Об опыте работы в системах теплоснабжения городов российской федерации. Источник теплоты - котельная. Ремонтные работы отдельных узлов тепловой сети

В.А. Чупрынин, генеральный директор ООО «ОргКоммунЭнерго», г. Москва

Журнал «Новости теплоснабжения» № 4 (92), www.ntsn.ru

К 2010 году резко возрастет потребление газа во всех европейских странах, также в Турции и Китае. Естественно, будут увеличиваться поставки газа из России в страны Европы и Азии. Это в условиях рыночной экономики неизбежно должно вести к росту цен на топливо, а значит, и росту тарифов на теплоснабжение внутри страны. В этой связи одним из направлений государственной политики должно быть принятие мер, направленных на снижение этих последствий для населения страны.

Развитие топливно-энергетического комплекса в первой четверти XXI века будет определяться масштабами реализации энергосберегающих технологий как в энергетическом секторе, так и в других секторах экономики.

В России энергосбережение развито весьма слабо и часто энергосберегающие технологии используются не эффективно.

Подавляющее большинство систем теплоснабжения работает с большим перерасходом топлива и электроэнергии. В целом удельное потребление энергоресурсов на одного человека в России превышает среднеевропейские показатели (по теплу в 2-3 раза и по воде в 1,5-2 раза).

Жилищно-коммунальное хозяйство (ЖКХ) является крупнейшим потребителем топлива и электрической энергии (более 30% от всей потребленной энергии в России), поэтому в этом секторе есть громадные резервы для экономии.

Для роста энергоэффективности и решения ряда других проблем в коммунальном секторе была проведена реформа ЖКХ. Данная реформа не только предполагает 100% оплату населением коммунальных услуг за отопление и горячее водоснабжение (ГВС), но и качественное их предоставление. Например, температура воздуха внутри отапливаемых помещений должна быть 18-20 ºС, температура воды на нужды ГВС 60 ºС.

Подавляющее большинство теплоснабжающих организаций не может предоставить качественные услуги, при этом температура воздуха внутри отапливаемых помещений, колеблется от 16 до 25 ºС, а температура горячей воды от 40 до 100 ºС, в зависимости от схемы ГВС.

Основные проблемы теплоснабжения

Можно выделить следующие основные проблемы в области теплоснабжения:

1. Возраст большинства источников тепла (ТЭЦ и котельные) больше 30 лет или приближаются к этому рубежу. Например, г. Северодвинск c самой современной промышленностью снабжается теплом от двух ТЭЦ с почтенным возрастом: одной - 30 лет, а второй - 70 лет.
2. Тепловые сети ветхие, более 70% от всех сетей, находящихся в эксплуатации, подлежат замене. Но даже очень скромный план капитального ремонта не выполняется, коммуникации стареют из года в год.
3. Потери тепла в тепловых сетях достигают 30%, т.к. из-за периодического или постоянного затопления сетей тепловая изоляция нарушена и пришла в негодность.
4. Потери тепла через «дырявые» окна составляет до 70% от общих тепловых потерь зданий.
5. В подавляющем большинстве индивидуальных и центральных тепловых пунктов отсутствует автоматика на отопление и ГВС.
6. К сожалению, централизация теплоснабжения, особенно в крупных городах, достигла такого уровня, что режимами трудно или практически невозможно управлять.
7. Подавляющее большинство систем теплоснабжения разрегулировано и обеспечение потребителей теплом и горячей водой сопряжено с большими перерасходами топлива и электроэнергии.
8. Сокращение персонала на предприятиях (как инженерного, так и рабочего) привело к тому, что системы теплоснабжения не эксплуатируются, а только поддерживается их жизнедеятельность, другими словами «латаются дыры».
9. В малых городах, наряду с указанными проблемами, очень остро ощущается недостаток квалифицированного персонала, как на руководящих должностях среднего звена, так и рабочего персонала.

О разработке программы энергосбережения в области теплоснабжения

Все выше перечисленные проблемы в теплоснабжении усугубляются ведомственной разобщенностью и корпоративными интересами, которые идут в разрез с интересами населения городов страны.

По самым скромным подсчетам только за счет разрегулировки систем теплоснабжения (а это мы считаем ключевым вопросом) в России перерасход тепла и электроэнергии за один отопительный сезон достигает гигантских размеров и в денежном выражении составляет не менее 60 млрд руб., т.е. порядка 8% от всех расходов на теплоснабжение. За счет экономии, полученной за один отопительный сезон от оптимизации режимов систем теплоснабжения по всей стране, можно практически полностью отопить потребителей Московской области. Но, к сожалению, на вопросы оптимизации режимов у теплоснабжающих организаций как раньше средств не было, так и нет теперь. Все имеющиеся средства направляются на оплату долгов, топлива, электроэнергии, а остаток на крайне необходимые ремонтные работы.

Исходя из проблем, которые присутствуют в теплоснабжении, должна быть принята государственная программа энергосбережения с государственной финансовой поддержкой. Целесообразно на решение вопросов, связанных с энергосбережением и оптимизацией режимов систем теплоснабжения, выдавать льготные кредиты с тем, чтобы в короткие сроки повысить надежность и экономичность работы систем централизованного теплоснабжения. Это достаточно выгодно потому, что окупаемость технологии оптимизации режимов работы системы теплоснабжения по оценкам ООО «ОргКоммунЭнерго» в разных городах России составляет 3 (максимум 4) мес. отопительного сезона. Конечной целью государственной программы энергосбережения должно явиться снижение себестоимости и смягчение для населения бремени оплаты коммунальных услуг.

На период реализации программы энергосбережения считаем необходимым «заморозить» тарифы или повысить их только для покрытия инфляции. Средства, которые можно будет получить от повышения экономичности систем теплоснабжения, должны направляться на реконструкцию и автоматизацию системы теплоснабжения. По мере повышения экономичности систем теплоснабжения тарифы непременно должны снижаться.

Нами выполнена оптимизация и наладка систем теплоснабжения гг. Петрозаводск, Псков, Инта, Сыктывкар и др. (всего более 80 крупных и не очень крупных городов, в которых нами достигнуты устойчивые гидравлический и тепловой режимы).

В Ярославской области нами проводились работы по оптимизации и наладке систем теплоснабжения г. Рыбинска от всех городских котельных.

Экономия топлива (энергетических ресурсов) за счет проведения работ по оптимизации режимов систем теплоснабжения в среднем составила:

Тепла в пределах 8-13% от отпущенного за отопительный сезон;

Электроэнергии в пределах 50%. В ряде систем теплоснабжения таких, как г. Электроугли Московской области и г. Питкяранта Республики Карелия, экономия электроэнергии была выше и составила около 100% от израсходованной на теплоснабжении за отопительный сезон.

Как правило, в существующих системах централизованного теплоснабжения имеют место следующие недостатки:

Источники тепла загружены нерационально: одни перегружены и работают с большим дефицитом тепла, другие недогружены и имеют значительный резерв тепловой мощности.

Тепловые сети разрегулированы. При этом располагаемые напоры у потребителей, близко расположенных к источнику тепла, избыточные, а у далеко расположенных от источников тепла - крайне недостаточные. Поэтому, у первых происходит большой перерасход топлива, у вторых - значительный недогрев и жалобы на неудовлетворительное качество теплоснабжения. Часто для оживления циркуляции через отопительные системы сетевая воды сливается в канализацию. Системы теплоснабжения работают при повышенных расходах сетевой воды, циркулирующей в тепловой сети, значительно превышающие проектные.

Имеют место повышенные тепловые потери в тепловых сетях, особенно, во внутриквартальных, из-за нарушения тепловой изоляции в связи с периодическим их затоплением паводковыми, ливневыми и канализационными водами.

Отсутствует автоматизация тепловых сетей, в т.ч.: регуляторы температуры как на отопительные системы, так и на системы горячего водостабжения. Практически отсутствует учет тепла.

О работах, проведенных ООО «ОргКоммунЭнерго»

В процессе проведения работ по оптимизации режимов, во всех городах удается сблизить интересы организаций, занимающихся выработкой, передачей и распределением тепловой энергии для более качественного и кондиционного снабжения теплом и горячей водой населения.

ООО «ОргКоммунЭнерго» проведены работы по оптимизации режимов сложнейшей многокольцевой системы теплоснабжения г. Твери, где семь источников тепла работают на одну сеть. Схема ГВС в г. Твери смешанная (открытая и закрытая), нами разработаны стратегические направления в кардинальном улучшении теплоснабжения города. Завершена разработка оптимальных режимов и уже выполнена регулировка сети от одного источника тепла (Южной котельной). Учитывая достигнутые хорошие результаты, Администрацией г. Твери принимается решение о продолжении работ по регулированию системы теплоснабжения от остальных источников тепла (см. «Новости теплоснабжения» №8, 2005 г. или на сайте: www.okenergo.ru).

Проведены энергетические обследования в системах теплоснабжения гг. Иваново, Йошкар-Ола, Северодвинск и др.

В ходе энергетических обследований этих городов было выяснено следующее:

Системы теплоснабжения указанных городов разрегулированы и работают по сниженному против проектного температурному графику отпуска тепла и при повышенных расходах сетевой воды.

В г. Йошкар-Ола работают две ТЭЦ, хотя подключенную тепловую нагрузку может обеспечить одна современная ТЭЦ (ТЭЦ-2), но при условии оптимизации гидравлического режима тепловых сетей. При этом на ТЭЦ-1 предложено оставить в работе только группу сетевых насосов в режиме насосной подкачивания, а неэкономично работающее оборудование ТЭЦ-1 должно быть выведено из работы.

В г. Северодвинске подлежит расширению угольная ТЭЦ, хотя возраст ее преклонный (более 30 лет), а ТЭЦ, работающая на мазуте, из-за дороговизны мазута должна сократить выработку тепла. В связи с этим необходимо проведение работ по разработке оптимальных как зимнего, так и летнего режимов работы тепловых сетей с перераспределением подключенных нагрузок.

За многие годы работы наша организация разработала поэтапную программу повышения экономичности систем централизованного теплоснабжения городов. В этом ключе мы и проводим работы.

1 этап - экспресс-энергетическое обследование: обследование фактического состояния оборудования и режимов всех звеньев систем теплоснабжения (источника тепла, тепловых сетей, тепловых пунктов и отопительных систем) для определения уровня эффективности системы теплоснабжения. В результате разрабатывается концепция или стратегия развития теплоснабжения города.

По результатам экспресс-обследования определяются приоритеты, т.е. очередность вложения средств для получения максимальной экономии. Это энергоаудит только в минимально необходимом виде и с минимальными затратами.

2 этап - оптимизация режима: проводится более углубленное обследование всех звеньев источника тепла. Уточняется схема сети и тепловые нагрузки. Составляется схема сети в электронном виде. Проводится разработка оптимального режима с рациональной загрузкой источников тепла или выводом из работы не рентабельных и последующим непременным внедрением разработанных режимов.

Кроме этого, разрабатываются необходимые мероприятия, выполнение которых позволяет повысить эффективность работы системы теплоснабжения в дальнейшем.

По завершению второго этапа Заказчик фактически получает «инструмент», с помощью которого он длительные годы надежно и экономично может эксплуатировать систему теплоснабжения.

3 этап - автоматизация и диспетчеризация тепловых сетей, оснащение приборами учета.

В процессе проведения этих этапов проводится ремонт сетей и оборудования источников тепла и тепловых пунктов, а также промывка отопительных систем, утепление окон и зданий.

Выводы:

В принципе в каждом городе при казалось бы общих проблемах подходы могут быть совершенно разные, но все сводится к тому, что в начале необходимо непременно выполнить квалифицированно разработку оптимальных режимов работы тепловых сетей.

Важнейшей отраслью городского хозяйства является система энергоснабжения города, к которой относятся теплоснабжающие и электроснабжающие хозяйства.

Система энергоснабжения включает комплекс энергетических установок и сетей, обеспечивающих потребителей в городе тепловой и электрической энергией.

Наибольшую сложность для городских властей представляет организация систем теплоснабжения, так как они требуют значительных капиталовложений в теплотехническое оборудование и тепловые сети, непосредственно влияют на экологическое и санитарное состояние окружающей среды, а так же имеют многовариантное решение.

Теплоснабжение – самый энергоемкий и самый энергорасточительный сегмент национальной экономики. При этом так как главным потребителем тепловой энергии является население, теплоснабжение является социально значимым сектором энергетического комплекса России. Целью системы теплоснабжения является удовлетворение потребностей населения в услугах отопления, горячего водоснабжения (подогрев воды) и вентиляции.

При организации системы теплоснабжения города необходимо учитывать классификацию этих систем по следующим признакам:

источнику приготовления тепла;

степени централизации;

роду теплоносителя;

способу подачи воды на горячее водоснабжение и отопление;

количеству трубопроводов тепловых сетей;

способу обеспечения потребителей тепловой энергией и др.

1 По источнику приготовления тепла и степени централизации теплоснабжения различают три основных вида систем теплоснабжения:

1) высокоорганизованное централизован­ное теплоснабжение на базе комбинированной выработки тепла и электроэнергии на ТЭЦ - теплофикация;

2) централизованное теплоснабжение от районных отопительных и промышленно-отопительных котельных;

3) децентрализованное теплоснабжение от мелких котельных, индивидуальных отопительных приборов и печей и т. п.

В целом в России теплоснабжение обеспечивают около 241 ТЭЦ общего пользования, 244 ТЭЦ промышленного пользования, 920 котельных средней мощности, 5570 котельных ниже средней мощности, 1820020 котельных малой мощности, около 600 тыс. автономных индивидуальных теплогенераторов, 3 специализированных ядерных источников тепла. Суммарная реализация тепла в стране составляет около 2100 млн Гкал/год, в том числе жилищный сектор и бюджетная сфера потребляют около 1100 млн Гкал в год, промышленность и прочие потребители – почти 1000 млн Гкал. На теплоснабжение расходуется более 400 миллионов тонн условного топлива в год.

В стране развита теплофикация: на ТЭЦ в наиболее экономичном теплофикационном режиме вырабатывается 75% от общей выработки тепловой энергии.

2 По роду теплоносителя различают водяные и паровые системы теплоснабжения.

Водяные системы теплоснабжения применяют в основном для снабжения тепловой энергией сезонных потребителей и для горячего водоснабжения, а в некоторых случаях и для технологических процессов. Паровые системы используются в основном для технологических целей в промышленности, и для нужд городского хозяйства в следствие повышенной опасности при их эксплуатации практически не используются. В нашей стране водяные системы теплоснабжения составляют по протяженности более половины всех тепловых сетей.

3 По способу подачи воды на горячее водоснабжение водяные системы теплоснабжения делятся на закрытые и открытые.

В закрытых водяных системах теплоснабжения воду из тепловых сетей используют только как греющую среду для нагревания в подогревателях по­верхностного типа водопроводной воды, поступающей затем в местную систему горячего водоснабжения. В открытых водяных системах теплоснабжения горячая вода к водоразборным прибо­рам местной системы горячего водоснабжения поступает непосред­ственно из тепловых сетей.

4 По количеству трубопроводов различают однотрубные и 2х и много-трубные системы теплоснабжения.

5 По способу обеспечения потребителей тепловой энергией различаются одноступенчатые и многоступенчатые системы теплоснабжения в зависимости от схем присоединения абонентов (потребителей) к тепловым сетям.

Узлы присоединения потребителей тепла к тепловым сетям назы­вают абонентскими вводами. На абонентском вводе каждого зда­ния устанавливают подогреватели горячего водоснабжения, элеваторы, насосы, арматуру, контрольно-измерительные приборы для регулирования параметров и расходов теплоносителя по мест­ным отопительным и водоразборным приборам. Поэтому часто абонентский ввод называют местным тепловым пунктом (МТП). Если абонентский ввод сооружается для отдельного объекта, то его называют индивидуальным те­пловым пунктом (ИТП).

При организации одноступенчатых систем теплоснабжения абоненты потребители теп­ла присоединяют непосредственно к тепловым сетям. Такое непосредственное присоединение отопительных приборов огра­ничивает пределы допустимого давления в тепловых сетях, так как высокое давление, необходимое для транспорта теплоносителя к конечным потребителям, опасно для радиаторов отопления. В силу этого одноступенчатые системы применяют для теплоснаб­жения ограниченного числа потребителей от котельных с небольшой длиной тепловых сетей.

В многоступенчатых системах между источником тепла и потребителями размещают центральные тепловые пункты (ЦТП) или контрольно-распределительные пункты (КРП), в ко­торых параметры теплоносителя могут изменяться по требованию местных потребителей. ЦТП и КРП оборудуются насосными и водонагревательными установками, регулирующей и предохрани­тельной арматурой, контрольно-измерительными приборами, пред­назначенными для обеспечения группы потребителей в квартале или районе тепловой энергией необходимых параметров. С помощью насос­ных или водонагревательных установок магистральные трубопро­воды (первая ступень) соответственно частично или полностью гидравлически изолируются от распределительных сетей (вторая ступень). Из ЦТП или КРП теплоноситель с допустимыми или установленными параметрами для местных потребителей по об­щим или отдельным трубопроводам второй ступени подается в МТП каждого здания. При этом в МТП производятся лишь эле­ваторное подмешивание обратной воды из местных отопительных установок, местное регулирование расхода воды на горячее водо­снабжение и учет расхода тепла.

Организация полной гидравлической изоляции тепловых сетей первой и вто­рой ступени является важнейшим мероприятием повышения на­дежности теплоснабжения и увеличения дальности транспорта тепла. Многоступенчатые системы теплоснабжения с ЦТП и КРП позволяют в десятки раз уменьшить число местных подогревателей горячего водоснабжения, циркуляционных насосов и регуляторов температуры, устанавливаемых в МТП при одноступенчатой системе. В ЦТП возможна организация обработки местной водопроводной воды для предупреждения коррозии систем горячего водоснабжения. Наконец, при сооружении ЦТП и КРП сокращаются в значительной мере удельные эксплуатационные затраты и затраты на содержание персонала для обслуживания оборудования в МТП.

Централизованное теплоснабжение в первую очередь получило развитие в городах и районах с преимущественно многоэтажной застройкой.

Таким образом, современная централизованная система теплоснабжениясостоит из следующих основных элементов: источника тепла, тепловых сетей и местных систем потребления - систем отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. Для организации централизованного теплоснабжения используются два типа источников тепла: теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) и районные котельные (РК) различной мощности.

Районные котельные большой мощности сооружают для обеспечения теплом крупного комплекса зданий, нескольких микрорайонов или района го­рода. Тепловая мощность современных районных котельных составляет 150-200 Гкал/ч. Такая концентрация тепловых нагрузок позволяет использовать крупные агрегаты, современное техническое оснащение котельных, что обеспечивает высокие показатели использования топлива и КПД теплотехнического оборудования.

Этот вид систем теплоснабжения имеет ряд преимуществ перед тепло­снабжением от котельных малой и средней мощности. К ним относится:

более высокий коэффициент полезного действия котельной установки;

меньшее загрязнение атмосферного воздуха;

меньший расход топлива на единицу тепловой мощности;

большие возможности механизации и автоматизации;

меньший штат обслуживающего персонала и т.д.

Следует учитывать, что при теплофикации капитальные вложения в ТЭЦ и тепловые сети оказываются больше в централизованные системы теплоснабжения от РК, поэтому ТЭЦ экономически целесообразно сооружать лишь при больших тепловых нагрузках более 400 Гкал/ч.

На ТЭЦ организуется и осуществляется комбинированная выработка тепла и электроэнергии, обеспечивающая существенное снижение удельных расходов топлива при получении электроэнергии. При этом сначала тепло рабочего тепло-водяного пара используется для получения электроэнергии при расширении пара в турбинах, а за тем оставшееся тепло отработанного пара используется для нагрева воды в теплообменниках, которые составляют теплофикационное оборудование ТЭЦ. Горячая вода применяется для теплоснабжения. Таким образом, на ТЭЦ тепло высокого потенциала используется для выработки электроэнергии, а тепло низкого потенциала – для теплоснабжения. В этом состоит энергетический смысл комбинированной выработки тепла и электроэнергии.

Тепловая энергия в виде горячей воды или пара транспортируется от ТЭЦ или котельной к потребителям (к жилым домам, общественным зданиям и промышленным предприятиям) по специальным трубопрово­дам, называемым тепловыми сетями. Трасса тепловых сетей в городах и других населенных пунктах должна предусматриваться в отведенных для инженерных сетей технических полосах.

Современные тепловые сети городских систем представляют собой сложные инженерные сооружения. Протяженность тепловых сетей от источника до крайних потребителей составляет десятки километров, а диаметр магистралей достигает 1400мм. В состав тепловых сетей входят теплопроводы; компенсаторы, воспринимающие температурные удлинения; отключающее, регулирующее и предохранительное оборудование, устанавливаемое в специальных камерах или павильонах; насосные станции; районные тепловые пункты (РТП) и тепловые пункты (ТП).

Тепловые сети разделяются на магистральные, прокладываемые на главных направле­ниях населенного пункта, распределительные - внутри квартала, мик­рорайона - и ответвления к отдельным зданиям и абонентам.

Схемы тепловых сетей применяют, как правило, лучевые. Во избежание перерывов в снабжении теплом потребителя предусмат­ривают соединение отдельных магистральных сетей между собой, а так­же устройство перемычек между ответвлениями. В больших городах при наличии нескольких крупных источни­ков тепла сооружают более сложные тепловые сети по кольцевой схеме.

Как уже отмечалось, современные централизованные системы теплоснабжения представляют собой сложный комплекс, включающий источники тепла, тепловые сети с насосными станциями и тепловыми пунктами и абонентские вводы потребителей, оснащенные системами автоматического управления. Для организации обеспечения надежного функционирования таких систем необходимо их иерархическое построение, при котором всю систему расчленяют на ряд уровней, каждый из которых имеет свою задачу, уменьшающуюся по значению от верхнего уровня к нижнему. Верхний иерархический уровень составляет источники тепла, следующий уровень - магистральные тепловые сети с РТП, нижний - распределительные сети с абонентскими вводами потребителей. Источники тепла подают в тепловые сети горячую воду заданной температуры и заданного давления, обеспечивают циркуляцию воды в системе и поддержанием в ней должного гидродинамического и статического давления. Они имеют специальные водоподготовительные установки, где осуществляется химическая очистка и дезаэрация воды. По магистральным тепловым сетям транспортируются основные потоки теплоносителя в узлы теплопотребления. В РТП теплоноситель распределяется по районам и в сетях районов поддерживаются автономный гидравлический и тепловой режимы.

