
с ограничительной диафрагмой; 7 - трубопровод горячей воды; для приготовления
раствора жидкого стекла; 8 ~ трубопровод рабочей воды из водопровода;
9 - дроссельная диафрагма
324
Жидкое стекло из емкости 1 насосом 2 поступает в дозатор 3,
где, смешиванием с горячей водой из трубопровода 7, готовится ра-
бочий раствор. В дозатор из водопровода также подается вода, ко-
личество которой регулируется игольчатым вентилем 6 с ограничи-
тельной диафрагмой для регулирования расхода рабочего раствора,,
поступающего в водоподогреватель по трубопроводу 4.
Обработка воды в магномассовых (доломитовых) фильтрах.
Этот метод также является эффективным средством умягчения во-
допроводной воды.
Доломит - двойная углекислая соль кальция и магния
CaMg(COs)2 (магномасса виде зерен размером 1-3 мм) - активно
поглощает из подогретой воды всю свободную и часть равновесной
углекислоты, в результате этого карбонатная жесткость частично
стабилизируется, выпадающие карбонаты оседают на поверхности
труб тонким слоем и пассивируют коррозионный процесс. Одновре-
менно с поглощением свободной углекислоты возрастает водород-
ный показатель воды pH, что также способствует снижению корро-
зии. Однако магномасса в доломитовых фильтрах требует регуляр-
ного ухода за фильтрами в виде интенсивной их промывки
обратным током водопроводной воды с барботажем воздухом. Схе-
ма включения доломитовых фильтров показана на рис. 12.12.
Рис. 12.12. Принципиальная схема включения доломитового
фильтра на тепловом пункте:
1 - доломитовый фильтр; 2 - диафрагма; 3 - подогреватель системы
горячего водоснабжения
325
Обводная линия с диафрагмой 2, имеющая сопротивление, рав-
ное сопротивлению доломитового фильтра, позволяет осуществлять
промывку фильтра без остановки подачи горячей воды в систему.
Обработка воды в сталестружечных фильтрах. Схема обра-
ботки воды аналогичная, как и в магномассовых фильтрах. Находя-
щиеся в воде кислород и углекислый газ при температуре около
70 °C активно реагирует с железом, находящимся в фильтре в виде
стальной стружки (рис. 12.13):
4Fe+3O2 + 6H2O = 4Fe(OH)3;
Fe+2CO2+2H2O=Fe(HCO3)2 + H2O; (12.6)
4Fe(HCO3)2 +O2 +H2O = 4Fe(OH)3 +8CO2.
Стальная стружка для повышения адсорбционной способности
перед загрузкой в фильтры обрабатывается слабыми растворами ще-
лочи, а также серной или соляной кислотой. С целью удаления из
воды образовавшихся окислов железа в виде ржавчины после стале-
Рис. 12.13. Сталестружечный
фильтр:
1 - вход воды на промывку фильт-
ра; 2 - выход деаэрированной воды;
3 - стальная стружка; 4 - коническая
решетка; 5 - вход воды на деаэрацию
стружечных фильтров воду про-
пускают через кварцевые фильт-
ры. Периодически сталестружеч-
ные фильтры промывают обрат-
ным потоком воды. Однако этот
эффективный метод не находит
широкого применения вследствие
больших размеров фильтров и зна-
чительной трудоемкости их об-
служивания.
Магнитная обработка воды -
наиболее целесообразный способ,
так как этот способ является без-
реагентным, простым в изготовле-
нии и в обслуживании и применя-
ется с целью предотвращения на-
кипеобразования в трубах и в
теплообменниках. При воздейст-
вии магнитного поля в воде, про-
ходящей через аппарат магнитной
обработки, образуется большое
количество центров кристаллиза-
ции в виде зародышей твердой
фазы. При этом карбонат кальция
326
или совсем не выделяется из воды, или выделяется в виде тонкодис-
персной взвеси, не оседающей в виде накипи и шлама.
Магнитная обработка применяется при карбонатной жестко-
сти не более 4 мг-экв/л, общей жесткости не более 6 мг-экв/л. Ка-
чество умягчения воды зависит от выбора оптимальных значений
напряженности магнитного поля и производительности аппарата
для данного химического состава воды. Преимущественно приме-
няются аппараты с электромагнитами. При расходах воды менее
10 т/ч допускается применять аппараты с постоянными магнитами
(рис. 12.14).
Рис. 12.14. Схема аппарата с постоянными
магнитами для обработки воды:
1 - постоянный магнит; 2,3 - фасонные цилиндры;
4 - диск из нержавеющей стали; 5 - диск из армко-железа
При исходной воде с индексом насыщения J > 0, карбонатной
жесткостью Жк < 4 мг-экв/л, суммарным содержанием хлоридов и
сульфатов не более 50 мг/л и содержанием железа не более 0,3 мг/л
воды водоподготовку в тепловых пунктах производить не требуется.
При среднечасовом расходе воды на горячее водоснабжение ме-
нее 50 т/ч деаэрацию воды предусматривать не следует.
Повышение коррозионной стойкости подогревателей и трубо-
проводов достигается также пассивными способами защиты, т.е.
