Потери теплоты в системах централизованного теплоснабжения

В расчетах теплопроводов надземной прокладки рассматривают следующие сопротивления: основного изоляционного слоя, покровного слоя и сопротивление теплоотдаче на наружной поверхности (рисунок 4.1). Термическими сопротивлениями теплоотдаче от теплоносителя к стенке трубопровода, самой стенки и антикоррозионного покрытия пренебрегают из-за их малости, обусловленной в первом случае турбулентным течением воды в трубопроводе, во втором – высокой теплопроводностью стального трубопровода и в третьем – малой толщиной слоя. Если покровный слой выполняют из металлических листов, то его термическим сопротивлением также пренебрегают.

Методика  теплового расчета. Первоначально выбирают материалы и изделия для основного и покровного слоев теплоизоляционной конструкции теплопроводов надземной прокладки (таблицы П.9 и П.10).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 4.1 Схема  изоляционной конструкции теплопровода надземной прокладки:

1 – теплоноситель; 2 – стенка трубопровода; 3 – антикоррозионное  покрытие; 
4 – основной слой изоляции; 5 – покровный слой

 

Учитывая  вышесказанное о малости ряда термических сопротивлений, удельные тепловые потери из трубопроводов при  расположении на открытом воздухе согласно формуле (4.1) определяют следующим образом

 

,             (4.2)

Для подающего трубопровода:

Для обратного трубопровода:

 

где – средняя температура сетевой воды за отопительный сезон в трубопроводе : в подающем трубопроовде ; в обратном – , ºС;

 – средняя температура  наружного воздуха за отопительный  сезон, °С, (таблица П.1);

 – коэффициенты теплопроводности  соответственно материалов слоя  изоляции и покровного слоя, Вт/(м·К);

– диаметры соответственно наружной поверхности трубопровода, наружной поверхности изоляции и наружной поверхности изоляционной конструкции  или покровного слоя, м;

 – коэффициент теплоотдачи  от поверхности изоляционной  конструкции к наружному воздуху,  Вт/(м²·К).

На практике изоляционную конструкцию подающего  и обратного трубопроводов выполняют  одинаковой. Поэтому оптимальную  толщину изоляции определяют для подающего трубопровода, где наблюдается больший перепад температуры, чем в обратном трубопроводе. Вычисления производят методом последовательных приближений.

Задают максимально  допустимую толщину изоляции , которую в первом приближении можно принять по данным [3]. Затем выбирают достаточно малый шаг итерации , м, например,

 

,    (4.3)

 

где – максимальное число шагов приближений, которое согласно (4.3) может принимать значения от 100 до 200.

Вычисляют соответствующие  максимальной толщине изоляции значения диаметров  . Полученные величины подставляют в (4.2) и найденное значение сравнивают с нормой удельных потерь теплоты из изолированного трубопровода (таблица П.7). При этом может быть два исхода:

• если при нулевом шаге итерации, т.е. при максимальной толщине изоляции разность ( ) больше нуля, то производят замену выбранного теплоизоляционного материала на материал с меньщей теплопроводностью;
• если на нулевом шаге итерации разность ( ) меньше нуля, то переходят к следующему шагу итерации, уменьшая толщину изоляции на величину (4.3). Затем с помощью (4.2) вычисляют при новых значениях и сравнивают с и т. д.

Итерации  проводят до тех пор, пока не выполнится условие

 

.     (4.4)

 

При выполнении условия (4.4) к значению , вычисленному на последнем шаге итерации i ≤ n, прибавляют величину  (4.3), получая таким образом оптимальное значение диаметра наружной поверхности изоляции и соответствующее значение толщины изоляции .

По установленному для подающего трубопровода значению ( ) определяют удельные тепловые потери по формуле (4.2) для обратного трубопровода со своим значением .