Организация иерархического построения систем теплоснабжения обеспечивает их управляемость в процессе эксплуатации.

Для управления гидравлическими и тепловыми режимами системы теплоснабжения ее автоматизируют, а количество подаваемого тепла регулируют в соответствии с нормами потребления и требованиями абонентов. Наибольшее количество тепла расходуется на отопление зданий. Отопительная нагрузка изменяется с изменением наружной температуры. Для поддержания соответствия подачи тепла потребителям в нем применяют центральное регулирование на источниках тепла. Добиться высокого качества теплоснабжения, применяя только центральное регулирование, не удается, поэтому на тепловых пунктах и у потребителей применяют дополнительное автоматическое регулирование. Расход воды на горячее водоснабжение непрерывно изменяется, и для поддержания устойчивого теплоснабжения гидравлический режим тепловых сетей автоматически регулируют, а температуру горячей воды поддерживают постоянной и равной 65 С.

Эксплуатацией систем теплоснабжения и управлением технологическими процессами и теплотехническим оборудованием занимаются специализированные организации, организуемые в основном в форме муниципальных унитарных предприятия и акционерных обществ.

Организационная структура управления предприятием теплоснабжения состоит из органов управления протекающими технологическими процессами, связанных с выработкой и доставкой тепловой энергии потребителям, а так же органов управления предприятием в целом и включает следующие основные подразделения: административно-управленческий аппарат, производственные отделы и службы, эксплуатационные районы. Именно эксплуатационные районы являются основными производственными подразделениями предприятия теплоснабжения.

Примерная организационная структура управления муниципальным предприятием теплоснабжения представлена на рис.7

Но несмотря на преимущества централизованных систем теплоснабжения городов, они обладают рядом недостатков, например, значительной протяженностью тепловых сетей, необходимости крупных капиталовложений при модернизации и реконструкции элементов, что к настоящему времени привело к снижению эффективности работы предприятий теплоснабжения городов.

К числу основных системных проблем, осложняющих организацию эффективного механизма функционирования теплоснабжения современных города можно отнести следующие:

Значительный физический и моральный износ оборудования систем теплоснабжения;

высокий уровень потерь в тепловых сетях;

массовое отсутствие приборов учета тепловой энергии и регуляторов отпуска тепла у жителей;

завышенные оценки тепловых нагрузок у потребителей;

несовершенство нормативно-правовой и законодательной базы.

Оборудование предприятий теплоэнергетики и тепловых сетей имеют в среднем по России высокую степень износа, достигшую 70 %.

В общем числе отопительных котельных преобладают мелкие, малоэффективные, процесс ликвидации и реконструкции которых протекает очень медленно. Прирост тепловых мощностей ежегодно

отстает от возрастающих нагрузок в два раза и более. Из - за систематических перебоев в обеспечении котельных топливом во многих городах ежегодно возникают серьезные трудности в теплоснабжении жилых кварталов и домов. Пуск систем отопления осенью растягивается на несколько месяцев, недогревы жилых помещений в зимний период стали нормой, а не исключением; темпы замены оборудования снижаются, и, собственно, увеличивается количество оборудования, находящегося в аварийном состоянии. Это предопределило резкий десятикратный рост аварийности систем теплоснабжения.

Другая причина «недотопов»- катастрофические потери тепловой энергии при ее транспортировке в теплосетях. В среднем по стране аварийность тепловых сетей составляет 0,9 случая на 1 километр в год для трубопроводов максимальных диаметров и 3 случая - для трубопроводов диаметром 200 мм и менее. Из-за аварий на теплотрассах, более 80% которых нуждаются в замене и капитальном ремонте в трубопроводах систем централизованного теплоснабжения потери достигают почти 31 % произведенного тепла, что эквивалентно годовому перерасходу первичных энергоресурсов более 80 миллионов тонн условного топливо в год.

Проблема роста аварийности в системах теплоснабжения в ближайшие годы будет обостряться. Высокая степень изношенности и отказа оборудования тепловых станций и котельных установок, тепловых сетей, внутридомовых сетей, дефицит топлива, а также экстремальные климатические события являются причинами частых аварий и порождаемых ими отключений потребителей.

Кроме того острой проблемой роста энергоемкости систем теплоснабжения являются значительные потери тепла в жилых домах со сниженными тепловыми характеристиками. Для всего жилищного фонда, построенного до 1995 года, характерны потери тепла в 3 раза более высокие, чем установленные в 2001 году Строительными Нормами и Правилами для новых зданий. К сожалению, такие жилые строения сегодня составляют большую часть жилищного фонда городов. В современных условиях, когда потери тепла и цена энергии многократно выросли, они стали энергетически и экономически неэффективными.

Одной из насущных проблем энергорасточительности и неэкономичности систем централизованного теплоснабжения является массовое отсутствие приборов учета и регуляторов расхода тепловой энергии у потребителей.

В настоящее время в существующих жилых зданиях и квартирах практически полностью отсутствуют какие-либо регуляторы работы систем отопления, и потребитель лишен возможности регулировать затраты тепла для отопления и горячего водоснабжения.

Так, например в жилищном секторе, жители получают тепло в процессе оказания услуги. В качестве критерия качества оказания услуги принимается температура в помещении. Если температура соответствует критерию «не ниже 18 °C», то услуга считается оказанной и должна быть оплачена по действующему нормативу. Тогда как, температура внутри помещения не может быть использована для оценки количества поставляемого тепла. В разных зданиях для отопления одной и той же площади может расходоваться различное количество тепловой энергии – различия могут составлять до 40–60 % только за счет различных тепловых характеристик зданий. Следует также принять во внимание укоренившуюся привычку регулировать температуру форточками и повсеместное разбалансирование систем отопления.

Регулирование параметров работы централизованных систем отопления зданий ведется, как правило, на центральных тепловых пунктах. Потребитель (житель) в таких условиях может только предъявить претензии в тех случаях, когда температура воздуха в его жилище недостаточна. Решение проблемы «перетопа» помещений совсем не зависит от потребителя, хотя именно в этом случае возможна значительная экономия тепла. В существующих условиях в большинстве зданий (до 30-35% их общего числа) потребления тепла для отопления здания выше нормативного и жители никак не может влиять на его потребление в целях экономии своих средств и энергоресурсов страны.

Население оплачивает отопление и горячую воду, как правило, не прямо за 1 Гигакалорию фактически потребленного тепла, а по нормам расхода, которые устанавливаются органами власти в каждом субъекте Российской Федерации. При этом руководствуясь принципом соблюдения социальной справедливости, тариф на отопление устанавливается единым не только для целых городов, но и целых областей. Тепловая энергия не воспринимается жителями как товар, который нужно покупать. Тепло рассматривается как некоторая данность – своеобразное приложение к квартире.

По оценкам экспертов Минэнерго, из-за невозможности контролировать реальные объемы поступающего из систем центрального отопления тепла потребители вынуждены ежегодно переплачивать за недопоставленное им тепло около 3,8 млрд долл., в том числе население – около 1,7 млрд долл.

Таким образом, в системах центрального отопления экономическая нагрузка постоянно переносится на социальных потребителей тепла – население городов. Основная часть оплаты приходится на энергетическое обслуживание жилищ. Роль оплаты тепла населением в перспективе будет постоянно возрастать как источник средств для обеспечения функционирования и развития теплоснабжения.

При этом, очевидно, что плата населения за тепловую энергию никак не связана с объемом и качеством услуг теплоснабжения. В результате несоответствия объема и режима поставляемого тепла его необходимому количеству возникает целый ряд негативных последствий. Например:

население переплачивает за ненужное либо за недопоставленное ему тепло и в этом случае расходует дополнительные средства на электроэнергию для обогрева квартир;

завоз лишнего топлива в город перегружает транспортные коммуникации;

ухудшается экология городов из-за дополнительных выбросов и отходов теплоснабжающих установок.

Порядок в учете и контроле количества и параметров качества тепловой энергии, которое расходует население, в настоящее время отсутствует. Поэтому одной из насущных задач совершенствования организации теплоснабжения должно стать наведение порядка в нормативных расходах тепла на отопление (в соответствии с теплотехническими и другими характеристиками жилых зданий) и горячее водоснабжение (на основе объективно определенных санитарно-гигиенических данных). В качестве первоочередных мер необходимо организовать установку общедомовых приборов учета горячей воды и тепловой энергии во всех жилых зданиях города.

Это мероприятие позволит заменить действующую до сих пор систему оплаты тепла в соответствии с тепловой нагрузкой, рассчитанной по относительным показателям теплоснабжающей организацией, оплатой в соответствии тепловой нагрузкой, рассчитанной по среднему фактическому потреблению тепловой энергии. Таким образом, исключается возможность включать стоимость тепловых потерь в сетях в выставляемые счета жителям.

В последующем необходим переход на повсеместную установку внутриквартирных приборов учета потребляемой тепловой энергии. До сих пор основными препятствиями для массового применения квартирного учета были сравнительно низкие цены на тепло (по сравнению с мировыми), дотации на коммунальные услуги, отсутствие организационных механизмов и нормативно-законодательной базы.

Законодательство, регулирующее деятельность предприятий теплоснабжения, практически отсутствует. Качество теплоснабжения федеральные органы управления никак не регулируют, нет нормативных документов, определяющих критерии качества. Надежность систем теплоснабжения регулируется только через технические надзорные органы. Но так как взаимодействие между ними и тарифными органами ни в одном нормативном документе не закреплено, оно часто отсутствует. Технический надзор по существующим нормативным документам сводится к контролю отдельных технических узлов, причем тех, по которым существует больше правил. Система во взаимодействии всех ее элементов не рассматривается, не выявляются мероприятия, дающие наибольший общесистемный эффект.

Пути решения проблем организации эффективного теплоснабжения городов известны и очевидны. В отдельных городах России предпринимаются попытки внедрения новых технологий, организации коммерческого учета, децентрализации теплоснабжения. Однако, в большинстве случаев, попытки эти носят демонстративный, не системный характер, и к коренному изменению ситуации не приводят. Крайне необходимо проведения комплексной реформа всей существующей системы теплоснабжения городов. Реформирование теплоснабжения должно способствовать заинтересованности всех субъектов процесса выработки, транспорта и потребления тепла в повышении надежности, минимизации издержек, организации точного учета количества и качества тепловой энергии и повышении энергоэффективности.

Таким образом, теплоснабжение – отрасль городского хозяйства, в которой не работают привычные рыночные схемы и чрезвычайно затруднена конкуренция. Действуют часто взаимоисключающие интересы государства, муниципалитетов, естественных монополий и контрольных органов. Поэтому организация эффективного управления деятельности такой отрасли является насущно и трудной задачей.

Не менее важной отраслью городского хозяйства является электроснабжение.

Электроснабжением называется процесс обеспечения потребителей электрической энергией.

Электроэнергия является наиболее универсальным видом энергии и широкое внедрение ее во все области жизни человека (быт, промышленность, транспорт и т.д.) объясняется относительной простотой ее производства, распределения и превращения в другие виды энергии: световую, тепловую, механическую и другие.

Муниципальное хозяйство городов является крупным потребителем электроэнергии и на его долю приходится почти четверть вырабатываемой в стране электрической энергии.

Повышение уровня благоустройства городов и значительное увеличение количества используемых электробытовых приборов населением способствуют постепенному росту электропотребления. В ближайшей перспективе суммарная мощность электробытовых приборов для средней трех-, четырехкомнатной квартиры составит 5 кВт, а с учетом электроплиты, электроводонагревателя и кондиционера - 20 кВт.В этих условиях особую актуальность приобретают проблемы рациональной организации системы электроснабжения потребителей и повышения эффективности работы электроснабжающих предприятий.

Системой электроснабжения называется совокупность электроустановок электрических станций (генерирующих мощностей), электрических сетей (включая подстанции и линии электропередач различных типов и напряжений) и приемников электроэнергии, предназначенная для обеспечения потребителей электроэнергией.

Для организации надежного обеспечения потребителей электроэнергией созданы региональные энергосистемы, таких, например, Единая энергетическая система (РАО ЕЭС).

Энергетической системой (энергосистемой) называется совокупность электростанций, электрических сетей, соединенных между собой и связанных общностью режима в непрерывном процессе производства, преобразования и распределения электрической энергии при общем управлении этим режимом.

Как правило, городские системы электроснабжения не имеют значительных собственных генерирующих мощностей (электростанций), а используют покупную электроэнергию, что определяет состав и особенности организации электроснабжения городов.

Система электроснабжения города состоит из сети внешнего электроснабжения, высоковольтной (35 кВт и выше) сети города и сетевых устройств среднего и низкого напряжения с соответствующими трансформирующими установками.

На территории города размещаются электрические сети различного назначения: сети электроснабжения для коммунально-бытовых и производственных нужд высокого и низкого напряжений; сети наружного освещения улиц, площадей, парков и пр.; сети электротранспорта и слабого тока.

Принцип организации высоковольтной сети крупного города заключается в создании на его периферии высоковольтного кольца с подстанциями, соединенными с соседними энергосистемами. От высоковольтной сети устраиваются глубокие вводы для электроснабжения жилых и промышленных районов с расположением понизительных трансформаторных подстанций в центрах электрических нагрузок.

В настоящее время на большей части территории ЕЭС РФ продавцами электроэнергии являются региональные энергосистемы (АО-энерго), а так же Муниципальные (городские и районные) предприятия электрических сетей и подразделения энергосбыта, которые, в свою очередь, перепродают электроэнергию конечным потребителям.

Основными видами деятельности муниципальных предприятий электроснабжения городов являются:

покупка, производство, передача, распределение и перепродажа электрической энергии;

эксплуатация внешних и внутренних систем электроснабжения жилых помещений, объектов соцкультбыта и коммунального хозяйства;

проектирование, строительство, монтаж, наладка, ремонт оборудования, зданий и сооружений электрических сетей, объектов коммунальной электроэнергетики, электроэнергетического оборудования;

соблюдение режимов энергоснабжения и энергопотребления.

Финансирование производственно-хозяйственной деятельности муниципальных предприятий электроснабжения происходит за счет оплаты потребленной электроэнергии абонентами, а также за счет средств городского бюджета, выделяемых по следующим статьям:

на возмещение разницы между утвержденным тарифом за 1 кВт*час электроэнергии и льготным тарифом для населения;

оплату работ и услуг, финансирование которых осуществляется из бюджета муниципального образования включая:

внутридомовое обслуживание жилого фонда,

уличное освещение города,

праздничная иллюминация города,

проведение капитального и других видов ремонта внутригородских линий электропередач, трансформаторных подстанций и другого оборудования.

В настоящее время главная причина существующих финансовых затруднений и первооснова большинства проблем в электроэнергетике - неоплата потребителями отпущенной им электрической энергии. Неплатежи потребителей ведут к недостатку оборотных средств, росту дебиторской задолженности энергокомпаний. Увеличиваются затраты, снижается экономическая эффективность работы предприятия.

Наряду с неплатежами имеют место недостатки в тарифной политике. Несмотря на переход к двухставочным тарифам (на покупку и продажу электрической энергии и мощности) на оптовом рынке, положительно повлиявший на эффективность его функционирования, уровень тарифов, ограниченный Федеральной энергетической комиссией рентабельностью не более 10-18 % , не позволяет электроэнергетике в полной мере обеспечить инвестиционный процесс.

Кроме того, тарифные ставки по отдельным группам потребителей сегодня не соответствуют реальным размерам затрат на производство, транспортирование и распределение электрической и тепловой энергии. Тариф на электроэнергию для населения по-прежнему более чем в 5 раз ниже, чем для промышленности.

При этом цены на электроэнергию устанавливаются органами государственного регулирования в форме тарифов. Сложившаяся к настоящему времени ситуация в системе электроснабжения городов имеет ряд серьезных недостатков:

У продавцов электроэнергии нет стимулов к повышению эффективности и качества оказываемых ими услуг и снижению цен на свои услуги;

Хозяйственная деятельность субъектов розничного рынка абсолютно не прозрачна;

Для потребителей не созданы стимулы к рационализации потребления электроэнергии и внедрению энергосберегающих мероприятий.

Все это требует серьезных изменений для успешного и эффективного функционирования системы энергоснабжения муниципальных образований и, в частности, улучшения деятельности самих предприятий электроснабжения на городском уровне.

Современные города являются крупнейшими потребителями сетевого газа как наиболее дешевого, экономичного и экологически чистого вида топлива.

Основными потребителями газа в городах являются:

жилищно-коммунальное хозяйство (теплоэнергетика);

население, проживающее в газифицированных квартирах;

промышленные предприятия.

Газоснабжение городов и поселков организуют исходя из суммарных максимальных потребностей потребителей и проектируют на основе схем и проектов районных планировок, генеральных планов городов, поселков и сельских населенных пунктов с обязательным учетом их развития на перспективу.

Системы газификации городов представляют собой комплекс магистральных газопроводов, под­земных газохранилищ и кольцевых газопроводов, обеспечивающих надежное газоснабжение районов. Система газоснабжения крупного города - это сети различного давления в сочетании с газохранилищами и необходимыми сооружениями, обеспечивающими транспортировку и распределение газа.

Газ подается к городу по нескольким магистральным газопроводам, которые заканчи­ваются газорегуляторными станциями (ГРС). После газорегуляторной станции газ поступает в сеть высокого давления, которая закольцована вокруг города, и от нее к потребителям через головные газорегуляторные пункты (ГРП). Городскими магистральными газопроводами являются газопроводы, идущие от ГРС или других источников, обеспечивающих подачу газа, до ГРП. Распределительными счита­ются газопроводы, идущие от ГРП или газовых заводов, обеспечивающих газоснабжение населенных пунктов, до вводов, то есть уличные, внутриквартальные, дворовые газопроводы. Ввод - это участок газопровода от места присоединения к распределительному газопроводу до здания, включая отключающее устройство на вводе в здание, или до вводного газопровода. Вводным газопроводом считается участок газопровода от отключающего устройства на вводе в здание (при установке его снаружи здания) до внутреннего газопровода, включая газопровод, проложенный через стену здания. Городские газовые сети для обеспечения надежности газоснабжения обычно сооружаются кольце­выми и лишь в редких случаях - тупиковыми.

Городские газопроводы различаются по давлению газа в сетях (кгс/см 2): низкого (до 0,05атм.); среднего (от 0,05 до 3); высокого (от 3 до 12). Жилые, общественные здания и ком­мунально-бытовые потребители получают газ низкого давления, а промышленные предприятия, теплоэлектроцентрали и котельные - газ среднего или высокого давления.

При организации и проектировании газоснабжения городов разрабатывают и применяют следующие системы распределения газа по давлению:

одноступенчатую с подачей всем потребителям газа одного давления;

двухступенчатую с подачей потребителям по газопроводам газа двух давлений: среднего и низкого, высокого (до 6 кгс/см) и низкого, высокого (до 6 кгс/см 2) и среднего;

трехступенчатую с подачей газа потребителям по газопроводам газа трех давлений: высокого (до 6 кгс/см 2), среднего и низкого;

многоступенчатую, при которой предусматривается подача по газопроводам газа четырех давлений: высокого (до 12 кгс/см 2), высокого (до 6 кгс/см 2), среднего и низкого.

Связь между газопроводами различных давлений, обеспечивающими газоснабжение города, осуществляется через газорегуляторные пункты (ГРП) или газорегуляторные установки (ГРУ). ГРП сооружается на территории городов и на территории промышленных, коммунальных и других предприятий, а ГРУ монтируют в помещениях, где расположены газопотребляющие установки.

Эксплуатацией систем газоснабжения городов, а так же отпуском газа потребителям занимаются специализированные предприятия.

Введение

Стратегическим направлением развития теплоснабжения в Республике Беларусь должно стать: увеличение доли комбинированной выработки тепла и электроэнергии на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ), как наиболее эффективного способа использования топлива; создание условий, когда потребитель тепла будет иметь возможность самостоятельно определять и устанавливать величину его потребления.

Для реализации этого направления в первую очередь необходимо определить место теплофикации в общей структуре энергетики республики. Большинство руководителей областных энергосистем, сталкиваясь с проблемами, связанными с теплоснабжением готовы избавиться от тепловых сетей, которые являются неотъемлемой частью системы теплоснабжения. Тепловые сети – это средство производства, без которого продукт называемый: «тепловой энергией» не является таковым. Тепловая энергия, как и электрическая, приобретает свойства товара в момент её потребления.

Разделение электроэнергетики по видам деятельности только на генерацию; передачу; сбыт и распределение электроэнергии, как это было предложено в первой редакции «Проекта реформирования электроэнергетического комплекса Республики Беларусь» без учёта имеющейся в республике теплоэнергетики стратегически неоправданно по следующим причинам:

Себестоимость электроэнергии на конденсационных электростанциях (КЭС) и теплоэлектроцентралях (ТЭЦ) значительно отличаются ввиду более эффективной работы последних за счёт комбинированной выработки электроэнергии на тепловом потреблении. В связи с этим создание электрогенерирующей компании на основе только КЭС не позволит создать условия для конкуренции. ТЭЦ по отношению к КЭС вне конкуренции. Создание электрогенерирующей компании смешанного типа, включающей в себя и КЭС и крупные ТЭЦ – не изменяет по сути теперешнего состояния. Произойдёт лишь формальное переподчинение электростанций.

В республике более половины установленной мощности электрогенерирующих мощностей находятся в составе ТЭЦ. Две трети тепловой мощности сосредоточено также на ТЭЦ, которая в настоящее время во многих случаях оказалась невостребованной. При этом в регионе обслуживания теплом от ТЭЦ продолжают работать котельные.

Отделение ТЭЦ от систем распределения тепловой энергии приведёт к постепенному отказу от их использования в качестве основного теплоисточника, что приведёт к утере основного принципа теплофикации – комбинированной выработки тепла и электроэнергии.