применением специальных защитных покрытий, например, оцинко-
ванных и эмалированных труб, пластмассовых, латунных и медных
труб в системах горячего водоснабжения.
327
Список использованных источников
1. Авдолимов, Е.М. Водяные тепловые сети / Е.М. Авдолимов, А.П. Шальнов. -
М.: Стройиздат, 1984. - 288 с.
2. Внутренние санитарно-технические устройства: справочник проектировщика:
в 2 ч. / под ред. И.Г. Староверова и Ю.И. Шиллера. - М.: Стройиздат, 1990. -
Ч. 2: Водопровод и канализация. - 246 с.
3. Водяные тепловые сети: справочное пособие по проектированию / И.В. Белайкина
[и др.]; под ред. Н.К. Громова, Е.П. Шубина. - М.: Энергоатомиздат, 1988. - 376 с.
4. Жук, М.М. 100 вопросов 100 ответов об атомной энергетике / М.М. Жук. -
Минск: Дом прессы, 2010. - 111 с.
5. Копко, В.М. Пластинчатые теплообменники в системах централизованного теп-
лоснабжения: учебное пособие для вузов / В.М. Копко, М.Г. Пшоник. - Минск:
БИТУ, 2005.-199 с.
6. Копко, В.М. Теплоизоляция трубопроводов теплосетей / В.М. Копко. - Минск:
Технопринт, 2002. - 159 с.
7. Наладка и эксплуатация водяных тепловых сетей: справочник / В.И. Манюк
[и др.]. - 3-е изд. перераб. и доп. - М.: Стройиздат, 1988. - 432 с.
8. Проектирование и строительство тепловых сетей из теплогидропредызолиро-
ванных труб: пособие П1-98 к СНиП 2.04.07-86. - Минск: Министерство
строительства и архитектуры Респ. Беларусь, 1999. - 48 с.
9. Рекомендации по проектированию предварительно изолированных труб производ-
ства ООО «Сармат» / ООО «Сармат»; Управление ПИ-труб. - Минск, 2004. - 62 с.
10. Сафонов, А.П. Сборник задач по теплофикации и тепловым сетям / А.П. Сафо-
нов. - М.: Энергия, 1968. - 238 с.
11. Системы внутреннего водоснабжения зданий. Строительные нормы проектиро-
вания: ТКП 45-4.01-52-2007.
12. Системы производства и распределения энергоносителей промышленных пред-
приятий: учебник для вузов: в 2 ч. / под ред. А.П. Несенчука. - Минск: Техно-
принт, 2009. - Ч. 1. - 410 с.
13. Соколов, Е.Я. Теплофикация и тепловые сети / ЕЛ. Соколов. - М.: Энергоиз-
дат, 1982.
14. Справочник проектировщика. Внутренние санитарно-технические устройства:
в 2 ч. / под ред. И.Г. Староверова и Ю.И. Шиллера. - М.: Стройиздат, 1990. -
Ч. 2: Водопровод и канализация. - 246 с.
15. Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов. Правила расчета: ТКП 45-
4.02-129-2009 / Министерство строительства и архитектуры Республики Бела-
русь. - Минск, 2010. - 53 с.
16. Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов. Строительные нормы про-
ектирования: ТКП 45-4.02-91-2009 / Министерство строительства и архитекту-
ры Республики Беларусь. - Минск, 2010. - 26 с.
17. Тепловые сети. Строительные нормы проектирования: ТКП 45-4.02-182-2009 /
Министерство строительства и архитектуры Республики Беларусь. - Минск,
2010.-51 с.
18. Теплоснабжение: учебник для вузов / А.А. Ионин [и др.]; под ред. А.А. Ионина.
- М.: Стройиздат, 1982. - 336 с.
19. Теплоснабжение: учебное пособие для вузов / В.Е. Козин [и др.]. - М.: Высшая
школа, 1980. - 480 с.
20. Теплоснабжение и вентиляция: учебное пособие для вузов / под ред. Б.М. Хрус-
талева. - М.: АСВ, 2007. - 783 с.
