Теплофикация и тепловые сети. И тепловые

• Название: И тепловые
• Анкор: Теплофикация и тепловые сети
• Дата: 27.03.2022
• Размер: 2.4 Mb.
• Имя файла: Теплофикация и тепловые сети.docx
• Тип: Учебник; #420164
• страница: 67 из 101

Рис. 11.3. Минимальные диаметры теплопрово­дов, при коюрых необходимо системное резерви­рование теплоснабжения, d = f(t, t )

I—3 — f_H0 соответственно -15, -25, -35 °C

щих перемычек или резервных котельных, целесообразно в районах с низкой расчет­ной наружной температурой г_но выбирать уменьшенное расстояние между секциони­рующими задвижками.

Количественно состояние надежности те­пловых сетей оценивается но значению пото­ка отказов Л, 1/(км • год). Это значение зави­сит от конструкции теплопровода, качества ее выполнения, влажности и чистоты грун­та, в которых проложен теплопровод, каче­ства ремонтно-профилактических работ. В настоящее время поток отказов в тепло­вых сетях часто имеет довольно большие значения: Л = 1— 2 1/(км • год). Задача за­ключается в существенном снижении потока отказов до 0,02—0,03 1/(км‘год), т.е. в снижении среднего числа отказов до одного на 25—30 км длины сети в год.

Основная причина пониженной надеж­ности подземных теплопроводов в непро­ходных каналах, а также бесканальных ста­рых конструкций — наружная коррозия по­дающих трубопроводов водяных тепловых сетей, на которые приходится до 80 % всех повреждений.

Значительную часть отопительного пе­риода, а также в течение всего неотопитель­ного периода температура сетевой воды в подающем трубопроводе водяной тепловой сети поддерживается обычно 70—80 °C. При такой температуре в условиях повы­шенной влажности окружающей среды, имеющей место в подземных теплопрово­дах в непроходных каналах, процесс корро­зии проходит особенно интенсивно, так как тепловая изоляция и поверхность стальных трубопроводов находятся во влажном со­стоянии, а температура поверхности доста­точно высока.

Процессы коррозии существенно замед­ляются, когда поверхность трубопроводов сухая. Поэтому ряд специалистов реко­мендует проводить в неотопительный пери­од периодическую сушку тепловой изоля­ции подземных теплопроводов за счет эпи­зодического (например, еженедельного) по­вышения температуры в подающей линии тепловой сети до 100 °C и поддержания этой температуры в течение сравнительно длительного периода (примерно 30—40 ч).

Наружная коррозия особенно интенсив­на в местах подтопления или увлажнения теплоизоляционной конструкции, а также в анодных зонах теплопроводов, подвергаю­щихся действию блуждающих токов. Выяв­ление в процессе эксплуатации коррозион­но-опасных участков подземных теплопро­водов и устранение источников коррозии являются одними из эффективных методов увеличения долговечности тепловых сетей и повышения надежности теплоснабжения.

В настоящее время отсутствуют апроби­рованные методы неразрушающего контро­ля и методы прогнозирования состояния подземных теплопроводов. Разработка та­ких методов представляет собой актуаль­ную задачу для научных и эксплуатацион­ных организаций.

Единственный широко используемый в настоящее время практический метод вы­явления в летний период участков тепловой сети, пораженных коррозией, заключается в поучастковых гидравлических испытани­ях сетей при повышенном давлении, значе­ние которого выбирается из условия разру­шения стенки трубы, если ее толщина

5<л_р + 8_к, (1112)

где 5р — расчетная толщина стенки при ра­бочем давлении в трубопроводе /з_р; 5_К — за­пас на коррозию.

Интенсивность коррозии подземных те­плопроводов обычно не превосходит 0,0005 м/год. Поэтому запас на коррозию выбирается в зависимости от частоты про­ведения отбраковочных испытаний.

При ежегодных испытаниях 8_К = 0,0005 м, при проведении испытаний 1 раз в два-три года 8_К = 0,001—0,0015 м. Разрушение стен­ки трубы при гидравлическом испытании происходит в том случае, когда напряжение в стенке достигает временного сопротивления разрыву а_в, которое для основного сортамен­та стальных труб, применяемых в тепловых сетях, составляет примерно 380 • 10⁶ Па.

Испытательное давление можно опреде­лить по формуле (9.7) при условии

2О_р + 5_К)’ 'Р ⁼ 2о_в ’

откуда

Л,сп⁼Рр ^{+ 25}к^овЧ> О¹'¹³) где р_исп, р_р — соответственно испытатель­ное и рабочее давление в трубопроводе, Па; d_B — внутренний диаметр трубопровода, м.