Кроме того, отделение ТЭЦ от единственного средства продажи своей продукции – тепловых сетей приведёт к ещё менее качественному уровню эксплуатации их, а в условиях, когда ТЭЦ, тепловые сети, потребительские системы работают в единой технологической схеме, последует ухудшение качества сетевой воды и её перерасход. Это в свою очередь повлечёт ухудшение условий эксплуатации ТЭЦ и дополнительным потерям.

В связи с этим, предлагается создание в республике двух электрогенерирующих компаний, отличающихся друг от друга составом электрогенерирующих мощностей – «Генерация» (в составе только КЭС) и «Теплоэнергетика» (в составе ТЭЦ, тепловые сети и котельные). При этом появляются два производителя электроэнергии, каждый из которых будут иметь свою «экономику», свои принципы и требования диспетчерского управления, свою себестоимость и состав продукции, свою роль в решении задач обеспечения потребителей электроэнергией и теплом.

До тех пор, пока будет искусственное деление систем теплоснабжения на «большую» и «малую» (или коммунальную) энергетику, пока тепловая энергия будет рассматриваться как побочный продукт, пока не будет единого органа государственного управления отвечающего за эффективную работу систем централизованного теплоснабжения невозможно организовать эффективное управление этим важным сектором экономики. Не имея эффективного управления, невозможно обеспечить эффективную его работу.

Итак, централизованное теплоснабжение как система состоит из неразрывно связанных друг с другом элементов:

Источников тепловой энергии;

Тепловых сетей;

Центральных тепловых пунктов (ЦТП);

Абонентских тепловых пунктов (АТП);

Потребительских систем.

Существующая в республике система централизованного теплоснабжения является в основном «зависимой». Т.е. вода – теплоноситель, которая передаёт потребителю тепловую энергию, полученную при сжигании топлива на теплоисточнике, циркулирует в едином контуре технологической цепочки теплоисточник – тепловая сеть – тепловой пункт – потребитель – теплоисточник. Эта система характеризуется рядом существенных недостатков влияющих на эффективность и надёжность её работы. А именно:

Неплотности в теплообменном оборудовании центральных тепловых пунктов (ЦТП), предназначенных для подогрева воды горячего водоснабжения, приводят к утечкам теплоносителя, попаданию сырой, с большим солесодержанием воды в теплоноситель и, как следствие, отложение накипи в котлах и на теплообменном оборудовании теплоисточника, в результате – происходит ухудшение теплообмена.

Техническая сложность, а в основном невозможность работы нескольких источников тепла параллельно на единую сеть.

Сложность локализации аварийных ситуаций – когда порыв трубопровода теплосети у какого–либо потребителя может привести к останову теплоисточника и прекращению теплоснабжения всех потребителей тепла от него.

Прежде чем пытаться создать рыночные отношения в теплофикации необходимо сначала привести технологическую составляющую системы теплоснабжения к эффективно работающей. Потребуется вложение значительных средств. Как можно финансировать работы по модернизации элементов системы теплоснабжения не имея их у себя на балансе? При нынешнем состоянии тепловых сетей и тепловых пунктов нет способа создать побудительный мотив для их владельцев вложить средства в модернизацию. Поэтому логично было бы теплоснабжающей организации взять на себя решение этой проблемы.

Учитывая традиционно сложившуюся в республике систему присоединения потребителей тепла по «зависимой» схеме подключения к тепловым сетям и недостатки характерные для неё, необходимо принять решение о передаче на баланс всех элементов технологической схемы теплоснабжения одному владельцу – владельцу теплоисточника. Это позволит предусмотреть в тарифах на тепловую энергию затраты на эксплуатацию и развитие системы теплоснабжения в целом и будет способствовать эффективному и надёжному её функционированию. Это даст возможность организовать эффективное управление этой системой.

Поэтому необходимо пройти три этапа совершенствования систем централизованного теплоснабжения.

Первый этап, характеризуется жёстким государственным регулированием взаимоотношений в области теплоснабжения и должен предусматривать:

Передачу функций управления теплоснабжением в республике одному государственному органу управления.

Разработку и реализацию организационных, экономических, нормативных и технических мероприятий направленных на создание структуры управления теплоснабжением и обеспечивающих надёжное и эффективное его функционирование.

Выполнение технико–экономических расчётов для определения перспективных тепловых нагрузок по регионам республики и оценка финансовых потребностей для организации их обеспечения.

Второй этап, характеризуется значительными финансовыми затратами, государственным контролем за ходом развития теплоснабжения и должен предусматривать:

Планомерное создание теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) новых и на основе действующих котельных в соответствии с разработанными схемами теплоснабжения населённых пунктов.

Планомерный вывод из эксплуатации неэффективных котельных с переключением тепловых нагрузок на вновь создаваемые и действующие ТЭЦ.

Планомерная реконструкция схем тепловых сетей и тепловых пунктов с целью разделения контуров циркуляции теплоносителя и улучшения гидравлических характеристик систем теплоснабжения.

Третий этап, характеризуется либерализацией отношений в области теплоснабжения, завершением создания экономических условий для саморазвития систем теплоснабжения, их реструктуризации и создания рыночных условий их функционирования.

Таким образом, необходимо сначала создать в республике единую, организованную, надёжную и эффективно работающую структуру теплоснабжения, обеспечив её функционирование соответствующей нормативно-правовой базой, провести её техническую модернизацию и создать, таким образом, предпосылки для её саморазвития в условиях рыночных отношений.

Предлагаются следующие основные принципы развития централизованного теплоснабжения республики:

Развитие источников тепловой энергии должно осуществляться на основе теплоэлектроцентралей, как существующих, так и вновь создаваемых, в том числе на основе действующих котельных.

Условием эффективной и надёжной работы систем теплоснабжения является обеспечение неизменности и постоянства температурного графика работы теплосети, характеристика которого должна быть обоснована для каждого города. Изменение характеристик температурного графика возможно только при значительном изменении системы теплоснабжения. Допускается изменение характеристик температурного графика в случае ограничения поставок топлива в республику, на период этого ограничения.

Развитие систем теплоснабжения городов должно осуществляться на основе схем теплоснабжения, которые необходимо разрабатывать и своевременно корректировать для всех населённых пунктов, имеющих системы централизованного теплоснабжения.

При разработке схем теплоснабжения не предусматривать строительство новых и расширение действующих котельных, использующих в качестве топлива природный газ, топочный мазут или уголь. Покрытие дефицита тепловой энергии осуществлять на основе: развития ТЭЦ; котельных, работающих на местных видах топлива или отходах производства; установок по использованию вторичных энергоресурсов.

При выборе мощности крупных и малых ТЭЦ определять оптимальное её соотношение тепловой и электрической составляющих с целью максимального использования оборудования, работающего по теплофикационному циклу, с учётом его неравномерности в отопительный и межотопительный период.

По мере сокращения потерь теплоносителя планомерно улучшать качество сетевой воды, используя современные методы её подготовки.

На каждом теплоисточнике предусматривать систему аккумулирования тепла для возможности сглаживания неравномерности его потребления в течение суток.

При новом строительстве, реконструкции и капитальном ремонте тепловых сетей применять предварительно теплогидроизолированные пенополиуретаном и защитной полиэтиленовой оболочкой трубопроводные системы для безканальной прокладки (ПИ трубы). Расчёты показывают, что теплотрасса, работающая в сухом, ни разу не залитом водой канале имеет потери тепла не выше чем предизолированная. Находясь в сухом канале, она не повреждена наружной коррозией и если нет внутренней коррозии, она может проработать ещё 50 лет. Вне зависимости от возраста теплосети необходимо менять на предизолированные только те участки, которые подвержены воздействию коррозии. Кроме того, можно принять за правило тот факт, что повреждённые наружной коррозией тепловые сети имеют наибольшие потери тепла, так как теплоизоляция их увлажнена или нарушена. Меняя их на новые, предизолированные мы решаем две проблемы: надёжности и эффективности работы тепловых сетей.

При новом строительстве, реконструкции и капитальном ремонте тепловых сетей применять сильфонные компенсаторы и шаровую запорную арматуру. Разработать программы замены на действующих тепловых сетях сальниковых компенсаторов сильфонными, традиционной запорной арматуры на шаровую.

Предусматривать в тарифах на тепловую энергию затраты на компенсацию фактических тепловых потерь, разработав при этом программу по их снижению с соответствующей ежегодной корректировкой тарифов. Тепловые потери в теплосетях вызваны плохой теплоизоляцией трубопроводов и утечками теплоносителя. Необходимо определить и признать истинные потери тепла в тепловых сетях. Отказ от учета в тарифах фактических потерь не приводит к тому, что они становятся меньше, и даже наоборот приводят к их увеличению из-за недофинансирования ремонтных работ. При этом надо иметь ввиду, что уровень тепловых потерь в магистральных и распределительных сетях существенно различны. Техническое состояние магистральных сетей, как правило, значительно лучше. Кроме того, суммарная поверхность магистральных сетей, через которую теряется тепловая энергия, значительно меньше поверхности намного более разветвлённых и протяжённых распределительных сетей. Поэтому на магистральные сети приходится в несколько раз меньшая доля тепловых потерь по сравнению с распределительными.

При разработке схем теплоснабжения предусматривать теплообменные пункты для разделения контуров циркуляции источников тепла, магистральной и распределительной сети, потребителей. В настоящее время источники тепла работают на собственную распределительную тепловую сеть. Как правило, имеются места соединения тепловых сетей, работающих от различных источников тепла. Однако работать параллельно на объединённую тепловую сеть они не могут по условиям несогласованности гидравлических характеристик. Сейчас имеется возможность создания мощных (15, 20 МВт и более) теплообменных пунктов на основе пластинчатых или спиралетрубных теплообменных аппаратов, которые характеризуются малыми габаритами, небольшой металлоёмкостью при высокой эффективности работы.

Подключение к тепловой сети новых потребителей осуществлять через индивидуальные тепловые пункты (ИТП) по «независимой» схеме, оборудованные средствами автоматического регулирования потребления тепла и его учетом.

Отказаться при новом строительстве от применения центральных тепловых пунктов (ЦТП). Планомерно, при необходимости капитального ремонта ЦТП или квартальных сетей ликвидировать их, установив у потребителей индивидуальные тепловые пункты.

Для реализации стратегического направления развития необходимо:

Разработать «Концепцию развития централизованного теплоснабжения Республики Беларусь на период до 2015 года», которая обозначила бы конкретные цели развития, способы их достижения и являлась бы моделью системы управления теплоснабжением.

Основной задачей концепции теплоснабжения должна быть разработка алгоритмов обеспечения работы систем теплоснабжения республики в условиях рыночной экономики.

1 Исходные данные

Для заданного города принимают климатологические данные в соответствии с источником или по приложению 1. Данные сводят в таблицу 1.

Таблица 1 -Климатологические данные

2 Описание системы теплоснабжения и основные проектные решения

По заданию необходимо разработать систему теплоснабжения для жилого района г.Верхнедвинска. Жилой район состоит из школы, двух 5-ти этажных жилых дома, 3-ех этажного жилого дома и общежития. Потребителями теплоты в жилых домах являются системы отопления и горячего водоснабжения, для общежития системы ото­пления, вентиляции и горячего водоснабжения. По заданию система тепло­снабжения закрытая, двухтрубная. В закрытой системе теплоснабжения во­да из тепловой сети является теплоносителем для подогрева холодной водо­проводной воды в подогревателях поверхностного типа для нужд горячего водоснабжения. Так как система двухтрубная, то в тепловом пункте каждо­го здания устанавливаем водоводяной секционный подогреватель. Марка подогревателя и количество секций для каждого здания определяется расче­том. В курсовом проекте приведен расчет основного оборудования теплово­го пункта №3.

Тепловой пункт представляют собой узел подключения потребителя тепловой энергии к тепловым сетям и предназначены для подготовки теплоносителя, регулирования его параметров пе­ред подачей в местную систему, а также для учета потребления тепла. От слаженной работы теплового пункта зависит нормальное функционирование и технико-экономические показатели всей системы централизованного теплоснабжения.

Из-за неправильной наладки и работы теплового пункта воз­можно нарушение подачи тепла и даже ее прекращение, особенно к концевым потребителям. Он устраивается в подвале здания или в по­мещении первого этажа.

В связи с этим выбор схемы и оборудования тепловых пунктов в зависимости от вида, параметров теплоносителя и назначения местных установок является важней­шим этапом проектирования.

Эффективность водяных систем теплоснабжения во многом определяется схемой присоединения абонентского ввода, который является связующим звеном между наружными тепловыми сетями и местными потребителями тепла.

В зависимых схемах присоединения теплоноситель в отопитель­ные приборы поступает непосредственно из тепловых сетей. Таким образом, один и тот же теплоноситель циркулирует как в тепло­вой сети, так и в отопительной системе. Вследствие этого давле­ние в местных системах отопления определяется режимом давле­ний в наружных тепловых сетях.

Система отопления присоединяется к тепловой сети зависимо. При зависимой схеме присоединения вода из тепловой сети поступает в отопи­тельные приборы.

По заданию параметры теплоносителя в тепловой сети 150-70 °С. В соответствии с санитарными нормами максимальная температура теплоно­сителя в системах отопления жилых зданий не должна превышать 95°С. Для снижения температуры воды, поступающей в систему отопления, устанав­ливается элеватор.

Элеватор работает следующим образом: перегретая сетевая вода из подающего теплопровода поступает в конусное съёмное сопло, где скорость её резко возрастает. Из обратного теплопровода, часть охлажденной воды по перемычке за счёт возросшей скорости перегретой воды на выходе из сопла подсасывается во внутреннюю полость элеватора. При этом происхо­дит смешение перегретой и охлажденной воды, поступающей из системы отопления. Для защиты конуса элеватора от загрязнения взвешенными ве­ществами перед элеватором устанавливается грязевик. На обратном трубо­проводе после системы топления также устанавливается грязевик.

Для городов и населенных пунктов по архитектурным сообра­жениям рекомендуется применять подземную прокладку тепло­проводов, независимо от качества грунта, загруженности подзем­ных коммуникаций и стесненности проездов.

Наружные тепловые сети проложены подземно в каналах. Каналы лоткового типа марки КЛ. Проектируемые тепловые сети присоединены к существующим сетям в СУТ (существующем узле трубопровода). Также запроектировано две дополнительных тепловых камеры, в которых устанав­ливаются запорная арматура, воздушники, и спускные устройства. Для ком­пенсации тепловых удлинений на участках устанавливаются компенсаторы. Так как диаметры трубопроводов небольшие, то применены П-образные компенсаторы. Для компенсации тепловых удлинений используются также естественные повороты трассы - участки самокомпенсации. Для разделения тепловой сети на отдельные участки, независимые друг от друга в темпера­турных деформациях, на трассе устанавливаются железобетонные щитовые неподвижные опоры.

Экономическая эффективность систем централизованного теп­лоснабжения при современных масштабах теплового потребления в значительной мере зависит от тепловой изоляции оборудования и трубопроводов. Тепловая изоляция служит для уменьшения теп­ловых потерь и обеспечения допустимой температуры изолируе­мой поверхности.

Тепловая изоляция трубопроводов и оборудования тепловых сетей применяется при всех способах прокладки независимо от температуры теплоносителя. Теплоизоляционные материалы непо­средственно контактируют с внешней средой, для которой свойст­венны непрерывные колебания температуры, влажности и давле­ния. В крайне неблагоприятных условиях находится теплоизоляция подземных и особенно бесканальных теплопроводов. Ввиду этого теплоизоляционные материалы и конструкции должны удовлетво­рять ряду требований. Соображения экономичности и долговечно­сти требуют, чтобы выбор теплоизоляционных материалов и конст­рукций производился с учетом способов прокладки и условий экс­плуатации, определяемых внешней нагрузкой на теплоизоляцию, уровнем грунтовых вод, температурой теплоносителя, гидравличе­ским режимом работы тепловой сети и др.

3 Определение тепловых нагрузок потребителей теплоты

В зависимости от объема и назначения зданий определяют их удельные отопительные и вентиляционные характеристики по приложению 2. Данные сводят в таблицу 2.

Таблица 2. Отопительные и вентиляционные характеристики зданий.

Расход теплоты на отопление Q О, кДж/ч, определяем по формуле:

Q о = (1 + μ) q о К ( t в – t н.о ) V (1)

где μ - коэффициент инфильтрации, учитывающий долю расхода теплоты на подогрев наружного воздуха, поступающего в помещение через неплотности наружных ограждений, для жилых и общественных зданий, μ = 0,05 – 0,1;

К – поправочный коэффициент, зависящий от температуры наружного воздуха, К=1,08 (приложение 3);

q o - удельная отопительная характеристика здания. , кДж/м 3 ·ч·град (приложение 2);

t в - температура внутреннего воздуха, о С (приложение 4);

t н о - температура наружного воздуха для проектирования отопления, о С;

Расчёт сводим в таблицу 3.

Таблица 3. Расход теплоты на отопление

Расход теплоты на вентиляциюQ в, кДж/ч, определяем по формуле:

Q в = q в ( t в – t н.в ) V , (2)

где, q в – удельная вентиляционная характеристика здания, кДж/м 3 ·кг·°С (приложение 2);

t н в - температура наружного воздуха для проектирования вентиляции, о С;

t в - температура внутреннего воздуха, о С;

V – строительный объём здания, м 3 .

Расчет сводим в таблицу 4.

Таблица 4. Расход теплоты на вентиляцию

Расход теплоты на горячее водоснабжение определяем по формуле:

где, m - расчетное число потребителей, для жилых зданий принимается, что в квартире проживает 4 человека;

а – норма потребления горячей воды, л/сут., принимается по приложению 5;

с – теплоёмкость воды, с=4,19 кДж/ч·°С;

t г – температура горячей воды; t г =55 о С;

t х – температура холодной воды, t х = 5 о С;

n – число часов использования минимума нагрузки (для жилых зданий – 24 часа);

К – коэффициент часов неравномерности, принимается по приложению 6.

Расчёт сводится в таблицу 5.

Таблица 5. Расход теплоты на горячее водоснабжение

Определяем суммарный расход теплоты, кВт:

∑Q о = Q о1 + Q о2 +… Q о n ,

∑Q в = Q в1 + Q в2 +… Q в n ,

∑Q гв = Q о1 + Q гв2 +… Q гв n .

Расчёт сводим в таблицу 6.

Таблица 6. Суммарные расходы теплоты

3.1 Построение графика продолжительности тепловой нагрузки

График продолжительности тепловой нагрузки состоит из двух частей: левой – графика зависимости суммарных часовых расходов теплоты от температуры наружного воздуха и правой – годового графика расхода теплоты.

Графики часовых расходов теплоты строят в координатах Q – t Н: по оси ординат наносят расходы теплоты, по оси абсцисс – температуру наружного воздуха от +8 о С (начало отопительного периода) до t Н.О,

Графики Q о = f (t н), Q в = f (t н) строят по двум точкам:

1) при t н.о - ΣQ о, при t н.в – ΣQ в;

2) при t н = +8 о С расходы теплоты на отопление и вентиляцию определяют по формулам:

(4)

(5)

Тепловая нагрузка на горячее водоснабжение – круглогодовая, в течение отопительного периода условно принимается постоянной, не зависящей от температуры наружного воздуха. Поэтому график часового расхода теплоты на горячее водоснабжение представляет собой прямую, параллельную оси абсцисс.

Суммарный график часового расхода теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение в зависимости от температуры наружного воздуха строят путем суммирования соответствующих ординат при t н = +8 о С, и t н.о. (линия ΣQ).

График годовой тепловой нагрузки строят на основании суммарного графика часовых расходов теплоты в координатах Q – n, где по оси абсцисс откладывают число часов стояния температур наружного воздуха.

По данным справочной литературы или приложению 7 для заданного города выписывают число часов стояния температур наружного воздуха с интервалом 2 о С и данные заносят в таблицу 7.

Таблица 7. Продолжительность стояния температур наружного воздуха.

В летний период тепловые нагрузки на отопление и вентиляцию отсутствуют, остается нагрузка на горячее водоснабжение, значение которой определяют по выражению

, (6)

где 55 – температура горячей воды в системе горячего водоснабжении потребителей, ºС;

t х.л – температура холодной воды в летний период, ºС, ;

t х.з – температура холодной воды в зимний период, ºС ;

β – коэффициент, учитывающий изменение среднего расхода горячей воды летом по сравнению с зимним периодом, β = 0,8.

Так как тепловая нагрузка на горячее водоснабжение не зависит от температуры наружного воздуха, то в диапазоне летнего периода проводят прямую до пересечения с ординатой, соответствующей общему расчетному числу часов работы тепловой сети в году n = 8400.

Граф в таблице делаем столько, чтобы t н о попала в промежутки между двумя последними графами по верхнему значению интервала.

Строим график.

Для его построения вначале строим оси координат. На осях ординат откладываем тепловую нагрузку Q (кВт), на осях обсцис влево – температура наружного воздуха (точка начала координат на этой оси соответствует t н о), влево – длительность стояния температур наружного воздуха в часах (по сумме часов ∑n).

Затем строим график расхода теплоты на отопление в зависимости от температуры наружного воздуха. Для этого на оси ординат находят значения t н в и t н `. Соединяем две полученные точки, а в интервале температур оси t н в до t н ` расход теплоты на вентиляцию постоянный, график идёт параллельно оси абсцисс. После этого строим суммарный график ∑Q о,в. Для этого суммируют, ординаты по двум точкам t н в и t н `.

График расхода теплоты на горячее водоснабжение – прямая, параллельная оси абсцисс, с ординатой ∑Q о,в, с обсцисами крайних точек 0 и 8760 число часов в году. График имеет следующий вид:

4 Построение графика центрального качественного регулирования

Расчёт графика заключается в определении температур теплоносителя в подающей и обратной магистрали тепловой сети при различных температурах наружного воздуха.

Расчёт ведётся по формулам:

где Δt – температурный напор нагревательного прибора,ºС:

, (9)

τ 3 – температура воды в подающем трубопроводе системы отопления после элеватора при t н.о, ºС, τ 3 = 95;

τ 2 – температура воды в обратном трубопроводе тепловой сети по заданному температурному графику;

Δτ – расчетный перепад температур в тепловой сети, ºС, Δτ = τ 1 – τ 2 ,

где τ 1 – температура воды в подающем трубопроводе при расчетной температуре наружного воздуха t н.о по заданному температурному графику ºС.