Полные потери теплоты определяют как сумму  потерь из подающего и обратного  трубопроводов

 

,    (4.5)

 

где – суммарные удельные потери теплоты из подающего и обратного трубопроводов;

 – эквивалентная длина  трубопровода, учитывающая местные  потери теплоты во фланцах,  фасонных частях и арматуре, м.  В первом приближении  м

В заключение устанавливают эффективность изоляционных конструкций теплопроводов, сравнивая  потери теплоты изолированного и  оголенного трубопроводов  ,

 

,      (4.6)

Для подающего трубопровода:

 

Для обратного трубопровода:

где определяют по формуле (4.1) с термическим сопротивлением равным сумме сопротивлений теплоотдачи от теплоносителя к стенке трубопровода, самой стенки и термическое сопротивление теплоотдаче на наружной поверхности трубопровода.

Расчет  теплопроводов подземной прокладки. В случае подземной прокладки теплопроводов в каналах, в частности непроходных каналах, к суммарному сопротивлению в (4.1) дополнительно включают термические сопротивления теплоотдаче от поверхности покровного слоя к воздушной прослойке и теплоотдаче от воздушной прослойки к внутренней поверхности стенки канала, самой стенки канала и слоя грунта (рисунок 4.2).

Сопротивление теплоотдаче от поверхности  покровного слоя к воздушной прослойке  определяют по формуле

 

    (4.7)

 м·К/ Вт

где – коэффициент теплоотдачи от поверхности изоляционной конструкции к воздушной прослойке, Вт/(м²·К) (таблица П.11).

Сопротивление теплоотдаче от воздушной  прослойки к стенке канала определяют так

 

,   (4.8)

где – коэффициент теплоотдачи от воздушной прослойки к стенке канала принимают равным 8 Вт/(м²·К) [3];

– эквивалентный диаметр канала в  свету, м.

Сопротивление стенки канала –

 

                                   

,                                      (4.9) 

=0,014

где – толщина стенки канала, м;

 – коэффициенты теплопроводности  стенки канала, Вт/(м·К).

Сопротивление грунта – 

 

  ,                                          (4.10)

 

где H – глубина заложения канала, определяемая как расстояние от поверхности земли до оси трубопровода, м;

 – коэффициент теплопроводности  влажного песчаного грунта принимают  равным 1,92, а суглинистого – 2,56 Вт/(м·К) [5].

После вычисления всех видов сопротивлений  по (4.7)…(4.10), включая сопротивления  изоляционного и покровного слоев, определяют температуру воздуха  в канале

 

,        (4.11)

°С

 

где – средняя за отопительный сезон температура грунта, °С;

 – суммарное термическое  сопротивление внутренней поверхности  канала, стенок канала и грунта, м·ºС/Вт.

По формуле  вида (4.1) определяют удельные потери теплоты  для теплопровода подземной прокладки  отдельно из подающего и обратного  трубопроводов  , заменив на температуру канала (4.11), и полученные значения сравнивают с нормативными потерями (таблица П.8). Далее как и в случае с теплопроводами на открытом воздухе либо производят замену изоляционного материала, либо уменьшают толщину изоляционного слоя на величину шага итерации и т.д. Если на каком-либо шаге итерации условие (4.4) выполнится, то для этого варианта с оптимальной толщиной изоляции вычисляют суммарные удельные потери теплоты по формуле

 

   (4.12)

 

для проверки величину определяют по формуле

 

Наконец, по формулам вида (4.5) и (4.6) определяют полные потери теплоты из теплопроводов  подземной прокладки  и эффективность тепловой изоляции .

 

4.2. Потери теплоты с потерями  сетевой воды

 

Годовые потери теплоты с утечкой сетевой  воды определяют на основе среднегодовых  данных по параметрам системы теплоснабжения :

,  (4.13)

где – нормируемая среднегодовая утечка сетевой воды, принимаемая не более 0,25% от среднегодового объема сетевой воды в тепловой сети и местных системах теплопотребления, м³/(ч·м³);

 – среднегодовой объем  сетевой воды в тепловой сети  и местных системах теплопотребления, м³;

 – соответственно теплоемкость  сетевой воды 4,1868 кДж/(кг·К) и ее  среднегодовая плотность, определяемая  по средним значениям температуры  в подающем и обратном трубопроводах,  кг/м³;

 – среднегодовая температура  сетевой воды соответственно  в подающем и обратном трубопроводах  тепловой сети, °С;

 – среднегодовая температура  холодной воды, поступающей на  источник теплоты, °С.