Согласно (11.13) при прочих равных ус­ловиях испытательное давление зависит от диаметра трубопровода. Трубопроводы ма­лых диаметров должны испытываться при более высоком давлении. Поэтому отбрако­вочные испытания должны проводиться

раздельно по участкам разных диаметров.

В настоящее время в качестве основных

методов повышения надежности тепло­снабжения принято следующее:

комплексное решение задач по реконст­рукции тепловых сетей с использованием теплопроводов полной заводской готовно­сти, в том числе ППУ-теплопроводов;

применение при строительстве тепло­вых сетей только тех стальных труб, кото­рые соответствуют требованиям, предъяв­ляемым к тепловым сетям, с проведением предпусковых испытаний в полном объеме;

100 %-ный контроль неразрушающими методами стыковых соединений на трубо­проводах диаметром более 300 мм;

отказ оз сальниковых компенсаторов и использование вместо них компенсаторов сильфонного типа;

отказ от клиновых задвижек и постепен­ный переход на запорную арматуру шаро­вого и шиберного типа, не требующую по­стоянного обслуживания;

оснащение линейной части тепловых се­тей, узловых камер, насосных подстанций и т.п. средствами стационарной диагностики (встроенной в конструкцию теплопровода), а также средствами дистанционного кон­троля и управления тепловыми сетями;

введение жесткого надзора за качеством строительства тепловых сетей со стороны эксплуатационных предприятий тепловых сетей;

постоянный мониторинг (осмотр) дейст­вующих тепловых сетей; основное внимание уделяется контролю увлажнения изоляции теплопроводов, а одной из главных забот экс­плуатационного персонала является отвод от теплопроводов случайных вод, которые могут поступать из расположенных рядом го­родских коммуникаций, от дождя и т.п.;

разработка и внедрение схем резервиро­вания теплопроводов; эксплуатационный персонал должен иметь заранее разработан­ные и апробированные схемы резервирова­ния и порядок ввода их в действие с учетом возможностей эксплуатационного и ре­монтного персонала при имеющейся осна­щенности его техникой и средствами малой механизации;

совершенствование оперативно-техно­логического управления СЦТ с целью со­кращения до минимума времени прекраще­ния подачи теплоносителя потребителям теплоты.

Для систематизации и изучения показа­телей, характеризующих надежность теп­

ловых сетей в каждом конкретном предпри­ятии, целесообразно создавать банк данных по повреждаемости тепловых сетей и уста­новить соответствующие количественные показатели, базирующиеся на статистиче­ских данных.

Можно предложить два таких пока­зателя:

относительная повреждаемость теп­ловой сети

где Л/_от — материальная характеристика участков тепловой сети, выключенных из работы при аварии или отказе, м²; л_от — время вынужденного выключения участков сети, вызванное аварией или отказом и его устранением, ч; — произведение ма­

териальной характеристики тепловой сети данной системы теплоснабжения на плано­вую длительность ее работы за заданный период времени (обычно за год);

относительный аварийный недоотпуск тепловой энергии

я = (ч.н)

где ££_ав — аварийный недоотпуск тепло­ты за год; — расчетный отпуск тепло­ты за год.

Приведенные показатели в определен­ной мере характеризуют надежность рабо­ты СЦТ. По динамике их изменения во вре­мени (например, из года в год) можно су­дить о прогрессе или деградации надежно­сти СЦТ.

3. 
   КАЧЕСТВО ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
   

Вторая важная задача эксплуатации СЦТ заключается в обеспечении качества теплоснабжения.

В отличие от систем электроснабжения, где качество электрической энергии норми­ровано и закреплено соответствующим го­сударственным стандартом³³, государствен­ного стандарта на качество тепловой энер­гии в системах теплоснабжения не имеется. Исследования в этой области показали, что такой ГОСТ в принципе не может быть соз­дан. Поэтому вопрос нормирования качест­ва тепловой энергии решается следующим образом.

Согласно Гражданскому кодексу Рос­сийской Федерации (разд. 6 «Энергоснаб­жение», ч. 2), регулирующему взаимоотно­шения энергоснабжающих организаций и потребителей энергии, электрическая и теп­ловая энергия являются товаром, имеющим специфические свойства: энергию невоз­можно складировать, ее потребление про­исходит практически в момент производст­ва (для электроэнергии) и с некоторым транспортным запаздыванием (для тепло­вой энергии) и т.п. Поэтому в договоре энергоснабжения (в частности, в договоре теплоснабжения) в обязательном порядке должны быть указаны не только количество тепловой энергии, но и ее качество.