Δτ = 150 – 70 = 80С;

θ – расчетный перепад температур воды в местной системе отопления, ºС, θ = τ 3 – τ 2.

θ = 95 – 70 = 25°С;

t н – расчетная температура наружного воздуха; принимается равной наружной температуре:

t н =t н о = −25

Задаваясь различными значениями t н в пределах от +8 о С до t н.о определяют τ 1 / и τ 2 / . Расчет сводят в таблицу 8.

При t ′ н =8 о С

При t′ н =5 о С

При t′ н =0 о С

При t′ н = −5 о С

При t ′ н = −10 о С

При t ′ н = − 15 о С

При t ′ н =− 20 о С

При t ′ н = −2 2 о С

Таблица 8. Значения температур сетевой воды

По полученным значениям τ 1 и τ 2 строят графики температур в подающей и обратной магистрали тепловой сети.

Для обеспечения требуемой температуры воды в системе горячего водоснабжения минимальную температуру сетевой воды в подающей магистрали принимают равной 70 о С. Поэтому из точки, соответствующей 70 о С на оси ординат, проводят прямую, параллельную оси абсцисс, до пересечения с температурной кривой τ 1 ′ . Общий вид графика приведен на рисунке 2.

5 Определение расчетных расходов теплоносителя

Определяем расход воды на отопление G о, т/ч для каждого здания

(10)

Определяем расход воды на вентиляцию G в, т/ч для здания № 1

(11)

Определяем расход воды на горячее водоснабжение G гв, т/ч. При параллельной схеме включения подогревателей определяется по формуле:

(12)

где τ 1 ″ − температура сетевой воды в подающем трубопроводе тепловой сети при тепловой сети при t н ″, о С;

τ 3 ″ − температура сетевой воды после водоподогревателя: τ 3 ″=30 о С.

Суммарный расчетный расход сетевой воды, т/ч, в двухтрубных тепловых сетях при качественном регулировании по отопительной нагрузке с тепловым потоком 10 МВт и менее определяется по формуле

ΣG = G о + G в + G г.в (13)

Расчет сводят в таблицу 9.

Таблица 9. Расходы воды на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение

6 Гидравлический расчёт тепловых сетей

В задачу гидравлического расчета входит определение диаметров теплопроводов, давления в различных точках сети и потерь давления на участках.

Гидравлический расчет закрытой системы теплоснабжения выполняется для подающего теплопровода, принимая диаметр обратного теплопровода и падение давления в нем такими же, как и в подающем.

Гидравлический расчет производят в следующей последовательности:

Вычерчивают расчетную схему тепловой сети (рис. 3);

Рисунок 3 – Расчетная схема тепловой сети

Выбирают на трассе тепловых сетей наиболее протяженную и нагруженную расчетную магистраль, соединяющую точку подключения с дальним потребителем;

Разбивают тепловую сеть на расчетные участки;

Определяют расчетные расходы теплоносителя на каждом участке G, т/ч, и измеряют по генплану длину участков l , м;

При заданном перепаде давления по всей сети определяют средние удельные потери давления по трассе, Па/м

, (14)

где ΔН (сут) – располагаемый напор в точке подключения, м, равный разности заданных давлений в подающей Н п(СУТ) и обратной Н о (СУТ) магистралях

ΔН (СУТ) = Н П (СУТ) – Н о(СУТ) ; (15)

ΔН (СУТ) = 52 – 27 = 25

ΔН аб – требуемый располагаемый напор на абонентском вводе, м, принимают ΔН аб = 15 … 20 м;

α– коэффициент, определяющий долю потерь давления в местных сопротивлениях от линейных потерь, принимается по приложению 8.

Σ l – общая длина расчетной магистрали тепловой сети от точки подключения до наиболее удаленного абонента, м.

Исходя из расходов теплоносителя на участках и средних удельных потерь давления, по таблицам гидравлического расчета (приложение 9) находят диаметры теплопроводов D н х S, действительные удельные потери давления на трение R, Па/м;

Определив диаметры трубопроводов, разрабатывают вторую расчетную схему (рис.4), размещая по трассе запорную арматуру, неподвижные опоры с учетом допустимого расстояния между ними (приложение 10), между опорами расставляют компенсаторы.

Находят эквивалентную длину местных сопротивлений и сумму эквивалентных длин на каждом участке (приложение 11):

Участок 1 (d = 159х4,5 мм)

Тройник – ответвление – 8,4

Задвижка – 2,24

П – обр. компенсатор – 6,5

Тройник-проход – 5,6

________________

Σ l э = 22,74 м

Участок 2 (d = 133х4 мм)

Тройник – проход – 4,4

П – обр. компенсатор – 5,6

Отвод на 90 0 – 1,32

__________________

Σ l э =11,32 м

Участок 3 (d = 108х4 мм)

П – обр. компенсатор – 3,8

Тройник – проход – 6,6

_________________

Участок 4 (d = 89х3,5 мм)

П – обр. компенсатор – 7

Задвижка – 1,28

Отвод на 90 0 – 0,76

__________________

Σ l э = 9,04м

Участок 5 (d = 89х3,5 мм)

Задвижка – 1,28

П – обр. компенсатор – 3,5

Тройник – ответвление – 3,82

__________________

Σ l э = 8,6 м

Участок 6 (d = 57х3,5мм)

Задвижка – 0,6

П – обр. компенсатор – 2,4

Тройник – ответвление – 1,9

__________________

Σ l э = 4,9 м

Участок 7 (d = 89х3,5 мм)

Задвижка – 1,28

Тройник – ответвление – 3,82

П – обр. компенсатор – 7

__________________

Σ l э = 12,1 м

Участок 8 (d = 89х3,5 мм)

Задвижка – 1,28

Тройник – ответвление – 3,82

П – обр. компенсатор – 3,5

__________________

Σ l э = 8,6 м

Рисунок 4 – Расчетная схема тепловой сети

Потери давления на участке ΔР с, Па, определяются по формуле:

ΔР с = R ∙ l пр (16)

где l пр – приведенная длина трубопровода, м;

l пр = l + l э (17)

Для построения пьезометрического графика потери давления ΔP с, Па/м на участке переводят в метры водяного столба (м) по формуле:

где g - ускорение свободного падения, можно принимать равным 10 м/с 2 ;

ρ - плотность воды, принимается равной 1000 кг/м 3 .

Давление в конце первого участка для подающей магистрали Н п.1, м, определяется по формуле:

Н п.1 = Н п(СУТ) – ΔН с.1 (19)

Давление в начале первого участка для обратной магистрали Н о.1 , м, определяется по формуле:

Н о.1 = Н о (СУТ) + ΔН с.1 (20)

Располагаемое давление в конце первого участка Н р.1 , м

Н р.1 = Н п.1 – Н о.1 (21)

Для участка №1:

l пр = 98 +22,74 = 120,74 м

ΔР с = 56,7*120,74 = 6845,958 Па

м

Н п.1 = 52 – 0,68 = 51,32 м

Н о.1 = 27 + 0,68 = 27,68 м

Н р.1 = 51,32 – 27,68 = 23,64 м

Для последующих участков за начальное давление принимается конечное давление того участка, из которого выходит рассчитываемый.

Расчет сводят в таблицу 10.

При увязке ответвлений необходимо так выбирать диаметр трубопровода на каждом участке, чтобы располагаемое давление у каждого здания было примерно одинаковым. Если на ответвлении Н р получилось больше, чем располагаемое давление у конечного здания по основной магистрали, на ответвлении устанавливают шайбу.

(22)44,07

20,8

36,16

29,38

7 Расчет компенсации тепловых удлинений трубопроводов

Если для компенсации тепловых удлинений использовались естественные повороты трассы тепловой сети, то проверяют их использование в качестве компенсирующих устройств.

Расчет трубопроводов на компенсацию тепловых удлинений с гибкими компенсаторами и при самокомпенсации производят на допускаемое изгибающее компенсационное напряжение σ доп, которое зависит от способа компенсации, схемы участка и других расчетных величин.

При проверочных расчетах компенсаторов максимальные компенсационные напряжения не должны превышать допускаемых. Для предварительной оценки усредненные допускаемые компенсационные напряжения для участков самокомпенсации принимаются σ доп = 80 МПа.

Расчет Г – образного участка трубопровода.

Для Г- образного участка трубопровода максимальное изгибающее напряжение возникает у заделки короткого плеча.

Исходные данные:

Диаметр трубопровода Д н, см;

Длина меньшего плеча L м, м

Длина большего плеча L б, м

Угол поворота трассы α º

Продольное изгибающее компенсационное напряжение в заделке короткого плеча , МПа

, (23)

где С – вспомогательный коэффициент, принимаемый по номограмме (приложение 12) в зависимости от соотношения плеч и расчетного угла поворота трассы β = α - 90 о

Вспомогательная величина, значение которой определяют по приложению 13 в зависимости от диаметра трубопровода D н, см

Δ t – расчетная разность температур, Δ t = τ 1 – t н.о

L м - длина меньшего плеча, м;

L б - длина большего плеча, м.

Если < 80 МПа, то размеры плеч достаточны.

; (24)

где А и Б – вспомогательные коэффициенты, принимаемые по номограмме (приложение 14);

Вспомогательная величина, определяемая по приложению 13

Расчет Г-образного участка трубопровода №2

Исходные данные

Наружный диаметр Д н, мм; 133

Толщина стенки δ, мм; 4

Угол поворота L, о; 90

Длина большего плеча, ℓ б, м; 27

Длина меньшего плеча ℓ м, м; 10

Определяю расчетный угол

Р = α – 90 о

∆ t = τ 1 – t н

∆ t = 150-(-25)=175

По приложению 12 находим

5,2*0,319*175/10=29

Силы упругой деформации в заделке меньшего плеча

0,809 А=15,8 В=3,0

=15,8*0,809 *175/10=22,36;

= 3*0,809 *175/10=4,24

Если σ u к < 80 МПа, размеры плеч достаточны.

Расчет Г-образного участка трубопровода №4

Исходные данные:

Теплоноситель, его температура τ 1 , о С; 150

Наружный диаметр Д н, мм; 89

Толщина стенки δ, мм; 3,5

Угол поворота L, о; 90

Длина большего плеча, ℓ б, м; 66

Длина меньшего плеча ℓ м, м; 25

Расчетная температура наружного воздуха, t н = t н о, t н о = -25 о С

Определяю расчетный угол

Р = α – 90 о

Определяю соотношение плеч n по формуле

Определяю расчетную разность температур ∆ t, о С по формуле

∆ t = τ 1 – t н,

∆ t = 150-(-25)=175

По номограмме рис. 10.32 определяю значение вспомогательного коэффициента С.

По приложению 13 находим

Определяю продольное изгибающее компенсационное напряжение в заделке короткого плеча σ u к, МПа.

5,3*0,214 *175/25=7,94

Силы упругой деформации в заделке меньшего плеча

0,206 А=16 В=3,1

=16*0,206*175/25=0,92;

= 3,1*0,206 *175/25=0,17

Если σ u к < 80 МПа, размеры плеч достаточны.

Расчет П-образного компенсатора заключается в определении размеров компенсатора и силы упругой деформации. В курсовом проекте необходимо определить размеры П-образного компенсатора на первом участке по расчетной схеме.

Исходные данные:

Диаметр трубопровода D у =159х4,5 мм;

Расстояние между неподвижными опорами L = 98 м;

Линейное удлинение компенсируемого участка теплопровода, м, при температуре окружающей среда t н.о

Δ l = α ∙ L (τ 1 – t н.о) (25)

где α – коэффициент линейного удлинения стали, α = 12 ∙ 10 -6 1/ºС.

Δ l =12·10 -6 ·98·(150+25) = 0,2

Учитывая предварительное растяжение компенсатора расчетное удлинение компенсируемого участка равно

Δl р = ε∙ Δl= 0,5·0,2 = 0,1(26)

где ε – коэффициент, учитывающий предварительную растяжку компенсатора, ε = 0,5

При спинке компенсатора, равной половине вылета компенсатора, т.е. при В = 0,5 Н по номограмме [,с.391-395] определяют вылет компенсатора и силу упругой деформации, Н.

Н к = 3,17 м; P к = 2800 Н.

8 Расчет тепловой изоляции

Определяем средний диаметр трубопровода d ср, м

(27)

где d 1 , d 2 , …d 7 – диаметр каждого участка, м;

ℓ 1 , ℓ 2 , …ℓ 7 – длина каждого участка, м.

По приложению 17 методических указаний принимаем стандартный диаметр трубопровода

По выбранному диаметру также выбираем тип канала КЛ 90–45

Среднегодовые температуры воды в подающем и обратном теплопроводе определяются по формуле

, (28)

где τ 1 , τ 2 ,…, τ 12 – средние температуры сетевой воды по месяцам года, определяемые по графику центрального качественного регулирования в зависимости от среднемесячных температур наружного воздуха ;

n 1 , n 2 ,…, n 12 – продолжительность в часах каждого месяца.

Зная среднегодовую температуру наружного воздуха, по графику центрального качественного регулирования, либо по формулам (7), (8), определяем среднегодовые температуры воды в подающем и обратном трубопроводах.

Данные расчета сводим в таблицу 11.

Таблица 11. Среднемесячные температуры теплоносителей в тепловой сети.

Расчет толщины тепловой изоляции выполняют по нормированной плотности теплового потока.

Требуемое полное термическое сопротивление подающего ΣR 1 и обратного ΣR 2 теплопроводов, (м∙ºС)/Вт,

, (29)

, (30)

где t о – среднегодовая температура грунта на глубине заложения оси трубопровода, принимаем по приложению 18

q норм 1 , q норм.2 – нормированные плотности тепловых потоков для подающего и обратного трубопроводов диаметром d ср при среднегодовых температурах теплоносителя, Вт/м, приложение 19

q норм 1 =37,88 Вт/м

q норм.2 =17 Вт/м

При нормированной линейной плотности теплового потока через поверхность изоляции 1 м теплопровода q н, Вт/м, толщина основного слоя теплоизоляционной конструкции δ из, м, определяется по выражениям

для подающего теплопровода

(31)

; (32)

для обратного теплопровода

(33)

; (34)

где λ из.1 , λ из.2 – коэффициенты теплопроводности изоляционного слоя, соответственно, для подающего и обратного трубопровода, Вт/(м о∙ С), принимаемый в зависимости от вида и средней температуры изоляционного слоя. Для основного слоя тепловой изоляции из минераловатных плит марки 125.

λ из =0,049+0,0002t m , (35)

где t m – средняя температура основного слоя изоляционной конструкции, о С, при прокладках в непроходном канале и среднегодовой температуре теплоносителя τ ср, ºС

λ из1 =0,049+0,0002∙62=0,0614

λ из2 =0,049+0,0002∙42,5=0,0575

α н – коэффициент теплоотдачи на поверхности теплоизоляционной конструкции, Вт/м 2 ºС, α н = 8;

d н – наружный диаметр принятого трубопровода, м

Принимаем толщину основного слоя изоляции для обоих теплопроводов δ из =0,06м =60 мм.

Термическое сопротивление наружной поверхности изоляции R н, (м∙ºС)/Вт, определяют по формуле:

, (37)

где d из – наружный диаметр изолированного трубопровода, м, при наружном диаметре неизолированного трубопровода d н, м и толщине изоляции δ из, м, определяется как:

(38)

α н – коэффициент теплоотдачи на поверхности изоляции, α В =8 Вт/м 2 0 С

Термическое сопротивление на поверхности канала R п.к, (м∙ºС)/Вт, определяется по выражению

, (39)

где d э.к. – эквивалентный диаметр внутреннего контура канала, м 2 ; при площади внутреннего сечения канала F, м 2 и периметре Р, м, равный

α п.к. – коэффициент теплоотдачи на внутренней поверхности канала, для непроходных каналов α п.к. =8,0 Вт/(м 2 о С).

Термическое сопротивление изоляционного слоя R из, (м∙ о С)/Вт, равно:

(41)

Термическое сопротивление изоляционного слоя определяют для подающего и обратного теплопроводов.

Термическое сопротивление грунта R гр, (м∙ºС)/Вт, с учетом стенок канала при соотношении h/d Э.К. >2 определяется по выражению

(42)

где λ гр – коэффициент теплопроводности грунта, для сухих грунтов λ гр =1,74 Вт/(м о С)

Температура воздуха в канале, ºС,

, (43)

где R 1 и R 2 – термическое сопротивление потоку от теплоносителя к воздуху канала соответственно для подающего и обратного теплопровода, (м∙ о С)/Вт,

; (44)

(45)

R 1 =2+0,17=2,17

R 2 =2,1+0,17=2,27

R о – термическое сопротивление потоку тепла от воздуха в канале в окружающий грунт, (м· о С)/Вт

; (46)

R о =0,066+0,21=0,276

t о – температура грунта на глубине 7,0 м, ºС, принимаем по приложению 18

τ ср.1 , τ ср.2 – среднегодовые температуры теплоносителя в подающей и обратной магистрали,ºС.

Удельные потери теплоты подающим и обратным изолированными теплопроводами, Вт/м

Суммарные удельные потери тепла, Вт/м

При отсутствии изоляции термическое сопротивление на поверхности трубопровода равно

, (50)

где d н – наружный диаметр неизолированного трубопровода, м

Температура воздуха в канале

, (51)

Удельные потери тепла неизолированными теплопроводами, Вт/м

. (53)

Суммарные удельные потери, Вт/м

(54)

q неиз =113,5+8,1=121,6

Эффективность тепловой изоляции

. (55)

9 Подбор оборудования теплового пункта для здания № 3

9.1 Расчет элеватора

Определяем коэффициент смешения элеватора u’.

где τ 3 – температура воды в подающем трубопроводе системы отопления; о С (если не задано).

Находим расчетный коэффициент смешения

u ’ = 1,15·u(57)

u= 1,15·2,2=2,53

Массовый расход воды в системе отопления G с, м/ч.

(58)

где Q о – расход теплоты на отопление, кВт.

Массовый расход сетевой воды, т/ч

.

Диаметр горловины элеватора d г, мм.

где ∆р с = 10 кПа (если не задано)

Принимаю стандартный диаметр горловины, мм.

Диаметр выходного сечения сопла элеватора: d с, мм.

где Н р - напор на вводе в здание, дросселируемый в сопле элеватора, м, принимается по результатам гидравлического расчета (таблица 13).

По диаметру горловины элеватора по приложению 17 выбираю элеватор № 5.

9.2. Расчет водоподогревателя

Исходные данные для расчета:

Расчетный расход теплоты на горячее водоснабжение Q гв =366,6кВт;

Температура греющей воды на входе в подогреватель τ 1 ″=70 о С;

Температура греющей воды на выходе из подогревателя τ 3 ″=30 о С;

Температура нагреваемой воды на выходе из подогревателя t 1 =60 о С;

Температура нагреваемой воды на входе из подогревателя t 2 =5 о С.

Масса греющей воды G м, т/ч

(61)

Масса нагреваемой воды G тр, т/ч

(62)

Площадь живого сечения трубок f тр, м 2

(63)

где ω тр – скорость нагреваемой воды в трубках, м/с; рекомендуется принимать в пределах 0,5-1,0 м/с;

По приложению 21 методических указаний выбираем подогреватель марки 8-114×4000-Р.

Таблица 15–Технические характеристики подогревателя марки 8-114×4000Р.

Пересчитываем скорость движения нагреваемой воды в трубках ω тр, м/с

(64)

Скорость греющей воды в межтрубном пространстве ω м, м/с

(65)

Средняя температура греющей воды τ, о С

τ = 0,5∙(τ 1 ″ + τ 3 ″) (66)

τ = 0,5∙(70 + 30)=50

Средняя температура нагреваемой воды t, о С

t = 0,5∙(t 1 + t 2) (67)

t=0,5∙(60+5)=32,5

Коэффициент теплоотдачи от греющей воды к стенкам труб α 1 , Вт/(м 2 ∙ о С)

(68)

Коэффициент теплоотдачи от труб к нагреваемой воде α 2 , Вт/(м 2 ∙ о С)

(69)

Средняя разность температур в подогревателе ∆t ср, о C

(70)

Коэффициент теплопередачи К, Вт/(м 2 · о С)

(71)

где м 2 · о С/Вт

(72)

Поверхность водоподогревателя F, м 2

(73)

Число секций водоподогревателя n, шт

10 Мероприятия по экономии тепловой энергии

Ускорение темпов развития народного хозяйства сегодня не может быть достигнуто без проведения в жизнь мероприятий по экономии материальных и трудовых ресурсов.

Жилые и общественные здания являются одним из крупных потребителей тепловой энергии, причём удельный вес этой энергии в общем энергетическом балансе коммунально-бытового сектора неуклонно возрастает. Это связано в первую очередь с решением социальных задач обеспечения труда в домашнем хозяйстве и на предприятиях коммунального хозяйства, снижения времени на ведение домашнего хозяйства, сближения условий жизни городского и сельского населения.

Коммунальная энергетика характеризуется относительно невысоким уровнем топливопотребления. Однако в силу сложившихся условий её работы резервы по улучшению использования топлива, тепловой и электрической энергии здесь чрезвычайно велики. Современные источники теплоты в коммунальной энергетике имеют низкую экономичность, значительно уступающую таковой для котельных установок промышленной энергетики и тепловых электростанций. Для теплоснабжения жилищного фонда коммунальное хозяйство Беларуси большую часть тепловой энергии получает от других отраслей. Эффективность использования этой энергии остаётся невысокой. В РБ этот показатель не выше 38%. Отсюда видно, что дальнейшее успешное развитие народного хозяйства республики будет тормозиться без реализации энергосберегающих мероприятий.

Успешное применение энергосберегающей технологии в значительной мере предопределяет нормы технологического и строительного проектирования зданий и, в частности, требования к параметрам внутреннего воздуха, удельного тепло-, влаго-, паро-, газовыделения.