Среднегодовой объем сетевой воды в тепловой сети и местных системах теплопотребления определяют как аддитивную величину

 

    (4.14)

 

где – значения объема воды в тепловой сети и системах теплопотребления соответственно в отопительном и летнем сезонах работы тепловой сети, м³.

 

 

Графики годовых потерь теплоты с ПСВ для трех вариантов состояния СТС:

 

Графики суммарных потерь теплоты для трех вариантов состояния СТС:

 

 

 

5. ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯПРОМЫШЛЕННО-ОТОПИТЕЛЬНОЙ ТЭЦ

5.1 Выбор паровых турбин.

Максимальная  тепловая мощность станции:

 

Коэффициентом теплофикации:

_{Принимаем равным 0,5.}

Максимальная  тепловая нагрузка, покрываемая из теплофикационных отборов турбины:

 

Величина  производственной нагрузки по пару определяется по параметрам пара, требуемого для  технологического процесса:

 

По найденным  Q_отб^max и Q_тех производим выбор турбоустановки. Выбираем турбину типа:

ПТ – 140/165-130/15-3:

Давление  свежего пара: р₀=12,8 МПа;

Расход свежего  пара: D₀=740 т/ч;

Давление  пара производственного отбора р_п=1,47-3 МПа

Тепловая  мощность отопительных отборов; Q_отб=133,33МВт.

 

Уточняем  коэффициент теплофикации:

 

 

5.1.1 Выбор вспомогательного оборудования  турбинного отделения.

Деаэраторы питательной воды: для котлов с p10 Мпа выбирают деаэраторы повышенного давления типа ДП-1000/100,

Питательные насосы: ПЭ-780-200

Конденсатные насосы: 16КсВ-11х4

Сетевые насосы: СЭ-1250-140-11×2

5.2 Выбор парогенераторов.

По давлению свежего пара р₀=12,8 МПа выбираем 2 паровых котла

 БКЗ–420–140ПТ2.

Номинальная паропроизводительность котла – 420 т/ч;

Давление пара – 13,8 МПа;

Температура перегретого пара – 560;

Температура питательной воды – 210;

КПД – 91%;

Топливо – Ирша-Бородинский бурый уголь.

Выбор пиковых  водогрейных котлов осуществляется  по их теплопроизводительности, которую можно определить:

 

А также по величине температуры сетевой воды, требуемой потребителю.

Выбираем  2 водогрейных котела КВГМ-100.

 

Список Литературы

 

1. Основы тепломассообмена: Учебное пособие / Г.П. Бойков,  
   Ю.В. Видин, В.М. Журавлев, В.В. Колосов. Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2000.
2. Эстеркин Р.И. Котельные установки. Курсовое и дипломное проектирование: Учебн. пособ. – Л.: Энергоатомиздат. 1989.
3. М.М. Щеголев, Ю.Л. Гусев, М.С. Иванова. Котельные установки. Учебник для вузов. М.: Стройиздат. 1972.
4. Эстеркин Р.И. Промышленные котельные установки: Учебник для вузов. – 2-е изд., перераб. и доп. – Л.: Энергоиздат. 1985.
5. Тепловой расчет котельных агрегатов малой и средней мощности: Метод. Указания по курсовому проектированию для студентов спец. 1007 – «Промышленная теплоэнергетика» / сост. Д.Е. Криволудский, В.А. Дуровский. Красноярск: КГТУ, 1999. 47 с.
6. Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод) / Под. Ред. Н.В. Кузнецова. М.: Энергия, 1973.
7. Липов Ю.М., Самойлова Ю.Ф., Виленский Т.В. Компоновка и тепловой расчет парогенератора. М.: Энергия, 1988.
8. Александров В.Г. Паровые котлы малой и средней мощности. Л.: Энергия, 1974.
9. Ривкин С.Л., Александров А.А. Теплотехнические свойства воды и водяного пара. М.: Энергия, 1980.
10. Справочно-нормативные данные. Метод. указания/ КГТУ. Красноярск, 1999.