Под качеством тепловой энергии пони­мается соответствие термодинамических параметров теплоносителя (температуры пара и сетевой воды в подающем трубопро­воде и их давления), а также допустимые значения их отклонения от договорных ус­ловиям работы теплоиотребляющнх уста­новок потребителя. Ясно, что перечислен­ные выше параметры теплоносителя не мо­гут, а поэтому не должны быть одинаковы­ми для всех потребителей теплоты: они за­висят от режима работы технологических установок, аккумулирующей способности ограждающих конструкций отапливаемых зданий, допустимого уровня комфорта и др. Поэтому энергоснабжающие организации должны определять качество тепловой энергии с каждым потребителем или груп­пой потребителей (например, жилые зда-

ния), исходя из технологических возможно­стей СЦТ, начиная от источника и заканчи­вая тепловым вводом потребителя.

Учитывая, что к тепловым сетям от крупных ТЭЦ и котельных присоедине­ны сотни и даже тысячи теплоиспользую­щих установок и систем, вполне естествен­но, что отпуск теплоты от источников мо­жет осуществляться по средним для СЦТ параметрам, а индивидуальные особенно­сти режимов работы теплоиспользующих установок и систем должны компенсиро­ваться расходом теплоносителя. Важно, чтобы на тепловом вводе потребителя были обеспечены минимальные температура и давления теплоносителя.

Вопросы центрального качественного ре­гулирования СЦТ подробно изложены выше.

Помимо количества и качества тепло­вой энергии важнейшим показателем, свя­занным с качеством теплоснабжения, явля­ется режим потребления энергии. Показа­тели режима потребления энергии согласно Гражданскому кодексу РФ также должны быть отражены в договоре энергоснаб­жения.

Под режимом потребления тепловой энергии понимается соответствие реальных расходов теплоносителя и температуры об­ратной сетевой воды, возвращаемой потре­бителем в источник теплоты, договорным (расчетным) значениям.

Для оперативной оценки соответствия фактических расходов теплоты и теплоно­сителя на отопление расчетным значениям, указанным в договоре теплоснабжения, для прогнозирования работы СЦТ, а также для контроля за соблюдением режимов потреб­ления теплоты весьма полезен анализ фак­тических гидравлического и теплового (температурного) режимов СЦТ, которые характеризуются параметрами сетевой во­ды перед отопительными установками т₍ и после них т₂ [121,122].

Из совместного решения уравнения ха­рактеристики отопительной установки 366 (4.31), присоединенной к тепловой сети по зависимой схеме, и балансового уравнения отопительной нагрузки

, , ^Д,о (0,5+и)(^ТоГ^То2)

Az'+ +<sup>1

Р</sup> 7°-² (1 +»)

i/o

или в другой модификации где О_п = — — относительная Отопитель-

O'

о

ная нагрузка, т.е. отношение данной отопительной нагрузки к расчетной; A z'_p = = (z„ р - t_{H 0}) — расчетная разность внутрен­ней и наружной температур воздуха, °C; Az' = [0,5(Tj + т'₂) - /„ _р] — расчетный тем­пературный напор в отопительном приборе, °C; т_о1, т_о2 — фактические температуры воды перед отопительной установкой и после нее, °C; z_H — фактическая наружная температура, °C; и — коэффициент смешения элеватора или другого смесительного устройства.

Уравнения (11.17) описывают устано­вившийся тепловой режим отопительной установки.

Путем дифференцирования (11.17) по т_0[ и т_о2 определяют отклонение относи­тельной отопительной нагрузки d£?₀ от ее

расчетного значения Q_o при данной на­ружной температуре z_H в зависимости от от­клонения dx₀1 и dT_o2 температур воды перед отопительной установкой т_о1 и после т_о2

от расчетных значений для данной наруж­ной температуры /_н.

Полный дифференциал отклонения от­носительной отопительной нагрузки dQ₀

ттР

от ее расчетного значения Q_o для данной наружной температуры /₍₎

d£>₀ = <7i^dTol ⁺ 7₂^dT_o2> (И.18)

d0_o

где q = —удельное отклонение от-

^dTol

носительной отопительной нагрузки Q_o на 1 °C отклонения температуры воды пе­ред отопительной установкой т_о) от расчет­ного значения для данной наружной темпе-

d£o

ратуры /_н; д₂ = -— — удельное откло­нение относительной отопительной нагруз­ки Q_o на 1 °C отклонения температуры во­ды после отопительной установкой т_о2 от расчетного значения для данной наруж­ной температуры /_н;

А/'

(1 _{+ М})| Д/'_р+0,8-

Qo ⁷

с до

(1 + м) Д/'+0,8—- <sup>р

7</sup> Qo ⁷

Из (11.19а) и (11.196) следует, что 0₂/0, = 1 + 2м. Это значит, что отклоне­ние от расчетного значения температуры воды после отопительной установки dx_o2 свидетельствует о значительно большем из­менении относительной отопительной на­грузки d0_o по сравнению с отклонением на такое же значение температуры воды пе­ред отопительной установкой.