Значительные резервы экономии топлива заключены в рациональном архитектурно-строительном проектировании новых общественных зданий. Экономия может быть достигнута:

Соответствующим выбором формы и ориентации зданий;

Объёмно-планировочными решениями;

Выбором теплозащитных качеств наружных ограждений;

Выбором дифференцированных по сторонам света стен и размеров окон;

Применением в жилых домах моторизованных утеплённых ставней;

Применением ветроограждающих устройств;

Рациональным расположением, охлаждением и управлением приборами искусственного освещения.

Определённую экономию может принести применение центрального, зонального, пофасадного, поэтажного, местного индивидуального, программного и прерывистого автоматического регулирования и использование управляющих ЭВМ, оснащённых блоками программного и оптимального регулирования энергопотребления.

Тщательный монтаж систем, теплоизоляция, своевременная наладка, соблюдение сроков и состава работ по обслуживанию и ремонту систем и отдельных элементов - важные резервы экономии ТЭР.

Перерасход теплоты в зданиях происходит, в основном, из-за:

Пониженного по сравнению с расчётным сопротивлением теплопередачи ограждающих конструкций;

Перегрева помещений, особенно в переходные периоды года;

Потери теплоты через неизолированные трубопроводы;

Не заинтересованности теплоснабжающих организаций в сокращении расхода теплоты;

Повышенного воздухообмена в помещениях нижних этажей.

Для коренного изменения положения дел с использованием тепла на отопление и горячее водоснабжение зданий у нас необходимо осуществить целый комплекс законодательных мероприятий, определяющих порядок проектирования, строительства и эксплуатации сооружений различного назначения.

Должны быть чётко сформулированы требования к проектным решениям зданий, обеспечивающих пониженное энергопотребление; пересмотрены методы нормирования использования энергоресурсов. Задачи по экономии теплоты на теплоснабжение зданий должны также находить отражение в соответствующих планах социального и экономического развития республики.

В числе важнейших направлений экономии энергии на перспективный период необходимо выделить следующие:

Развитие систем управления энергоустановками с использованием современных средств АСУ на базе микро-ЭВМ;

Использование сборного тепла, всех видов вторичных энергетических ресурсов;

Увеличение доли ТЭЦ, обеспечивающих комбинированную выработку электрической и тепловой энергии;

Улучшение теплотехнических характеристик ограждающих конструкций жилых, административных и промышленных зданий;

Совершенствование конструкций источников теплоты и теплопотребляющих систем.

Оснащение потребителей тепла средствами контроля и регулирования расхода позволяет сократить затраты энергоресурсов не менее, чем на 10–14%. А при учёте изменения скорости ветра - до 20%. Кроме того, применение систем пофасадного регулирования отпуска теплоты на отопление даёт возможность снизить расход теплоты на 5-7%. За счёт автоматического регулирования работы центральных и индивидуальных тепловых пунктов и сокращения или ликвидации потерь сетевой воды достигается экономия до 10%.

С помощью регуляторов и средств оперативного контроля температуры в отапливаемых помещениях можно стабильно выдержать комфортный режим при одновременном снижении температуры на 1-2 ºС. Это даёт возможность сокращать до 10% топлива, расходуемого на отопление.

За счёт интенсификации теплоотдачи нагревательных приборов с помощью вентиляторов достигается сокращение расхода тепловой энергии до 20%.

Известно, что недостаточная теплоизоляция ограждающих конструкций и других элементов зданий приводит к теплопотерям. Интересные испытания эффективности применения теплоизоляции проведены в Канаде. В результате теплоизоляции наружных стен полистиролом толщиной 5 см. тепловые потери были снижены на 65%. Теплоизоляция потолка матами из стекловолокна позволила снизить потери тепла на 69%. Окупаемость затрат на дополнительное устройство теплоизоляции - менее 3 лет. В течение отопительного сезона достигалась экономия по сравнению с нормативными решениями - в интервале 14-71%.

Разработаны ограждающие строительные конструкции со встроенными аккумуляторами на основе фазового перехода гидратных солей. Теплоёмкость аккумулирующего вещества в зоне температуры фазового перехода увеличивается в 4-10 раз. Теплоаккумулирующий материал создан из набора компонентов, которые позволяют иметь температуру плавления от 5 до 70 ºС.

В европейских странах получает распространение аккумулирование теплоты в наружных ограждениях зданий с помощью замоноличенных пластмассовых труб с водногликогелевым раствором. Разработаны также мобильные теплоаккумуляторы ёмкостью до 90 м² с заполнением их жидкостью с высокой температурой кипения (до 320 ºС). Потери тепла в наших аккумуляторах относительно невелики. Снижение температуры теплоносителя не превышает 8 ºС в сутки. Эти аккумуляторы могут быть использованы для утилизации сборного тепла промышленных предприятий и подключения к системам теплоснабжения зданий.

Использование бетона низкой плотности с наполнителями типа перлита или других лёгких материалов для изготовления ограждающих конструкций зданий позволяет в 4-8 раз повысить термическое сопротивление организаций.

11 Техника безопасности

11.1 Контроль режима работы тепловой сети

Основными техническими операциями по эксплуатации тепловых сетей является повседневное обслуживание, периодические испытания и проверки, ремонт и пуск их в действие после ремонта или консервации, а также пуск и включение потребителей тепла после окончания строительно-монтажных работ.

Своевременное и качественное выполнение перечисленных операций должно обеспечивать бесперебойное и надежное снабжение потребителей теплом в виде пара или горячей воды установленных параметров, минимальные потери теплоносителя и тепла и нормативные сроки службы трубопроводов, арматуры и строительных конструкций теплосетей.

При обслуживании общих тепловых сетей различными организациями или подразделениями должны быть четко установлены границы обслуживания. Как правило, границами участков обслуживания являются разделительные задвижки, отнесенные к одному из участков.

Работы в загазованных камерах и каналах разрешается производить по специальным нарядам с соблюдением всех установленных мер безопасности в присутствии командира подразделения (мастера) и при наличии на поверхности у люка не менее двух человек, которые должны наблюдать за работающими в камере.

Обслуживание магистралей тепловых сетей осуществляется слесарями-обходчиками. Состав бригады слесарей-обходчиков должен быть не менее двух человек, один из которых назначается старшим. Бригада слесарей-обходчиков обслуживает примерно 6-8 км магистралей со всеми камерами и оборудованием, установленными на теплопроводах.

Основной задачей слесарей-обходчиков тепловых сетей является обеспечение безаварийной и надежной работы тепловых сетей и бесперебойное снабжение потребителей тепловой энергии.

Для выполнения необходимого текущего предупредительного (профилактического) ремонта слесари-обходчики снабжаются набором необходимого инструмента, ремонтным материалом и аккумуляторными фонарями. Перед выходом на обход старший слесарь-обходчик обязан ознакомиться со схемой работы тепловых сетей и параметрами теплоносителя, получить разрешение на обход от начальника котельной и сообщить дежурному о порядке обхода на своем участке. Обход производится строго по установленному маршруту с тщательным осмотром состояния тепловых сетей.

При осмотре трубопроводов необходимо периодически выпускать воздух через специально для этой цели установленные краны (спускники) во избежание образование «воздушных мешков», проверять состояние теплоизоляции, дренажных устройств и откачивать попавшую в каналы и колодцы воду, проверять показания манометров, установленных в контрольных точках на трубопроводах (нормально манометры должны находиться в отключенном состоянии и включаться только при проверке), и фланцевые соединения: они должны быть чистыми и не иметь течи, болты должны быть соответствующих размеров, иметь только одну шайбу под гайкой и резьба их должна быть смазана маслом с графитом.

При установке паранитовой прокладки ее отверстие должно соответствовать внутреннему диаметру трубопровода. Прокладка смазывается маслом с разведенным в нем графитом. Крепление фланцевого соединения производится завинчиванием гаек накрест без применения излишних усилий. Следует периодически подтягивать болты фланцевых соединений, особенно после резких колебаний температуры теплоносителя.

На действующих теплопроводах задвижки на перемычках должны быть плотно закрыты, а на ответвлениях, где нет потребителей, - немного открыты. Неплотность закрытия задвижки определяется по шуму теплоносителя или по повышению температуры корпуса задвижки.

Все задвижки на действующих трубопроводах должны быть полностью открыты. Во избежание прикипания уплотнительных поверхностей следует периодически прокручивать закрытые задвижки и вентили, а при их полном открытии незначительно повернуть маховик в сторону закрытия.

Особое внимание при обходе обращается на состояние задвижек, вентилей, кранов и другой арматуры. Корпуса их должны быть чистыми, сальники плотно и равномерно затянуты, а шпиндели смазаны. Задвижки, вентили, краны должны постоянно находиться в таком состоянии, чтобы их можно было легко (без приложения особых усилий) открывать и закрывать. Для уплотнительной сальниковой набивки применять асбестовый промасленный и прографиченный шнур. При обнаружении дефектов и неисправностей необходимо произвести ремонт с соблюдением правил и мер безопасности.

Поле каждого обхода старший слесарь-обходчик заносит в журнал обхода результаты обхода, показания приборов и отмечает, какие виды ремонта были произведены. Все обнаруженные дефекты, которые не могут быть устранены без прекращения работы сети, но не представляющие непосредственной опасности с точки зрения надежности, заносят в журнал эксплуатации тепловых сетей и тепловых пунктов.

11.2 Ремонтные работы отдельных узлов тепловой сети

После каждого обхода старший слесарь-обходчик докладывает начальнику смены о результатах обхода и состоянии тепловых сетей. Следует немедленно докладывать по команде о дефектах, неустранимых собственными силами, дефектах которые могут вызвать аварию в сети, и при обнаружении утечки большой разницы давлений в начале и конце теплопровода.

Обслуживающий персонал должен знать величину допустимой утечки теплоносителя (не более 0,25% вместимости теплосети и непосредственно присоединенных к ней систем теплопотребления) и добиваться минимальных потерь теплоносителя. При обнаружении утечки по показаниям приборов следует ускорить обход и осмотр магистралей и колодцев. Если утечка не обнаружена, с разрешения начальника теплового хозяйства производится поочередное отключение участков тепловой сети для определения дефектного участка.

11.3 Эксплуатационные инструкции для обслуживающего персонала

а) Инструкция по правилам и мерам безопасности для слесаря тепловых сетей.

Все работы по обслуживанию теплотрассы выполнять с уведомления начальника котельной.

Открывать и закрывать крышки люков, смотровых колодцев следует специальными крючками длинной не менее 500 мм.

Открывать и закрывать крышки люков непосредственно руками, гаечными ключами и другими ключами запрещается!

В случае, если работающий в колодце почувствовал себя плохо, необходимо немедленно его поднять на поверхность, для чего наблюдающий за ним с поверхности, который должен неотлучно находиться у люка и быть снабжен всеми необходимыми приспособлениями.

Работа в колодцах и камерах при температуре воздуха выше 50 ºС и спуск и производство работ в колодцах, в которых уровень воды превышает 200 мм над уровнем пола при температуре воды 50º С не допускается.

Не допускается также работа под давлением воды в трубопроводах.

Прежде чем закрыть люк по окончании работы, ответственный за работу должен проверить, не остался ли случайно внутри колодца, канала кто-либо из рабочих.

При работе в колодцах теплотрассы в целях защиты от наезда транспорта и обеспечения безопасности пешеходов, места производства работ следует ограждать для чего применять:

А Штатный барьер высотой 1,1 м, окрашенный в белый цвет и красными параллельными полосами шириной по 0,13 м;

Б Дорожные специальные переносные знаки:

Запрещающий (въезд запрещен)

Предупреждающий (ремонтные работы)

Красные флажки на треугольной основе.

В темное время суток на штакетниках и щитовых ограждениях следует дополнительно вывешивать красные фонари по краям ограждений в верхней их части.

Для освещения колодцев и каналов применять аккумуляторные фонари. Использовать открытый огонь ЗАПРЕЩАЕТСЯ!

б) Должностная инструкция слесаря по обслуживанию тепловых сетей.

Слесарь по обслуживанию тепловых сетей непосредственно подчиняется начальнику котельной, мастеру и инженеру.

Слесарь по тепловым сетям отвечает:

За нормальное функционирование теплотрассы;

За своевременный ремонт обнаруженных дефектов на теплотрассе, откачку воды из колодцев;

За выполнение правил техники безопасности при ремонтах и осмотрах теплотрассы;

За выполнение инструкции и содержанию тепловых сетей.

Слесарь по тепловым сетям обязан:

Обслуживать оборудование тепловых сетей с трубопроводами диаметром до 500 мм;

Ежедневно производить обход трасс подземных и наземных тепловых сетей и внешним осмотром проверить отсутствие утечки воды через трубопроводы и арматуру;

Наблюдать за состоянием внешней поверхности теплотрасс с целью предохранения трубопроводов от затопления верхними или грунтовыми водами;

Проверять состояние попутных дренажей колодцев, очищать дренажные колодцы и трубы, откачивать воду из камер и колодцев;

Осматривать оборудование в камерах и надземных павильонах;

Обслуживать и ремонтировать текущим ремонтом запорную и регулирующую арматуру, спускные и воздушные краны, сальниковые крышки и другое оборудование и сооружения тепловых сетей;

Проверять камеры на загазованность;

Производить текущий ремонт, гидравлические и тепловые испытания тепловых сетей, контролировать режим их работы;

Знать внутренние разводки сетей отопления;

Не уходить без разрешения с дежурства и не заниматься посторонними делами на дежурстве;

Слесарь по тепловым сетям должен знать:

Схему обслуживания участка, расположение трубопроводов сети теплоснабжения колодцев и задвижек;

Устройство и принцип работы тепловых сетей;

Особенности работы на оборудовании, находящегося под давлением;

Назначение и места установки арматуры, компрессоров, средств измерений обслуживаемого участка;

Виды и привила производства земляных, такелажных, ремонтных и монтажных работ;

Слесарное дело;

Основы теплотехники;

Меры техники безопасности при обслуживании тепловых сетей.

Список используемых источников

1. Гаджиев Р.А., Воронина А.А. Охрана труда в тепловом хозяйстве промышленных предприятий. М. Стройиздат, 1979.

2. Манюк В.И. и др. Наладка и эксплуатация водяных тепловых сетей. М.Стройиздат, 1988.

3. Панин В.И. Справочное пособие теплоэнергетика жилищно-коммунального хозяйства. М. Стройиздат, 1970.

4. Справочное пособие. Водяные тепловые сети. М. Энергоатомиздат,1988.

5. Справочник проектировщика. Проектирование тепловых сетей. Под ред. А.А.Николаева. М. Стройиздат, 1965.

6. Тепловые сети. СНиП 2.04.07-86. М. 1987.

7. Щекин Р.В. и др. Справочник по теплоснабжению и вентиляции. Киев “Будивельник”, 1968.

8. СНиП 2.04.14-88. Тепловая изоляция оборудования и теплопроводов. / Госстрой СССР. –М: ЦИТП Госстроя СССР, 1989.

9. Б.М. Хрусталев, Ю.Я. Кувшинов, В.М. Копко. Теплоснабжение и вентиляция. Курсовое и дипломное проектирование. –М: Издательство ассоциации строительных Вузов. 2005.

Таблица 10 – Гидравлический расчет тепловой сети

ВВЕДЕНИЕ

Каждая система теплоснабжения состоит из следующих основных элементов: источника тепловой энергии, тепловой сети, абонентских вводов и местных систем потребления тепла. Системы теплоснабжения с различными устройствами и назначениями элементов классифицируют по признакам: источнику приготовления тепла; роду теплоносителя; способу подачи воды на горячее водоснабжение; количеству трубопроводов тепловых сетей; способу обеспечения потребителей тепловой энергией.

По источнику приготовления тепла в нашей стране различают три вида систем теплоснабжения:

Централизованное теплоснабжение от районных и промышленно-отопительных котельных.

Децентрализованное теплоснабжение от мелких котельных и индивидуальных отопительных печей.

По способу подачи воды на горячее водоснабжение водяные системы делятся на закрытые и открытые. В закрытых водяных системах теплоснабжения воду из тепловых сетей используют только как греющую среду для нагревания в подогревателях поверхностного типа водопроводной воды, поступающей затем в местную систему горячего водоснабжения. В открытых системах водяных системах теплоснабжения горячая вода к водоразборным приборам местной системы горячего водоснабжения поступает непосредственно из тепловых сетей. По количеству трубопроводов различают однотрубные и много трубные системы теплоснабжения. По роду теплоносителя различают водяные и паровые системы теплоснабжения. Водяные системы применяют в основном для теплоснабжения сезонных потребителей и горячего водоснабжения, а в некоторых случаях и для технологических процессов. В нашей стране тепловые сети по протяжённости составляют около 48 % от общей длины всех тепловых сетей. Паровые системы теплоснабжения распространены главным образом на промышленных предприятиях, где требуется высокотемпературная тепловая нагрузка.

Функционирование отопления характеризуется определенной периодичностью в течение года и изменчивостью использования мощности установки, зависящей, прежде всего, от метеорологических условий в холодное время года. Теплопередача от отопительных установок должна постоянно регулироваться, т.е. при понижении температуры наружного воздуха и усилении ветра должна увеличиваться, а при повышении температуры наружного воздуха - уменьшаться.

Для создания и поддержания теплового комфорта в помещениях зданий требуются технически совершенные и надежные отопительные установки. Отопление зданий начинают при устойчивом (в течение 3 суток) понижении среднесуточной температуры наружного воздуха до 8°С и ниже, заканчивают отопление при устойчивом повышении температуры наружного воздуха до 8°С. Период отопления зданий в течение года называют отопительным сезоном.

Развитие топливно-энергетического комплекса является важнейшим условием для повышения энерговооруженности всех отраслей хозяйственной деятельности.

Развитие энергетики ведется главным образом за счет строительства крупных тепловых и атомных электростанций. В тех районах страны, где концентрация теплового потребления не соответствует целесообразной экономичности для постройки ТЭЦ, должно осуществляться централизация теплоснабжения на основе развития крупных районных котельных.

Промышленные предприятия и жилищно-коммунальный комплекс потребляют огромное количество теплоты на технологические нужды, вентиляцию, отопление и горячее водоснабжение. Тепловая энергия в виде пара и горячей воды вырабатывается теплоэлектростанциями, производственными и районными отопительными котельными.

Выбор источников теплоснабжения, вида теплоносителя и его параметров, а также системы теплоснабжения в целом производится на основе технико-экономических расчетов с учетом капитальных расходов и эксплуатационных затрат.

1. ТЕПЛОВЫЕ СЕТИ

Системой теплоснабжения называют комплексом устройств, оборудование и коммуникации трубопроводов, предназначенные для транспортировки тепловой энергии к потребителям, распределения по зданиям и сооружениям.

Все системы теплоснабжения можно распределить по следующим признакам: по типу теплоносителя, мощности источника теплоснабжения, по режиму работы (круглогодичные и сезонные), по степени централизации, по виду трубопровода, по способу прокладки трубопровода, по дальности транспортирования тепловой энергии.

Основным признаком, определяющим тот или иной способ теплоснабжения, является источник тепловой энергии и потребитель этой тепловой энергии.

В системах теплоснабжения к источникам тепловой энергии относятся: тепловые и электрические станции, районные, квартальные и групповые котельные, а также котлы поквартирного отопления, печи и другие приборы.

Теплогенераторы в этих системах различаются по назначению, конструкции, мощности и вырабатываемого теплоносителя.

В зависимости от типа источника теплоснабжение бывает:

Централизованное - от районных котельных (применяется в больших жилых массивах, и в поселках).

Местное - от котельных (применяется для теплоснабжения одного или группы зданий).

Децентрализованное - от теплогенераторов, устанавливаемых непосредственно в отапливаемых помещениях (предназначено для отопления одной квартиры, жилых домов и отдельных помещений).

Централизованное теплоснабжение от ТЭЦ имеет достоинства: вырабатываемый теплоноситель удовлетворяет любым требованиям; обеспечивается наиболее высокий КПД котлов высокий уровень механизации и автоматизации процессов выработки теплоносителя; обеспечивается быстрая окупаемость наружных тепловых сетей.

Основная задача теплоснабжения - обеспечение тепловой энергией все виды потребителей, имеющих различные режимы работы и предъявляющих различные требования к виду и параметрам теплоносителя.

1.1 Характеристика района строительства

В дипломном проекте для расчета предлагается система теплоснабжения поселка городского типа в г. Туле.

Климатологические условия принимаем согласно заданию по СНиП 2.01.01-82* стр. 9:

txn = -27° С - температура наиболее холодной пятидневки;

txc = -31° С - температура наиболее холодных суток;

ton = 3,8 °С - средняя температура отопительного периода;

Zon = 207 сут. - продолжительность отопительного периода.

Расчетная температура наружного воздуха oС рассчитывается по формуле

Проектируем двухтрубную закрытую систему теплоснабжения для жилых микрорайонов. Микрорайоны 1-15- жилые, застройка 5-9 этажей. 16 микрорайон - зона отдыха.

По назначению зданий принимаем расчетную плотность населения 200 чел/га по СНиП 2.07.01.-89, стр. 34, табл. 1.

Система теплоснабжения принята с параметрами теплоносителя Т1 = 110 С, Т2=70 С, согласно заданию стр.2 ПЗ. Система теплоснабжения запроектирована для следующих потребителей: системы отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.

Рельеф местности спокойный, перепад высот на территории жилого микрорайона 0,5м.

Источник тепловой энергии находится на юго-востоке от основной застройки. Генплан выполнен в масштабе 1:2000.

1.2 Расчёт тепловых потоков

Определяем расчетную площадь первого здания, га, по формуле

= (20 А) (20 B)

где А и В - размеры здания по генплану в масштабе 1:2000

Для остальных зданий расчеты производим аналогично и сводим в таблицу 1.

Таблица 1 - Расчет площадей и числа жителей

Номер зданияS, гаm, челА. м210,3264115220,3264115230.3264115240,3264115250,3264115260,4896172870,4896172880,4896172890,48961728100.48961728110,721442592120,721442592130.721442592140,721442592150,721442592Итого7,6152027360- площадь квартала, га;- количество человек принятое по проекту, чел;

А - площадь зданий, м;

Определяем максимальный тепловой поток на отопление для жилых и общественных зданий, кВт, по формуле

где q0 - удельный тепловой поток на отопление жилых и общественных зданий, = 87 Вт/м2 по СНиП 2.04.07-86*, стр. 30; К1 - коэффициент, определяющий тепловой поток на отопление общественных зданий или помещений, при отсутствии проектных данных принимают равным - 0,25.