328
Приложение 1
ПРИЛОЖЕНИЯ
Коэффициенты местных сопротивлений
Местное сопротивление
Задвижка нормальная 0,5
Вентиль с косым шпинделем 0,5
Вентиль с вертикальным шпинделем 6
Обратный клапан нормальный 7
Обратный клапан «захлопка» 3
Кран проходной 2
Компенсатор сальниковый 0,3
Компенсатор П-образный: с гладкими отводами кругоизогнутыми отводами со сварными отводами 1,7 2,4 2,8
Отводы гнутые под углом 90° со складками при Rid: 3 4 0,8 0,5
Грязевик 10
Отводы сварные одношовные под углом, градус: 60 45 30° 0,7 0,3 0,2
Отводы сварные двухшовные под углом 90° 0,6
Отводы сварные трехшовные под углом 90° 0,5
Отводы гнутые под углом 90° гладкие при Rid: 1 3 4 1 0,5 0,3
Тройник при слиянии потоков: проход ответвление 1,5 2
Тройник при разделении потока: проход ответвление 1 1,5
Тройник при потоке: расходящемся встречном 2 3
329
Приложение 2
Значения /е для труб при Dj = 1
Размеры труб, мм le, М, при &э, М
Условный проход Наружный диаметр х х толщина стенки 0,0002 0,0005 0,001
25 33,5x3,2 0,84 0,67 0,56
32 38x2,5 1,08 0,85 0,72
40 45x2,5 1,37 1,09 0,91
50 57x3 1,85 1,47 1,24
70 76x3 2,75 2,19 1,84
80 89x4 3,3 2,63 2,21
100 108x4 4,3 3,42 2,87
125 133x4 5,68 4,52 3,8
150 159x4,5 7,1 5,7 4,8
175 194x5 9,2 7,3 6,2
200 219x6 10,7 8,5 7,1
250 273x7 14,1 11,2 9.4
300 325x8 17,6 14 11,8
350 377x9 21,2 16,9 14,2
400 426x9 24,9 19,8 16,7
400 426x6 25,4 20,2 17
450 480x7 29,4 23,4 19,7
500 530x8 33,3 26,5 22,2
600 630x9 41,4 32,9 27,7
700 720x10 48,9 38,9 32,7
800 820x10 57,8 46 38,7
900 920x11 66,8 53,1 44,7
1000 1020x12 76,1 60,5 50,9
1100 1120x12 85,7 68,2 57,3
1200 1220x14 95,2 75,7 63,7
1400 1420x14 115,6 91,9 77,3
330
Приложение 3
Коэффициент для определения суммарных эквивалентных
длин местных сопротивлений
Тип компенсатора Условный проход трубопровода, мм Значение коэффициента а}
для паровых сетей для водяных и конденсатных сетей
Транзитные тепловые сети (без ответвлений)
Сальниковые До 1400 о,2 0,2
П-образные с гнутыми отводами До 300 0,5 0,3
П-образные со сварными или кругоизогнутыми отводами 200-350 0,7 0,5
Тоже 400-500 0,9 0,7
Тоже 600-1400 1,2 1,0
Прочие тепловые сети
Сальниковые До 400 0,4 0,3
То же 450-1400 0,5 0,4
П-образные с гнутыми отводами До 150 0,5 0,3
Тоже 175-200 0,6 0,4
Тоже 250-300 0,8 0,6
П-образные со сварными или кругоизогнугыми отводами 175-250 0,8 0,6
Тоже 300-350 1,0 0,8
Тоже 400-500 1,0 0,9
Тоже 600-1400 1,2 1,0
Примечание.
Суммарная эквивалентная длина местных сопротивлений на участке тру-
бопровода определяется по формуле
4 = ^1,
где I - длина участка трубопровода по плану, м;
ai - коэффициент, учитывающий долю падения давления в местных
сопротивлениях по отношению к падению давлений на трение.
331
Приложение 4
СО
со
to
Номограммы для гидравлического расчета трубопроводов теплосетей
Рис. П4.1. Номограмма для гидравлического расчета трубопроводов при к3 = 0,0002 м; рв = 975 кг/м3;
рп = 2,45 кг/м3 (при другой плотности пара R2 = (2,45/p2)7?i; при другой плотности воды R2 = (975/p2)7?i)
co
co
co
Рис. П4.2. Номограммы для гидравлического расчета трубопроводов при = 0,0005 м; рв = 975 кг/м3;
рп = 2,45 кг/м3 (при другой плотности пара R2 = (2,45/p2)7?i; при другой плотности воды R2 = (975/p2)7?i)
co
co
Рис. П4.2 (окончание)
Рис. П4.3. Номограмма для гидравлического расчета трубопроводов при = 0,001 м; рв = 975 кг/м3;
рп = 2,45 кг/м3 (при другой плотности пара R2 = (2,45/p2)/?i; при другой плотности воды R2 = (975/рг)/?1)
Учебное издание
Виктор Михайлович Копко
ТЕПЛОСНАБЖЕНИЕ
Курс лекций
для студентов специальности 1-70 04 02
«Теплогазоснабжение, вентиляция и охрана воздушного бассейна»
высших учебных заведений
Редактор: Г. Н. Микулик
Компьютерная верстка: В, Ю. Алексеев
Компьют. дизайн обложки: Н. С, Романова
Подписано в печать 12.07.2012. Формат 60x90 х I
Бумага офсетная. Гарнитура «Таймс». Печать офсетная.
Усл. 21 печ. л. Тираж 500 экз. Заказ № 5203.
Лицензия ЛР№ 0716188 от 01.04.98.
Издательство Ассоциации строительных вузов (АСВ)
129337, Москва, Ярославское шоссе, 26, отдел реализации: оф. 511
тел., факс: (499) 183-56-83
http://www.iasv.ru, e-mail: iasv@mgsu.ru
Отпечатано в ОАО «Первая Образцовая типография»,
филиал «Дом печати - ВЯТКА» в полном соответствии
с качеством предоставленных материалов
610033, г. Киров, ул. Московская, 122
Факс: (8332) 53-53-80,62-10-36
http://www.gipp.kirov.ru; e-mail: order@gipp.kirov.ru