При часто используемых в отопитель­ных установках коэффициентах смешения и = 2,2

9₂/9j =5,4.

В отопительных установках без смеситель­ных приборов при и = 0

я₂ = (1119в)

Д/'_п + 0,8—-

р -0,2

Из (11.19в) следует, что для данной сис­темы теплоснабжения <7j и <7₂ ^пР^актически постоянны в течение отопительного сезона, так как при изменении Q_o в пять раз (от 0,2

— 0,2

до 1,0) Q_o изменяется только в 1,4 раза
(от 0,72 до 1,0). Еще в меньших пределах из-
Д/'_о

меняется Д/' + 0,8 . Так, для условий

Р —0,2

Qo

Москвы при Д/р = 43 °C, Д/'_о = 64,5 °C, и = 2,2 при изменении Q_o от 0,2 до 1,0

— —2 значение q^ изменяется от 0,135 '10 до

0,165 • 10², т.е. в 1,2 раза. В таком же отно­шении изменяется и q₂ . Удельные отклоне­ния относительной отопительной нагрузки и q₂ положительные, так как правая

часть уравнения (11.19) положительная. Это значит, что при dx_ol > 0 и dr_o2 > 0 происхо­дит перерасход теплоты на отопление. При Д/'р = 43 °C, Д/'_о = 64,5 °C, „ = 2,2, при сред­нем 0о² =0,86 q_x = 0,00152 = 0,15 %, ₂ = 0,0082 = 0,82 %. Это значит, что каж­дый градус отклонения температуры воды перед отопительной установкой от ее рас­четного значения при данной наружной тем­пературе /_(| приводит к перерасходу или не­

додаче (при <к_о1 < 0) на 0,15 % расчетного расхода теплоты на отопление при расчет­ной наружной температуре Q'_o.

Соответственно каждый градус отклоне­ния температуры воды после отопительной установки от ее расчетного значения при данной наружной температуре /_ц свиде­тельствует об изменении расхода теплоты на отопление на 0,82 % расчетного

расхода Q'₀.

Изменение абсолютного расхода теплоты Ag₀ = 4Q_oQ'_o.

Фактический относительный эквива­лент расхода сетевой воды
dQ о = 0,0084(58 - 53,5) = 0,0376 = 3,76 %.

Перерасход теплоты равен 3,76 % расчетного расхода; &Q₀ = 0,0376 МДж/с = 0,0323 Гкал/ч. От расхода теплоты на отопление при /_н = - 8 °C пе­рерасход составляет 3.76/0,6 = 6,3 %. Фактиче­ский расход теплоты на отопление

бо = Qo + ^д2 = 0,6 + 0,0376= 0,6376 МДж/с.

Фактический относительный эквивалент рас­хода сетевой воды по (11.20)

Превышение относительного эквивалента расхода сетевой воды на отопление по сравне­нию с расчетным расходом

ДЙ% = Й%-1 =0,173=17,3%.

тели при независимой схеме присоедине­ния отопительных установок.

Сетевая вода часто незаконно отбирает­ся также в системах потребителей для раз­личных хозяйственных нужд. Для выявле­ния утечек и незаконных отборов сетевой воды целесообразно проводить эпизодиче­ские испытания плотности системы с помо­щью добавки к подпиточной ее флюоресци- на, который окрашивает ее в зеленый цвет, чем облегчает выявление мест утечек в сети и отбора сетевой воды в абонентских уста­новках. Флюоресцин безвреден и поэтому с разрешения санитарных служб может при­меняться для проверки плотности системы теплоснабжения [54].

Для проведения систематической про­филактической работы по выявлению мест утечек теплоносителя из тепловых сетей за­крытых систем теплоснабжения и устране­ния утечек может быть использована систе­ма дистанционного обнаружения утечек (СДОУ), разработанная МЭИ [8]. Система базируется на ультразвуковых расходоме­рах, измеряющих расход воды по показани­ям датчиков, установленных на поверхно­сти трубопроводов, Особенность системы заключается в ее способности обнаружить участок с максимальной утечкой, после уст­ранения которой определяется участок с не­сколько меньшей утечкой. Таким образом, последовательно выявляются места всех утечек от максимальной до минимальной.

На рис. 11,4 приведена принципиальная схема СДОУ. При утечке сетевой воды на участке тепловой сети между местом утеч­ки и станцией возникает разность расходов воды ДС = (С_н - 6’₀) в подающем и обрат­ном трубопроводах. Эта разность расходов устанавливается блоком 3 на основе им­пульсов, поступивших от измерителей рас­ходов / и 2.

На участках тепловой сети между местом утечки и концевыми абонентами расходы воды в подающем и обратном