87-1152(1 + 0,25);

Определяем максимальный тепловой поток на вентиляцию жилых и общественных зданий, кВт, по формуле

max=q0AK1 K2, (4)

где К2 - коэффициент учитывающий тепловой поток на вентиляцию общественных зданий; для зданий построенных позже 1985 г. Принимается равным - 0,6.

Qv max (1)= 87 1152 0,25 0,6;max (1) =15,0 кВт.

Определяем средний тепловой поток на ГВС, кВт, по формуле

Qh m (5)

где qh- укрупненный показатель среднего теплового потока на ГВС; По СНиП 2.04.07-86*, стр. 31 принимается равным 376;

т - количество человек принятое по проекту.(1)=376 64;(1)=24,1 кВт.

Определяем максимальный тепловой поток на ГВС, кВт, по формуле

Qh max =2,4 Qhm (6)

max(1) =2,4 24,1;

Qhmax (1)=57,8 кВт.

Для остальных зданий расчеты производим аналогично и сводим в таблицу 2.

Таблица 2 - Расчет тепловых потоков

Номер зданияQ0 max,кВтQv max,кВтQhm,кВтQh max, кВтQ,кВт1234561125,315,024,157,8198,12125,315,024.157,8198,13125,315,024.157,8198,11234564125,315,024,157,8198,15125,315,024,157,8198,16187,922,636,186,6297,17187,922,636.186,6297,18187,922,636,186,6297,19187,922,636,186,6297,110187,922,636.186,6297,111281,933,854,1130,0445,712281,933,854,1130,0445,713281,933,854,1130,0445,714281,933,854,1130,0445,715281.933,854,1130,0445,7Итого2955,5357571,513724704,5

1.3 Мероприятия по регулированию отпуска теплоты

Регулирование это изменение нормативов теплоносителя при измерении температуры наружного воздуха в течение суток или сезона. Причины регулирования - экономия теплоносителя при сохранении показателя комфорта в помещении. Цель регулирования - независимость параметров внутреннего воздуха от перепадов температур и других изменений климата снаружи.

Определяем температуру сетевой воды в подающем и обратном трубопроводе, °С, по формулам

1864,5 0,3 + (60 - 0,5 25) 0,22;= 47.8 °С.

18 + 64,5 0,3 - 0,5 25 0,22;

где tв- температура воздуха внутри помещения, принимаем равной +18 °С;

t - расчетный температурный напор местной системы отопления, рассчитывается по формуле

t = 0,5 (Т11 +T2)-tв, (9)

t = 0,5 (95 + 70) - 18 = 64,5;

Расчетный перепад температур в системе отопления, рассчитывается по формуле:

Т11-Т2, (10)

t"- расчетный перепад температур в наружных тепловых сетях, рассчитывается по формуле

t" = Tl -Т2, (11)

Q0 - относительная нагрузка на отопление, рассчитывается по формуле

где t - основные температуры принятые с интервалом для построения графика (+8, +5, 0, -5, стремится к txn)

Таблица 3 - Расчетные температуры сетевой воды

tn°С18-tQ0Qo0,864,5Qo27,5Qo64.5Qo0,812,5Qo0,8T1T2+8100,220,314,196,0519,353,7547,833,6+5130,290,3718,637,9823,874,6355,6537,240180,40,4825,81130,96660,8442,96-5230,510,5832,914,0337,417,2564,9348,16-10280,620,6839,9917,0543,868,575,0453,36-15330,730,7847,0920,0850,319,7585,1758,56-20380,840,8754,1823,156,1210,8895,2863,24-25430,960,9761,9226,462,5712,13106,3268.44-29471164,527,564,512,511070

По полученным значениям температур Т1 и Т2 строим график температуры сетевой воды (приложение А).

1.4 Определение расчётных расходов сетевой воды

Расчетный расход сетевой воды для определения диаметров труб в водяных тепловых сетях, при количественном регулировании отпуска теплоты следует определять отдельно для отопления, вентиляции и ГВС. В КП принимаем двухступенчатую схему присоединения подогревателей.

Определяем максимальный расчетный расход на отопление, т/ч, по формуле

G0 max = (13)

где С - теплоемкость воды; С-4,19 кДж/кг°С, принята по «Справочнику проектировщика», И.Г. Староверов.

max(1) = 1,8 т/ч

Определяем максимальный расчетный расход на вентиляцию, т/ч, по формуле

max = (14) max =

max = 0,2 т/ч.

Определяем средний расчетный расход, т/ч, на ГВС при условии, что схема закрытая, по формуле

Определяем максимальный расход па ГВС, т/ч, по формуле

Gh max + 0,2) (16) max(1) +0,2)

max(1) = 1,16 т/ч.

Определяем суммарный расход, т/ч, по формуле

Gd =G0max + Gvmax +Ghmax К3, (17)

где К3- коэффициент, учитывающий долю среднего расхода тепла на ГВС при регулировании нагрузки отопления; принимается равным 1,2.(]) =1,8 + 0,2 + 0,87 1,2; Gd(]) = 3,04 mlч.

Определяем расчетный расход воды в двухтрубных тепловых сетях в неотопительный период, т/ч, по формуле

Gh max , (18)

где - коэффициент, учитывающий изменение расхода сетевой воды в неотопительный период; для промышленных объектов, принимается равным 0,8.

(1,2) = 2,4 mlч.

Расчеты для остальных зданий производим аналогично и сводим в таблицу 4.

Таблица 4 - Определение расхода теплоносителя

Номер зданияGomax, Т/ЧGvmax, Т/ЧGhm, Т/ЧGhmax, Т/ЧGd, Т/ЧGds, Т/Ч1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 151,8 1,8 1,8 1,8 1,8 2,7 2,7 2,7 2,7 2,7 4,0 4,0 4,0 4,0 4,00,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32 0,48 0,48 0,48 0,48 0,480,87 0,87 0,87 0,87 0,87 1 3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,9 1,9 1,9 1,9 1,91,16 1,16 1,16 1,16 1,16 1,73 1,73 1,73 1,73 1,73 2,6 2,6 2,6 2,6 2,63,04 3,04 3,04 3,04 3,04 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 6,8 6,8 6,8 6,8 6,82,4 2,4 2,4 2,4 2,4 3,7 3,7 3,7 3.7 3,7 5,4 5,4 5,4 5.4 5,4Итого42,55,020,427,671,957,5

Для определения расчетных расходов сетевой воды необходимо разбить схему тепловой сети на главное циркуляционное кольцо и два второстепенных кольца. Главное циркуляционное кольцо разбиваем на участки (с 1 по 6) от котельной до здания 15.

Второстепенное кольцо разбиваем на участки (с 7-11) от УТ 5 до УТ 10.

После расчета расходов по нормативно справочной литературе принимаем диаметры и скорость теплоносителя для главного и второстепенных циркуляционных колец.

Таблица 5 - Определение расходов на участках

Номер участкаРасход G,т/чДлина участка l, мНаружный диаметр Dн x ст, ммСкорость теплоносителя V, м/сПотери давления h, кгс/м2 м157,5140159x4,50,957,94227,0200133x40,644,51321,680108x40,819,77416,27089x3,50,8814,8510,87076x3,50,8517,565.48576x3,50,424,23730,540108x41,1 118,2824,480108x40,8911,6918,37089x3.50,9918.81012,27089x3,50,668.33116,17076x3,50,485,57

1.5 Подбор оборудования участков тепловой сети и компоновка монтажных схем

Трубопровод являются основным и наиболее ответственным элементом тепловой сети.

К трубопроводам тепловых сетей предъявляются следующие требования:

высокая механическая прочность;

герметичность при максимальном параметре теплоносителя;

повышенная коррозионная стойкость;

неизменность свойств под длительным воздействием рабочих параметров;

малая шероховатость внутренних стенок трубы;

высокое сопротивлений теплопередаче;

возможность создать надежное и герметичное соединение;

малый вес для легкой транспортировки и монтажа;

простота хранения и небольшая стоимость по отношению ко времени работы.

Для подземной прокладки тепловых сетей в непроходном канале следует принимать стальные, электросварные трубы по ГОСТ 10704-76.

Соединение отдельных труб между собой, а также с фасонными деталями и оборудованием (отводами, тройниками, гнутыми компенсаторами, фланцами, грязевиками) производят электродуговой сваркой. Соединение трубопроводов на фланцах применяется только при установке фланцевой арматуры, такой как задвижки, спускная арматура при установке компенсаторов (растяжении).

Фасонные детали трубопроводов - отводы, переходы, гнутые и сальниковые компенсаторы, фланцы, плоские днища и крепежные детали изготовляют только стальными в соответствии с требованиями Ростехнадзора. Толщина стенок фасонных деталей не должна превышать толщину стенки трубы более чем на Змм. Отводы на тепловых сетях применяют гнутые, крутоизогнутые и сварные.

Для вычерчивания и компоновки монтажной схемы выбираем участок длиной 645 м. Диаметры трубопроводов подбираем гидравлическим расчётом в зависимости от часового расхода воды в пределе от 76x3,5 до 159x4,5. По диаметру труб принимаем расстояния между неподвижными и подвижными опорам, рекомендованное нормативной литературой. Расстояния между подвижными опорами принимаем от 3 м до 6 метров. Расстояние между неподвижными опорами должно быть:

x3,5 > Lно < 70 м1 33x4 > Lно < 90 м

x3,5 > Lно < 80 м159x4,5 > L но < 100 м

x3,5 >L но < 80 м

Откладываем неподвижную опору H1 за 2 метра от жилого дома № 15 (по генплану), вторую опору ставим на расстоянии, зависящим от диаметра. Расстояние между двумя неподвижными опорами делим пополам, так как плечи компенсатора должны работать в равных условиях. Компенсаторы П-образные устанавливаем вылетом вправо по ходу движения теплоносителя; они предназначены для снятия теплового удлинения и представляют собой участок трубы, согнутый с учётом длины под определённым углом. Радиус гнутья прямого компенсатора равен R=3d, такой радиус гнутья является самым экономичным. Экономичность компенсатора связана с потерей давления в данном устройстве. Тепловое удлинение действует противоположно движению теплоносителя.

В соответствии с нормативно-справочной литературой на участках тепловой сети устанавливаем неподвижные опоры типа ОН-1 для трубопроводов диаметрами 76x3,5 и 89x3,5, а также ОН-4 для трубопроводов диаметрами 159x4,5; 133x4 и 108x4, необходимые для поддержания веса трубопровода, прочности его закрепления и соблюдения проектного уклона. Кроме неподвижных опор устанавливаем на каждом участке тепловой сети подвижные скользящие опоры типа ОПП-2 для трубопроводов диаметрами 159x4,5; 133x4 и 108x4 и ОС-1 для трубопроводов диаметрами 76x3,5 и 89x3,5.

На схеме есть два угла поворота, которые являются самокомпенсирующимися участками. Один угол поворота компенсирует 60%, длина участка на длине поворота должна быть 60% 60 м <36м.

Угол поворота УП 1 расположен на участке 6, диаметр трубопровода 76 х 3,5. Этот угол закрепляем неподвижными опорами Н2 и НЗ на расстоянии 13 м.. Угол поворота УП 2 - на участке 2, диаметр трубопровода 133x4. Этот угол поворота закрепляем неподвижными опорами Н8 и Н9 на расстоянии 6 м.

На ответвлении от основной теплотрассы к кварталам и на поворотах устанавливаем тепловые колодцы (теплофикационные камеры).

В теплофикационных камерах устанавливается запорно-регулирующая арматура - задвижки типа 30 с41нж, с помощью которой возможно регулировать или перекрывать движение теплоносителя к потребителю, и вентили типа 15Б1 бк для спуска воды их системы.

Для присоединения ответвлений к тепловой сети устраивают теплофикационные секционирующие камеры. Они представляют собой строительную конструкцию из кирпича или железобетона прямоугольной или квадратной формы.

Воздушные и дренажные устройства размещаем в соответствии с рельефом местности.

На небольших ответвлениях задвижки не устанавливают из-за необходимости сооружения теплофикационных камер. В этом случае ответвления отключают в тепловом пункте абонента.

Всего на схеме расположено 14 компенсаторов, 19 неподвижных опор и 10 теплофикационных камер.

6 Гидравлически расчёт участков тепловой сети

Для того чтобы разработать узлы присоединения участков тепловой сети необходимо провести гидравлический расчет и конструкцию тепловой сети.

Таблица 6 - Гидравлический расчет главного циркуляционного кольца

Номер участкаG, т/чДлины участков, мДиаметры, мм, м/сПотери давления, кгсОбщие

потери на

участках,

кПаLплLэL/ДуДкбстhНуч1234567891011157,514022,24162.24150159x4,50,957,941288,212,882227,020033,56233,56125133x30,644,511053,410,534321,68011,4591,45100108x40,819,77893,58,935416,2709,2379,238089x3,50,8814,81172,611,726510,8707,977,96576x3,50,8517,51363,316,63365,4858,793,76576x3.60,424,23396,43,96464561,724

В двухтрубном исчислении потери давления при движении теплоносителя от котельной до здания 15 (по генплану) составляют 61, 7242= 123,448 кПа.

Таблица 7 - Расчет эквивалентной длины участков главного циркуляционного кольца

Номер участкаЭскиз сопротивленийДу, ммn, штζ∑ζ∙n1234561_|─|_ компенсатор задвижка1502 110 2,24102

∑ 22,242_|_ тройник на проход при разделении потока _|─|_ компенсатор задвижка |_ угол поворота 901251 3 1 1 4,4 8,4 2,2 1,764,4 1 8,43 2,22 2 1,761

∑33,563_|_ тройник на проход при разделении потока _|─|_компенсатор задвижка1001 1 13,3 6,5 1,653,3 1 6,52 1, 651

∑11,454_|_ тройник на проход при разделении потока _|─|_компенсатор задвижка801 1 12,55 5,4 1,282,551

∑9,235_|_ тройник на проход при разделении потока _|─|_компенсатор задвижка65 1 1 12 4,9 121

∑7,96_|─|_компенсатор задвижка _|_ тройник на проход при разделении потока |_ угол поворота 90*651 1 1 14,9 1 2 0,84,91

∑8,7э = Lэ +Lпл

Ду Дн х ст - содержит характеристику трубы по ее диаметру, h - по таблице стр. 117 - 119, Николаев «Справочник проектировщика».

Гр.11=Гр. 10/100.ч1=h-L1, (19)

Нуч1 =162,247,94;

Нуч =1288,2кгс/м2 м.

Аналогичный расчет проводим для каждого участка.

Нр =100 (∑гл. ц.к 2) 10-3 (20)

Нр = 100 645 2 10-3;

Нр =129кПа.

Определяем запас, который должен составить 7 - 10% по формуле:

Запас показывает, что диаметры подобраны правильно.

Таблица 8 - Гидравлический расчет второстепенного циркуляционного кольца

Номер участкаG, т/чДлины участков, мДиаметры, мм, м/сПотери давления, кгсОбщие потери на участках, кПаLплLeL1ДуДкбстhОбщие730,54014,7554,75100108x41,1118,2996,459,965824,48014,7594,75100108x40,8911,61099,110,991918,37011,7881,788089x3,50,9918,81534,515,3451012,27011,7881,788089x3,50,668,33681,26,812116,1709,979,96576x3,50,485,57445,04,45Итого47,563

В двухтрубном исчислении потери давления при движении теплоносителя от теплофикационной камеры УТ 5 до здания 6 (по генплану) составляют 47,563 2=95,126 кПа.

Таблица 9 - Расчет эквивалентной длины второстепенного циркуляционного кольца

Номер УчасткааЭскиз сопротивленийДу. ммn, штζ∑ζ∙n7_|_ тройник на проход при разделении потока _|─|_ компенсатор задвижка1002 1 13,3 6,5 1,653,32 6,51 1,651

∑14,758_|_ тройник на проход при разделении потока _|─|_ компенсатор задвижка1001 1 13,3 6,5 1,653,32

∑ 14,759_|_ тройник на проход при разделении потока _|─|_компенсатор задвижка802 1 12,55 5,4 1,282,552 5,4 1 1,281

∑11,7810_|─|_компенсатор задвижка _|_ тройник на проход при разделении потока 801 1 25,4 1,28 2,555,41

∑ 11,7811_|─|_компенсатор задвижка _|_ тройник на проход при разделении потока 651 1 24,9 1 24.91

Определяем невязку потерь давления в главном и второстепенном циркуляционных кольцах, которая должна быть ≤12% за вычетом общего участка 1 с потерями давления 12,882 кПа.

Потери давления по главному циркуляционному кольцу без учета участка 1 определяем по формуле

∑Hгл.к.-уч.1 =∑Hгл.к -Н уч.1 (22)

∑Hгл.к.-уч.1, =61,724 - 12,842 = 48,842кПа.

В двухтрубном исчислении потери составляют 48,842 2 = 97,684 кПа.

Невязку, %, определяем по формуле

Н = 100,(23)=100%

Так как «Невязка» составила 2,6 %, то система считается прогретой и готовой к запуску.

1.6 Расчёт теплового удлинения

Тепловое удлинение - это явление, при котором происходит изменение размеров трубопровода, зависящее от: перепада температур и условий эксплуатации трубопровода, от материала, из которого изготовлен трубопровод.

Пользуясь расчетной схемой трубопроводов тепловой сети, рассчитываем тепловое удлинение на всех участках тепловой сети по главному циркуляционному кольцу. Находим полное тепловое удлинение трубопровода l, мм, по формуле

l, = α L t,(24)

где α - средний коэффициент линейного расширения стали, разный для различного материала трубопровода, для стальной электросварной трубы принимаем α = 0,0125 мм/м°С;- расстояние между двумя УТ;

t, - перепад температур между температурой среды и температурой окружающей среды.

Расчётное тепловое удлинение трубопровода, мм, определяется по формуле

Х = Е L (по СНиП 2.04.07-86, фор.22. п7-34),(25)

где L - полное тепловое удлинение расчётного участка трубопровода;

Е - коэффициент релаксации, учитывающий предварительную растяжку компенсатора в размере 50% от полного удлинения при Т1 = 400°С, Е = 0,5.

Определяем At - разница между температурой теплоносителя и температурой наружного воздуха, oС, по формуле

t = Tl- (26)

Температуру теплоносителя принимаем 115 oС, которая ниже, чем температура по заданию -130 oС. Снижение температуры теплоносителя произведено по согласованию с заказчиком в связи с тем, что в качестве источника тепла рекомендована блочно-модульная котельная с жаротрубными котлами, в которых вода нагревается в диапазоне 95 - 115 oС.

t= 110-(-29)=144°С.

Участок 1:Участок 4:

L, = 0,0125 139 140= 252 мм,L4= 0,0125 139 70= 126 мм,

Х= 0,5 252= 126 мм.Х4= 0,5 126 = 63 мм.

Участок 2:Участок 5:

L2= 0,0125 139 200 = 360 мм,L5= 0,0125 139- 70 = 126 мм,

Х2= 0,5 360 = 180 мм.Х5= 0,5 126 = 63 мм.

Участок 3:Участок 6:

L3= 0,0125 139 80 = 144 мм.L6= 0,0125 139 85 = 153 мм,

Х3= 0,5 144 = 72 мм.Х6= 0,5 153 = 76,5 мм.

Количество компенсаторов на каждом из участков главного циркуляционного кольца, шт., определяем по формуле

Lyч. / Lон (27)

140/100 =1,4 шт.- устанавливаем два компенсатора; = 200/90 = 2,22 шт - устанавливаем три компенсатора;= 80/80 = 1 шт. - устанавливаем один компенсатор;= 70/80 = 0,88 шт. - устанавливаем один компенсатор;= 70/80= 0,88 шт. - устанавливаем один компенсатор;= 85/70=1,21 шт. - устанавливаем один компенсатор, т.к. на этом участке имеется угол поворота.

1.7 График продолжительности сезонной тепловой нагрузки

Продолжительность отопительного периода и его средняя температура зависит от климатических условий объекта.

Отопительная нагрузка и нагрузка на ГВС зависит от колебаний температур наружного воздуха, т.е. нагрузка неоднородна. Для автоматического или любого другого регулирования в процессе проектирования выстраивают график регулирования сетевой нагрузки.

Для того что бы предусмотреть не только изменение температуры, но и изменение тепловой нагрузки, необходимо построить график, который показывает как в зависимости от температуры наружного воздуха происходит изменение отопительных и других нагрузок по периодам сезона.

График сезонной тепловой нагрузки необходим для того, чтобы предусмотреть изменение расхода теплоносителя и эффективнее его расходовать при регулировании в котельной. Расчет графика производят по следующим формулам:

Для нагрузки на отопление:

Q0max (28)

где ti - температура внутри помещения,- температура контрольных точек выбранного графика.

Q0= 633 к Вт.

Для нагрузки на вентиляцию:

Qv max (29)= 357

Для нагрузки ГВС:= Qhm (30)

где =15°С - температура холодной воды летом,

5°С - температура холодной воды зимой. = 416,47∑= 1097,6 кВт.

Аналогично рассчитываем остальные значения и сводим их в таблицу 10.

Таблица 10 - График продолжительности сезонной тепловой нагрузки

Нагрузки, кВт Температура контрольных точек, tнв, °C+8+50-14-29Qo6338231139,520262975,5Qv7699137243357Qhm1097,61097,61097,61097,61097,6∑Q1806,62019,62374,13366,64430,1

1.8 Расчёт тепловой изоляции

Расчет тепловой изоляции проводят по нормированной плотности теплового потока через изоляцию, по заданной величине теплового потока и охлаждения, по заданному количеству конденсата, времени замедления потока и температуре на поверхности изоляции. Расчет проводят с целью предотвращения конденсата на наружной поверхности трубопровода.

Рассчитываем термическое сопротивление подающего трубопровода с учётом изоляционного покрытия, м2 °С/Вт, по формуле

Rtot = (tw - te)/ (q К,), (31)

где tw - температура теплоносителя, °C;- температура окружающей среды, °C;- нормированная плотность теплового потока, принимаемая по СНиП 2.04.14-стр.22;

К1 - коэффициент, принимаемый по СНиП 2.04.14-88, прил.10.70 = (110- (-3,8))/(32 1) = 3,71м20 C /Вт;80 = (110- (-3,8))/(35 1) = 3,39 м20 C /Вт;100 = (110- (-3,8))/(39 1) = 3,05 м20 C /Вт;125 = (110-(-3,8))/(42 1) = 2,83 м20 C /Вт;150 = (110 - (-3,8))/(46 1) = 2,58 м20 C /Вт.

Определяем термическое сопротивление, м20 C /Вт, теплоизоляционной конструкции

по формуле

Rtot -1/е- Rm, (32)

где е коэффициент теплоотдачи от наружной поверхности изоляции, принимаем по СНиП.04.18-88, прил. 9, принимаем е = 6 Вт/м °C- термическое сопротивление неметаллической стенки объекта, м20 C /Вт70 = 3,71 -1/6 - 0 = 3,54 м20С /Вт; 80= 3,39 - 1/6 - 0 = 3,22 м20С /Вт;

Rk 100= 3,05 - 1/6 - 0 = 2,88 м20С /Вт; 125= 2,83 -1/6-0= 2,66 м20С /Вт; 150= 2,58 - 1/6 - 0 = 2,41 м20С /Вт.

Определяем толщину теплоизоляционного слоя, м, по формуле

δк= λк Rk (33)

где λк - теплопроводность изоляционного слоя, Вт/м С, принимаем для пенополиуретана коэффициент теплопроводности 0,05 Вт/м °C по СНиП 2.04.18-88, прил.9.

δк 70 = 0,05 3,54 = 0,18 м;

δк 80 = 0,05 3,22 = 0,16 м;

δк 100 = 0,05 2,88 = 0,14 м;

δк 125 = 0,05 2,66 = 0,13 м;

К 150 = 0,05 2,41 = 0,12 м.

Рассчитываем объем тепловой изоляции; м3, по формуле:

K lуч k (34)

где; k - рекомендуемый коэффициент на масленую; окраску; труб СНиП 4-5-82, часть IV,гл. 5, для Ду 65 = 0,39; для Ду 80 = 0,43; для Ду100 =; =0,48;; для Ду 125 = 0,59; для Ду 150; = 0,72. 1уч - длина участка одного диаметра, м.

V150 = 0,72 280 0,12;= 24,2 м3.= 0,59 400 0,13;= 30,7 м3.= 0,484000,18; = 34,6 м3. V80 =; 0,43-420-0,16;=; = 28,9 м3=; 0,39 450 0,18;

V65 = 31,6 м3.Объем тепловой изоляции - формованные скорлупы из пенополиуретана (ТУ 5768-001-54532153-01) для всей теплотрассы составляет 150 м3.

.9 Обоснование типа прокладки, выбора типа канала

Так как для расчета дипломного проекта является расчет поселка городского типа, то мы принимаем закрытую прокладку трубопровода в непроходном канале. Такая прокладка не нарушает архитектурный ансамбль местности и более надёжна в эксплуатации, чем прокладка в траншее и экономичней, чем прокладка в полупроходном (проходном) канале, т.к. система двух трубная и не требует больших каналов.

Канальная прокладка удовлетворяет множеству требований таким как: каналы предохраняют теплопроводы от воздействия грунтовых вод, блуждающих токов, внешней окружающей среды. Трубопроводы в них укладывают на подвижные и неподвижные опоры, при этом обеспечивается уменьшение тепловых удлинений и снижаются затраты на изоляционные материалы относительно надземной прокладки или в траншее где потребуется гидроизоляция.

Непроходные каналы применяют для прокладки трубопроводов диаметром до 700 мм независимо от числа труб. Непроходной канал также выгоден тем, что грунты неагрессивные, уровень грунтовых вод низкий и не требуется дренажного отвода.

При необходимости замены труб, вышедших из строя, или при ремонте тепловой изоляции в непроходных каналах приходится разрывать грунт и вскрывать плиты канала и невозможно сразу определить местоположение поврежденного участка, а иногда и приходится вскрывать мостовую. Поэтому тепловую сеть в непроходных каналах по возможности размещают вдоль зданий, проезжих частей, мостов, также стараются делать вводы в здания с боковой или задней части здания для того чтоб при ремонте не создавать неудобства проживающим или работающим в здании.

1.10 Расчёт и построение продольного профиля

Проектную отметку земли принимаем по горизонталям генплана жилого района в городе Туле.

Натурная отметка земли принимается с учетом уклона теплотрассы и уклона местности.

Если они совпадают, то натурная отметка равна проектной. Если не совпадают, то производят горизонтальную планировку на местности с зачисткой поверхности грунта механизированными средствами.

Для определения отметки потолка необходимо знать размер и конфигурацию выбранного типа канала. Принимаем глубину заложения канала 1 м. На уровне котельной отметка потолка равна:

Отметка пола канала равна:

5-0.59= 143,91 м

Отметки пола канала и потолка в остальных точках определяется с учетом уклона, стандартный уклон 0,003 м, а отметки зависят от длинны участка.

В камере УТ6 уровень потолка равен:

5+0,003 -40= 144,62 м

Уровень пола в УТ6 равен:

62-0,46= 144,16

В камере УТ5 уровень потолка равен:

62 + 0,003 -106= 144,94 м

Уровень пола в УТ1 равен:

94-0,46= 144,48 м

В камере УТ4 уровень потолка равен:

144,94 + 0,003 -164= 145,43 м

Уровень пола в УТ1 равен:

43-0,46= 144,97 м

В камере УТЗ уровень потолка равен:

144,43+0,003 60= 145,61 м

Уровень пола в УТ1 равен:

61 -0.46= 145,15 м

В камере УТ2 уровень потолка равен:

61 +0,003 100= 145,91 м

Уровень пола в УТ1 равен:

43-0,46= 145.45 м

В камере УТ1 уровень потолка равен:

91+0,003 100= 146,21 м

Уровень пола в УТ1 равен:

21 -0,46= 145,75 м

По данным значениям строим продольный профиль.

2. КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ

Обеспечение тепловой энергией зданий в суровых климатических условиях страны требует значительных затрат на добычу и транспортирование топлива, а также на строительство теплогенераторных установок и тепловых сетей. В капитальном строительстве экономика в значительной степени определяется способом теплоснабжения городов, промышленных предприятий и населённых пунктов, обеспечивающим снижение расхода ТЭР и повышение эффективности теплообеспечения.

Потребности промышленного и жилищно-коммунального сектора в тепловой энергии обеспечиваются различными системами теплоснабжения от теплоэлектроцентралей (теплофикация), районных, групповых или местных котельных. Однако теплофикация экономически целесообразна при расчётной тепловой потребности района более 600МВт. При меньшей потребности в качестве источников тепловой энергии используют районные, групповые или местные котельные, работающие на всех видах органического топлива, особенно при теплоснабжении сельских населённых пунктов, где в ближайшие годы потребуется строительство большого числа котельных малой мощности.

В последние годы для целей теплоснабжения организованно промышленное производство экономичных и эффективных теплогенераторов и вспомогательного оборудования, позволяющих вырабатывать высокопотенциальный теплоноситель. Значительно усовершенствованы способы прокладки и устройства тепловых сетей, разработаны схемы автоматизации отпуска тепловой энергии.

Выбор источника теплоснабжения, вида теплоносителя и его параметров, а также системы теплоснабжения в целом производится на основе технико-экономических расчётов с учётом капитальных расходов и эксплуатационных затрат.

Современные котельные установки и тепловые сети оснащены контрольно-измерительной аппаратурой, средствами автоматизации и дистанционного управления, повышающими экономичность и эффективность теплоснабжения.

2.1 Определение мощности котельной

При проектировании котельной определяем характер потребителей, требуемое количество теплоты, вид теплоносителя и его параметры.

Теплоносителем в запроектированной тепловой сети является горячая вода с температурными параметрами 110 - 70 С.

Потребителями тепла являются системы отопления, вентиляции и горячего водоснабжения жилой застройки.

Теплоснабжение производится от блочно-модульной котельной с водогрейными котлами. Определяем тепловую мощность котельной, МВт, по формуле

кот=Qtc+Qch, (32)

где Qcн - расход тепла на собственные нужды котельной, МВт, принимаем в размере 5% от тепловой нагрузке на тепловую сеть.кот =4,623+0,05 4,623;кот, =4,85 МВт.

За источник газа принимаем сети газоснабжения с давлением не менее 13 кПа, ввод которого осуществляется через ГРУ, расположенной в проектируемой котельной. Теплоснабжение централизовано.

Теплоноситель в системе теплоснабжения является вода с температурой 110-70 оС. со средним давлением не более 1 МПа.

Каждый котел имеет два подпиточных и два циркуляционных насоса, так как система отопления закрытая с искусственным движением теплоносителя.

Подпитка котлов осуществляется из системы централизованного водоснабжения, предусмотрен расширительный бак, объем которого не менее 30% от производительности котла.

В котельной предусмотрена установка Na-катионовых фильтров, деаэратора, установлены подогреватели для подготовки воды на горячее водоснабжение.

Так же должна быть установлена запорно-регулирующая арматура и гарнитура, КИПиА, регуляторы давления, водоуказательные стекла, блок управления регулирующий параметры давления газа, давления воздуха, разряжения и давления воды.

Исходя из тепловой мощности котельной, выбираем тип и количество водогрейных котлов, предназначенных для выработки тепловой энергии для систем отопления, вентиляции и горячего водоснабжения зданий. Желательным условием является однотипность и одинаковая производительность котельных агрегатов.

Подключаем запроектированную водяную тепловую сеть к блочно-модульной котельной БМК-5,0 в которую устанавливаем два котла КВ-ГМ-2,32 и один котёл КВ-ГМ-0,75.

Котлы предназначены для теплоснабжения объектов без непосредственного водозабора из сети. Котёл работает на природном газе или лёгком жидком топливе. Конструкция котла выполнена в газоплотном исполнении для работы под наддувом. Особенностью конструкции является жаровая труба с обратным (реверсивным) ходом продуктов сгорания.

Корпус котла состоит из цилиндрической обечайки, передней и задней трубных решёток, днища, гладкой жаровой трубы, дымогарных труб диаметром 60х3 мм. Жаровая труба имеет центральное расположение.

Для интенсификации процессов теплообмена в дымогарные трубы вставлены турбовентиляторы. На наружной обечайке расположены патрубки с задвижками для подвода и отвода воды, а также для предохранительных клапанов.

С фронта котла расположена неохлаждаемая поворотная камера, на которое установлено горелочное устройство. При изготовлении поворотной камеры применяются современные облегченные обмуровочные материалы.

Конструкция поворотной камеры позволяет открывать её на любую сторону котла, При открытии камеры обеспечивается доступ для наружного осмотра жаровой трубы и дымогарных труб. С тыла котла установлена съёмная крышка газохода, необходимая при ремонте котла и его осмотре.

В крышке имеется лючок для очистки газохода от отходов продуктов сгорания. Так же с тыла котла расположен продувочно-дренажный патрубок Ду 40 и штуцер для слива конденсата из газохода котла Ду 15.

Для комплекции котлов могут быть использованы зарубежные и отечественные газовые, лёгкожидкотопливные и комбинированные автоматизированные горелочные устройства (имеющие соответствующие технические характеристики и сертификат соответствующий Госстандарта РФ) различных фирм.

Качество сетевой и подпиточной воды должно отвечать требованиям, изложенным в РД 24.031.120-91 и руководству по эксплуатации.

Котёл поставляется одним транспортабельным блоком.

Таблица 11 - Конструктивные характеристики котла типа КВ-ГМ-2,32

НаименованиеЕдиницы измеренияЧисленное значение1231 Номинальная мощностьМВт2.322 Вид топлива: газ (дизельное топливо)ГОСТ 5542-873 Рабочие давление водыМПа0,6(0,8)4 Температура воды на входе°С705 Температура воды на выходе°С95/1156 Диапазон регулирования теплопроизводительности по отношению к номинальной%30...1007 Гидравлическое сопротивление (не более)МПа0,0258 Масса котла без горелки (сухая)кг39009 КПД котла,% не менее, газ/диз.т.%93/9110 Температура уходящих газов (газ/диз.т.)°С150/17511 Водяной объёмм312 Длина жаровой трубы/диаметрмм2677/976

2.3 Описание топлива для котлов

Вещества, способные в процессе каких-либо преобразований выделять энергию, которая может быть технически использована, принято называть топливом. Для котлоагрегатов, установленных в блочно-модульной котельной, в качестве топлива применяем газообразное топливо, которое состоит из смеси горючих и негорючих газов с небольшой примесью водяных паров, смолы, пыли.

К естественным газам относятся: природный и попутный газы, которые выделяются при извлечении нефти на поверхность. Искусственные горючие газы являются топливом местного значения. К ним относятся генераторный, коксовый и доменный газ. Генераторный газ получают путем неполного сжигания твердого топлива. Коксовый и доменный газы являются отходами коксовых и доменных печей.

В промышленных парогенераторах и водогрейных котлах, главным образом, используются природный и попутный газ, который представляет собой смеси углеводородов метанового ряда и балластных негорючих газов.

Удельный вес газа 0,7-0,8 кг/мЗ, что почти в два раза легче воздуха.

Температура самовоспламенения 600-800°С.

На организм человека газ действует удушающее, даже присутствие в помещении 5% метана, через 20-30 минут вызывает смерть.

В смеси с воздухом газ взрывоопасен, нижний предел взрываемое - это когда содержание метана в воздухе равно 5%, а верхний предел взрываемое - 15%. Но, несмотря на это, природный газ обладает рядом существенных преимуществ по сравнению с жидким и твердым топливом:

производительность труда при добыче природного газа примерно в 5 раз выше, чем при добыче нефти и в 36 раз выше, чем при добыче угля;

газовое топливо легко транспортируется к месту работы;

значительно облегчает условия труда, т.к. газовое оборудование просто по устройству и легко в эксплуатации, оно легко автоматизируется;

газовое топливо имеет широкое применение;

окружающая среда не загрязняется продуктами сгорания;

отсутствие в составе газа токсичной окиси углерода предотвращает возможность отравления в случае утечки газа, что особенно важно при его бытовом использовании;

природный газ используют в качестве топлива, не прибегая к сложным и дорогостоящим переработкам;

.4 Выбор хвостовых поверхностей и температуры уходящих газов

В блочно-модульной котельной выбираем температуру уходящих газов равную 150°С

при работе на газообразном топливе в соответствии с конструктивными котла КВ-ГМ-2,32 и

КВ-ГМ-0,75. Водяной экономайзер в качестве хвостовой поверхности нагрева целесообразно устанавливать, когда температура питательной воды на входе в него равна 100 оС и выше. А температура питательной воды на выходе из экономайзера должна быть на 20 или 40 оС ниже температуры насыщения (кипения).

Температура теплоносителя на выходе из котельной составляет всего 115 оС, что соответствует заданию.

Таким образом, установка хвостовых поверхностей нагрева не предусмотрена.

2.5 Расчёт объёмов продуктов сгорания

Для котлоагрегатов в качестве топлива применяется газообразное топливо.

Газообразное топливо состоит из механической примеси: горючих и негорючих газов с небольшой примесью водяных паров, смолы пыли. К естественным газам относятся: природный и попутный газы, выделяющиеся при извлечении нефти на поверхность.

Искусственные горючие газы являются топливом местного назначения. К ним относятся генераторный, коксовый и доменный газы.

В промышленных парогенераторах и водогрейных котлах главным образом используют природный и попутный газ. Природный и попутные газы представляют собой смеси углеродов метанового ряда и балластных негорючих газов. Содержание в некоторых природных газах доходит до 98%. Весьма важными свойствами газообразного топлива, влияющими на условия его использования, является токсичность и взрываемость.

Искусственные газы токсичны вследствие содержания в них оксида углерода СО2.

В природных газах среднего Поволжья, Башкирии и других нередко содержится сероводород H2S.

По своему действию на человека сероводород является сильным ядом, поражающим нервную систему. Газ вместе с воздухом при определённой концентрации образует взрывные смеси. Природный газ обладает рядом существенных преимуществ по сравнению с жидким и твёрдым топливом:

производительность труда при добыче природного газа, примерно, в 5 раз выше, чем при добыче нефти и в 36 раз, чем при добыче угля;

сложность добычи природного газа значительно выше, чем других видов топлива;

природный газ используют в качестве топлива, не прибегая к сложным и дорогостоящим переработкам, характерным для жидкого топлива;

высокая жаропроизводительность природного газа позволяет эффективно использовать его в качестве технологического и энергетического топлива;

полное отсутствие серы придаёт особую ценность природному газу, предназначенному для использования в технологическом и коммунальном хозяйстве;

отсутствие в составе газа токсичной окиси углеводорода предотвращает возможности отравления в случае утечки газа, что особенно важно при его бытовом использовании;

высокая теплота сгорания обуславливает возможность дальнейшей транспортировки газа;

при работе на природном газе обеспечивается возможность авторегулировки процесса горения, высокая производительность и хорошие условия труда обслуживающего персонала;

использование природного газа позволяет значительно интенсифицировать работой, поток печей, котлов и соответственно снизить сложность оборудования и уменьшить габариты;

при работе на природном газе можно получать весьма высокие коэффициенты полезного действия, особенно при использовании методов комплексного использования тепла высокого и низко температурных режимах;

применение природного газа устраняет загрязнение воздушного бассейна золой и окисями серы, а также обусловленного этих необходимостью сооружения высоких и дорогостоящих труб для отвода продуктов сгорания;

продукты полного сгорания природного газа, отводимые от каминов и печей, используются в качестве источника углекислоты.

Таблица 12 - Расчётная характеристика природного газа

ГазопроводСН4С2Н6С3Н8С4Н10С5Н12N2СО20Сн, кДж/мρ кг/м"Ставрополь - Москва93,82,02,00,30,12,60,4373000,781

Определяем теоретический объем воздуха необходимого для полного сгорания топлива, т.е. при а =1, м3/м3, по формуле

V0=0,0476 (0,5СО+0,5Н2 + 1,5H2S+∑(m + n/4) CmHn-О2) (33)

Определяем объем трехатомных газов, м3/м3 по формуле

Vro2=0,01 ∙ (C02+CO+H2S+Im CmHn),(34)

Vro2=0,01(0,5+(0,4+0+0+93,8+4+3 0,8+6,5 0,3+0,8);

Vro2= 1,023 м3/м3.

Определяем объем двухатомных газов, м3/м3 по формуле

0,79 V0+0,01 ∙ N2,(35)

где Vo - теоретический объем воздуха; - содержание азота. =0,79 ∙ 9,584+0,01 ∙ 2,6; Vr2=7,6 m3/m3.

Определяем объем водяных паров, м3/м3

VH2o=0,01 (H2S+H2+I CmHn+0,12dr)+0,016V0,(36)

VH2O=0,01 (2 ∙ 93,8+2 ∙ 3+4 ∙ 0,8+5 ∙ 0,3+6 ∙ 0,1 + 1,2) +0,016 ∙ 9,584; O =2,15 м3/м3.

Определяем объем продуктов сгорания топлива в характерных точках газового тракта

Определяем коэффициент избытка воздуха в характерных точках газового тракта с учетом присосов холодного воздуха, т.е. при а >1.

Характерными точками газового тракта является:

первый газоход.

Принимаем коэффициент избытка воздуха в топке для αт=1,1. Для первого газохода

α1Г.= αm + ∆αг,(37)

где ∆αг - величина присосов воздуха в характерных точках котла.

α1 =0,05 - величина присоса воздуха в первом газоходе;

α1 = 1,1+0,05=1,15 м3/м3.

Определяем объем избытка воздуха в характерных точках газового тракта

∆VТ =Vо∙ (αт - 1)м3/м3; (38)

∆VГ =Vо∙(αГ- 1) м3/м3; (39)

∆VТ = 9,584 ∙ (1,1-1)= 0,96 м3/м3;

∆VГ= 9,584 ∙ (1,15-1)= 1,44 м3/м3.

Определяем объем водяных паров в характерных точках газового тракта

ot=Vh2o+0,0 161 ∙ (α т - 1)V0 м3/м3; (40)o1Г =VH2o+0,0161 ∙ (α Г - l)Vo м3/м3; (41)

T= 2,15 + 0,016 (1,1-1) 9,584=2,17 м3/м3; Г=2,15 +0,016 (1,15-1) 9,584=2,18 м3/м3.

Определяем общий объем продуктов сгорания

Г T=VR02+VR2+(Vo(α т - 1)+VH2o+0,0161 (αT-1)V0) м3/м3 (42)ГГ=VR02+VR2+(Vo(α Г-l)+VH2o+0,0161- (α Г-l)V0) м3/м3; (43)

Г T =l,023+7,6+(9,584 (l,l-l)+(2,15+0,016 (1,1-1) 9,584))=11,73 м3/м; ГГ =l,023+7,6+(9,584(l,15-l)+(2,15+0,016 (1,15-1) 9,584))=12,22m3/m3. Определяем объемную долю трех атомных газов в составе продуктов сгорания

Т= VR02/ VГ T (44)Г = Vro2/V г г; (45)

Т= 1,023 /11,93=0,087 м3/м3;

rRO2 1 Г =l,023 /12,22=0,084 м3/м3.

Определяем объемную долю водяных паровТ = VH02/ VГ T (46)1 Г = VH02/ VГ Г (47)Т = 2,15 /11,73=0,18 м3/м3;Т RO2 1 Г =2,15 /12,22=0,18 м3/м3.

Определяем сумму объемных долей трехатомных газов и водяных паров.

rn Т = rRO 2 T + rH2O T (48)

rn Г = rRO 2 Г + rH2O Г (49)

Т = 0,087+0,18=0,27 м3/м3;Г = 0,084+0,18=0,26 м3/м3.

Все расчеты объемов газов и воздуха сводим в таблицу

Таблица 13 - Расчет продуктов сгорания и воздуха

Единицы измеренияРасчетная формулаТеоретические объемыV0=9,584 м3/м3 V RO 2= 1,023 м3/м3 VH2o=2,15 м3/м3 VR2=7,6 м3/м3Характерные точки котлаТопка1-ый газоход12341 Коэффициент избытка воздухаα1,11,152 Избыточное количество воздуха, м3/м3∆V =V0 ∙ (α-1)0,961,443 Объем водяных паров м3/м3VH2o= VH2o +0,0161 (α-1)V02,172,184 Объем продуктов сгорания, м3/м3VГ =VRO2+VR2+(V0 (α-1))+VoH2O+0,0161 ∙ (α-1) ∙ V0)11,7312,225 Объемная доля 3-х атомных газовrRO 2 = VR02/ VГ0,0870,0846 Объемная доля водяных паровrH20 = Vh2o / VГ0,1840,1767 Сумма объемных долейrn = rRO 2 + rH2O0,2710,26

2.6 Расчет энтальпии продуктов сгорания

Энтальпией продуктов сгорания называется количество теплоты, содержащейся в продуктах при сжигании одного килограмма твердого или жидкого топлива и одного кубического метра газообразного топлива и численно равна произведению объемов отдельных газов, образующихся при сгорании одного килограмма или одного кубического метра топлива на их среднюю теплоемкость и температуру.

= ∑V Ө∙1 - энтальпия продуктов сгорания; (50)= VRO ∙ C RO ∙ Ө∙ - энтальпия трехатомных газов; (51)

R = VR ∙ СR ∙ Ө - энтальпия двухатомных газов; (52)o = V h20 ∙ С h20 ∙ Ө - энтальпия водяных паров. (53)

где Iro2, Ir2, Ih20 - соответственно, энтальпия трехатомных, двухатомных газов и водяных паров в продуктах сгорания, кДж/мЗ;

С ro2, Cr2, С h20 - соответственно, теплоемкость трехатомных, двухатомных газов и водяных паров в продуктах сгорания, кДж/кг-ОСro2, VR2, V h20 - соответственно, объем трехатомных, двухатомных газов и водяных паров в продуктах сгорания, мЗ/мЗ;температура продуктов сгорания в характерных точках, °С.

При α>1 в каждой характерной точке определяется теплосодержание избыточного воздуха по формуле

Iизб = VCВВ ∙ Ө кДж/мЗ, (54)

где V - объем избыточного воздуха необходимого для горения;ВВ- теплоемкость избыточного воздуха (влажный воздух) при температуре 30°С (температура в помещении котельной).

Результаты расчета энтальпии продуктов сгорания по газоходам котлоагрегата сводятся в таблицу 17.

2.7 Тепловой баланс котельного агрегата

При сжигании жидкого и твердого топлива тепловой баланс составляют в кДж и относят к 1 кг топлива, а при сжигании газообразного топлива в кДж/м3.

Определяем располагаемую теплоту сгорания QPP=QCH, которая равна низшей теплоте горения Qc„=37300 кДж/м3.

Определяем потери тепла с уходящими газами, %, по формуле

q2=(Iyx- α yx ∙ I0BB)/Qp ∙ 100%, (55)

где Iyx -энтальпия уходящих газов (определяется по IӨ -диаграмме для tyx = 155°С),= 2800 кДж/м3BB - энтальпия воздуха подаваемого в топку котла, (при 1=30°С-температура воздуха в помещении котельной в верхней части).

Определяем энтальпию внутреннего воздуха, кДж/м3, по формулеBB = CBB ∙ V0 ∙ tBB (56)

где V0 - теоретический объём воздуха, м3/м3.

I0BB = =30 ∙9,5843 ∙1,341;BB =385,6 кДж/кг.

Определяем потери тепла от химической неполноты сгорания, %. Принимаем по J13, табл.4.4 в зависимости от вида топки и топлива. Для природного газа и экранированной топки q3=0,5% Определяем потери тепла в окружающую среду, %, по формуле

Q5ном ∙ (Nном / N (57)

5 ∙ (2,32/2,32) =5%.

где q5ном - принимаем по Л 10, табл. 4.5 в зависимости от теплопроизводительности котла; N и N ном = 2,32 МВт - соответственно номинальная и расчетная теплопроизводительность котла. Определяем полезную мощность котла, кВт, по формуле

GB (iГВ- iXB), (58)

где iГВ = 416 кДж/кг - энтальпия кипящей воды;= 292кДж/кг - энтальпия холодной воды,расход воды через водогрейный котёл, кг/с, который определяется по формуле

Gпp=NK/c-(Tl-T2), (59)=2320/4,19(115-70);

2 кг/с.=l 1Л (416-292);=188,7kBt.

Определяем КПД брутто котла, % по формуле

ηбр = 100 - (q2 + q3 + q5) (60)

ηбр =100-(0,5+6,2+5);

Определяем расход топлива, м3/с, по формуле

Вр =(Q/Q% (61)

Вр =(1140,8/37300-88,3)-100;

В, =0,035 м3/с.

Определяем коэффициент сохранения теплоты по формуле

φ = 1-(q5/100), (62)

φ = 1 - (5/100);

φ = 0,95.

2.8 Расчет тепловой схемы котельной

Тепловой схемой котельной называют графическое изображение основного и вспомогательного оборудования котельной, объединяемого линиями трубопроводов для транспортирования теплоносителя в виде пара или горячей воды.

Тепловые схемы бывают:

принципиальные;

развернутые;

монтажные (рабочие).

На принципиальной схеме указывают только основное оборудование (котлы, подогреватели, деаэраторы и др.) и основные трубопроводы без арматуры. На этой схеме указываются расходы и параметры теплоносителей.

На развернутой схеме условно изображается все установленное оборудование, указываются диаметры трубопроводов и арматура. На монтажной схеме указывается все оборудование и арматура.

В также дополнительно указываются отметки уровня прокладки трубопроводов, уклон, места крепления трубопроводов, компенсация теплового удлинения, соединения узлов (сварные, фланцевые, резьбовые). Для удобства использования монтажная схема выполняется в аксонометрической проекции.

Развернутую и монтажную схемы составляют после расчета принципиальной тепловой схемы и выбора оборудования.

Составляя тепловую схему отопительной котельной необходимо предусмотреть установку следующего оборудования:

котельного агрегата;

деаэратора (при необходимости);

установки ХВО;

сетевых подогревателей;

подогревателей сырой и умягченной воды;

необходимых насосов;

систем трубопроводов;

дренажных и продувочных колодцев.

Расчетная нагрузка на отопление и вентиляцию Qob= 2,9 Гкал/ч (3,33 МВт).

Расчетная нагрузка на горячее водоснабжение Qre= 1,2 Гкал/ч (1,4МВт).

Расчетные расходы воды на отопление и вентиляцию зданий, а также на горячее водоснабжение, т/ч определяется по формулам

Расчетный расход воды на отопление и вентиляцию зданий, т/ч, определяется по формуле

где, - энтальпии, соответствующие температурным параметрам тепловой схем (115 -70°С), ккал/кг,

Энтальпии, соответственно горячей воды (принимается 70°С) и воды на входе в подогреватель сырой воды (T1 = 5°C), ккал/кг,= =76,7т/ч

Температура обратной сетевой воды, 0С, после местных теплообменников ГВ определяется по формуле

= = - (64)

где температура воды после системы отопления (70°С);

Коэффициент, учитывающий потери теплоты в подогревателях, равный 0,98; СB - энтальпия воды, 1 ккал/кг-°С.

Расход подпиточной воды принимаем в размере 2 % от расхода в тепловой сети, т.е.подп76,7 0,02= 1,53 т/ч.

Расхода сырой воды, т/ч, на химическую очистку определяется по формуле

1,25 Gподп (65)

GCB= 1,25-1,53 =1,92 т/ч.

Определяем температуру сырой воды, °С, перед ХВО по формуле

ХВО =- (66)

Принимаем расход горячей воды в подогревателе сырой воды 1,5 т/ч.

ХВО =- = 47,1°С

Расход химически очищенной воды на подпитку, т/ч, определяем по формуле

ХВО = Gподп - (67)

1,92-0 = 1,92т/ч.

При температуре воды = 70°С и = 110°С расход воды через насосы, т/ч, определяется по формуле

Расчетный расход через котел, т/ч, определяется по формуле

к = Gобр - Gподп (69)

к =74,4 + 1,53 = 75,93 т/ч.

Расход сетевой воды, т/ч, на выходе из котельной определяется по формуле

G = Gк - Gподп, (70)

75,93 -1,5 = 74,43 т/ч.

Невязка по расходу воды, %, определяем по формуле

Невязка по расходу воды через котел не превышает 5%, следовательно, расчет выполнен правильно.

2.9 Выбор дополнительного оборудования

В качестве дополнительного оборудования в котельной БМК-5 предусмотрены к установке насосы группы представлены агрегатами "DAB" (Италия) с устройствами "мягкого пуска" и блоками частотного регулирования (что позволяет избежать гидроударов при запуске и существенно снизить затраты электроэнергии).

Благодаря общекотельной автоматике, основанной на свободном программироваемом контролере "Деконт", котельные работают без постоянного присутствия обслуживающего персонала с выводом параметров на диспетчерский пульт. Данная система регулирует работу котельной в зависимости от температуры наружного воздуха и потребности в нагрузке.

Вывод параметров на диспетчерский пульт осуществляется по средствам кабеля (не большие расстояния), телефонной линии (модем), либо выделенного GSM канала. Данные на диспетчерском пульте отражают все текущие параметры работы котельной и сигнализируют в случае отклонения от заданных параметров.

Кроме того, в котельной предусмотрена установка автоматической блочной водоподготовительной установки (Na-катионирование), система подачи и распределения газа, ГРУ (или ГРПШ), коммерческие приборы учета (тепла, газа, электроэнергии, исходной и горячей воды) изолированные самонесущие дымовые трубы (в виде опции с шумоглушителями), клапаны управления двух или трех ходовые, система автоматического пожара тушения, основанная на порошковых модулях.

3. ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ

Настоящий материал разработан на основе «Концепции реформы жилищно-коммунального хозяйства в Российской Федерации», одобренной Указом Президента Российской Федерации от 28 апреля 1997 г. N 425, Указа Президента Российской Федерации от 7 мая 2012 года N 600 "О мерах по обеспечению граждан Российской Федерации доступным и комфортным жильем и повышению качества жилищно-коммунальных услуг", а также Федерального закона об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты российской федерации, принятый Государственной Думой11 ноября 2009 года.

В соответствии с указанными документами важнейшим звеном реформирования жилищно-коммунального хозяйства должно стать снижение издержек на производство услуг. Экономической основой осуществления этого процесса является энергоресурсосбережение.

Конечной целью энергоресурсосберегающей политики в жилищно-коммунальном хозяйстве - сокращение затрат на содержание и эксплуатацию жилья и, соответственно, смягчение для населения процесса реформирования системы оплаты жилья и коммунальных услуг при переходе на режим безубыточного функционирования.

Основными методами достижения указанных целей являются:

переход к эффективным энергосберегающим архитектурно-строительным системам и инженерному оборудованию в жилищно - коммунальном строительстве;

внедрение приборного учета и регулирования потребления тепловой энергии, воды и газа, организация взаиморасчетов за потребление ресурсов по показаниям приборов;

создание экономического механизма, стимулирующего процесс энергоресурсосбережения;

совершенствование систем тарифов, стандартизации, сертификации и метрологии, направленных на энергоресурсосбережение.

.1 Общие положения программы

Энергосбережение, как новое направление в экспериментальном в строительстве, а в целом в науке и технике, появилось во всем мире после мирового энергетического кризиса 1974 года.

Нашу страну, как обладателя огромного энергетического потенциала в виде полезных ископаемых, энергетический кризис затронул мало. В то время как ведущие страны мира приложили все силы для создания энергоэффективных зданий и в целом энергоэффективных технологий, в нашей стране продолжалось строительство панельных не утепленных зданий, продолжалось сжигание твердого и газообразного топлива с низким КПД.

Но сегодня наблюдается значительное несоответствие между потребностью в топливно-энергетических ресурсов, их запасами или процентом добычи в различных регионах. Происходит ис тощение запасов топлива. С 1990 года страна в расчете на единицу национального дохода продолжает слишком много расходовать топлива, электроэнергии, металла. Энергоемкость национального дохода у нас в 2,5 раза больше, чем например в Финляндии.

В связи с перечисленными негативными явлениями в энергосбережении необходимо, чтобы максимально возможное снижение затрат энергии на работу систем теплоснабжения и вентиляции было одной из основных задач, решаемых при проектировании-и эксплуатации этих систем.

Однако экономия энергии не может быть целью, проекта: целесообразность осуществления любого энергосберегающего мероприятия должна быть экономически выгодна с хозяйственной точки зрения.

Все энергосберегающие мероприятия могут быть объединены в две группы:

Снижающие расход энергоресурсов при выполнении технологических процессов и экономящие энергоресурсы, расходуемые в жилищно-коммунальном хозяйстве и общественных зданиях и при обеспечении условий для выполнения техпроцессов.

Первая группа включает переход на энергосберегающие технологические процессы и оборудование (при их совершенствовании), утилизацию вторичных энергоресурсов для использования в технологических нуждах или для получения низкопотенциального тепла.

Во вторую группу энергосберегающих мероприятий входят использование геотермальных источников тепла, солнечной энергии и других нетрадиционных возобновляемых источников в зданиях различного назначения, оптимизация уровня тепловой защиты зданий, снижение потерь тепла неизолированными теплопроводами, повышение КПД котельных, устройство прерывистого или регулируемого в нескольких уровнях теплоснабжения, совершенствование систем отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха, диспетчеризация и автоматизация работы всех систем.

Все мероприятия, разделяют на малозатратные, среднезатратные и крупнозатратные.

В каждом конкретном случае необходимо разрабатывать систему мероприятий с учетом территориальных и климатических особенностей, с учетом планировки, архитектурного решения и назначения здания. Возможны случаи, когда мероприятие экономически целесообразное в одних условиях, окажется не эффективным в других.

Следовательно, в каждом конкретно случае необходимо проведение энергоаудита и оценку экономической целесообразности предлагаемого решения.

В проекте предлагаются решения для повышения энергоэффективности - внедрения автоматического регулирования отпуска тепла (это средне-затратное мероприятие), и системы климатизации (крупно-затратное мероприятие).

3.2 Основные направления энергоаудита

Энергоаудит - это анализ состояния существующего или проектируемого объекта или инженерной системы, с определением негативных и позитивных сторон.

Проведем анализ эффективности использования ресурсов в жилищно-коммунальном хозяйстве.

В настоящее время деятельность жилищно-коммунального хозяйства в городе Тула сопровождается очень большими потерями ресурсов, как потребляемых самими коммунальными предприятиями, так и предоставляемых потребителям воды, тепловой и электрической энергии.

Фактическое удельное потребление воды в расчете на одного жителя превышает установленные в регионах и в городах нормативы в 1,5-2 раза, а удельное потребление - в 2-3 раза.

Договоры на фактическую поставку тепла и воды, составленные на основе расчетов по нормативам, отражают объемы реализации, которые часто отличаются от фактического потребления.

На современном этапе действующий в отрасли хозяйственный механизм не стимулирует снижение затрат.

Тарифы формируются по фактической себестоимости. При этом все непроизводительные расходы, связанные с процессом производства услуг, а также потерями воды и тепла при их транспортировке, перекладываются на потребителя. В итоге происходит как завышение тарифов, так и объемов реализации.

Выход из этой ситуации может быть только один - полная или частичная замена устаревшего оборудования и изношенных основных фондов.

Но наши предприятия не имеют ни ощутимых стимулов, ни финансовых возможностей по замене фондов и оборудования. Вместо ежегодной замены 3-4% сетей перекладывается 0,3 - 0,8% их общей длины, что ведет к увеличению количества аварий и повреждений.

В существующем жилищном фонде Российской Федерации значительную долю, в некоторых регионах до 80%о, составляют дома старого сборного железобетона, являющиеся по проектным данным самыми энергорасточительными сооружениями.

Теплопотери в таких домах почти всегда на 20 - 30 % выше проектных из-за низкого качества строительства и эксплуатации.

Наиболее значительные теплопотери происходят через наружные стеновые ограждения (вспомним расчет теплопотерь), они составляют 42 и49 % для пяти- и девятиэтажных зданий, а через окна около 35%>. Дополнительные теплопотери вызывает также промерзание наружных ограждающих конструкций зданий.

Существенные потери тепла и ресурсов происходят при эксплуатации инженерных систем и оборудования.

Некоторые котельные и индивидуальные отопительные установки крайне не экономичны по использованию топлива. Существуют котельные, которые работают на твердом топливе, что требует также и больших затрат труда. Они характеризуются устаревшими конструкциями, отсутствием автоматического регулирования и средств контроля.

Во многих котельных очень плохо идет водоподготовка, что в целом увеличивает расход топлива более чем на 12,5%. В некоторых котельных водоподготовка отсутствует совсем.

Если обратить внимание на тепловые сети, то их суммарная протяженность составляет примерно 125000 км (в двухтрубном исчислении). Все эти сети имеют теплоизоляцию не высокого качества (как правило, это минеральная вата), теплопотери через которую составляют никак не меньше 15 -20%. При наружной прокладке тепловых сетей даже эта изоляция служит очень не долго, быстро разрушается под воздействием внешних факторов.

Велики также потери воды в тепловых сетях через свищи, образующиеся по причине наружной и внутренней коррозии. Потери тепла, связанные с утечками, можно оценить в 10 -15%. Резкое увеличение потерь происходит при аварии в сетях теплоснабжение при канальной прокладке или прокладке в траншеях. На определение места утечки уходит много времени.

Централизованное горячее водоснабжение осуществляется в значительной мере через центральные тепловые пункты (ДТП), обустроенные устаревшими водяными подогревателями.

Использование ЦТП для подогрева воды в системах горячего водоснабжения обуславливает значительную протяженность наружных трубопроводов от теплового пункта до жилого дома. Срок их службы из-за значительной внутренней коррозии в 2 -4 раза ниже нормативного.

Несмотря на признание необходимости энергоресурсосбережения одним из наиважнейших этапов реформы ЖКХ России, практическая реализация этого процесса сдерживается рядом нерешенных проблем:

несовершенством нормативно-правовой базы, стимулирующей политику энергоресурсосбережения и привлекающей в эту сферу отечественные и иностранные инвестиции;

неразвитостью отечественного рынка услуг по инвестированию, установке и обслуживанию энергоресурсосберегающей техники, монополизацией этой деятельности энергосберегающими организациями;

недостаточно развитыми маркетинговыми услугами в области производства специального оборудования и, как следствие - перекосами в производстве и предложении отдельных его видов;

неравномерным уровнем удовлетворения спроса на энергоресурсосберегающее оборудование в различных регионах;

искажением ценовых соотношений между стоимостью такого оборудования тарифами на энергоносители;

несовершенством механизма стимулирования и финансирования инновационных процессов в ЖКХ, в том числе - возврата кредитов.

3.3 Мероприятия по повышению энергоэффективности объекта

Учитывая требования сегодняшнего дня, при проектировании жилого квартала закладываем в проект энергосберегающие мероприятия. Цель которых в том что бы создать объект безубыточного функционирования, т.е. сократить затраты на содержание и обслуживание при повышении условий комфортности в каждом отдельно взятом помещении.

Мероприятия можно разделить на мало-, средне-, крупно-затратные. Внедрение мало-затратных мероприятий должно быть осуществлено на этапе строительства, средне- и крупно-затратных можно осуществлять поэтапно

Мало-затратные мероприятия:

утепление наружных ограждений, повышение термического сопротивления за счет использования утеплителей с коэффициентом теплопроводности не менее 0,04 Вт/м2 С,

сокращение инфильтрации, за счет применения оконных и дверных блоков с коэффициентом тепопроводности не менее 0,66 Вт/м2 С,

для монтажа системы отопления и горячего водоснабжения внутри здания применяем металлопо-лимерные трубы,

используем отопительные приборы, легкие и прочные с хорошей теплоотдачей алюминиевые радиаторы, но на вводе в здание устанавливаем фильтр дополнительной очистки и умягчение теплоносителя,

при прокладке теплопроводов в не отапливаемых помещениях, подвалах и чердаках предусматриваем тепловую изоляцию,

при прокладке теплопроводов тепловой сети применяем тепловую изоляцию с коэффициентом теплопроводности 0,05 Вт/м2 С, с предварительным нанесение на трубы (при подключении объекта к централизованному теплоснабжению протяженность тепловых сетей составляет 880 м в однотрубном исчислении),

устанавливаем теплосчетчик - расходомер на систему теплоснабжения детского сада.

К средне-затратным мероприятиям второго этапа относим:

внедрение узла регулирования отпуска тепла в местном тепловом пункте. Регулирование осуществляем в зависимости от температуры наружного воздуха, как для системы отопления, так и для горячего водоснабжения.

Приборы регулирования автоматические, оборудованы датчиками дистанционного управления, которые через управляющий блок и частотный преобразователь включают систему циркуляционных насосов фирмы «Грундфосс». Насосы имеют следующие достоинства - долговечны, низкий уровень шума, компактны, легко монтируются и обслуживаются.

Автоматический узел регулирования отпуска тепла является подготовительным этапом для внедрения системы климатизации.

К крупно-затратным мероприятиям, с учетом возможностей заказчика рекомендуем отнести монтаж системы климатизации с отключением его от централизованного теплоснабжения:

установка индивидуального напольного котла,

установка утилизаторов на систему искусственной вентиляции и геотермальную скважину радиогенного тепла,

Климатические условия города: средняя температура отопительного периода -2,9 градусов, наиболее холодного месяца -19,5 градусов, среднегодовое количество осадков 635,4 мм. Соответственно в г. Туле климатические условия составляют -3,8 градусов, -27 градусов, 502,6 мм.

В периметральной схеме, которая использована в данном здании, отопительные приборы гидравлически более зависимы, но эта схеме требует меньшего количества труб и обладает лучшей ремонтопригодностью. При этой схеме трубы укладываются в лотках и могут обслуживаться. В этом случае могут быть использованы не только металлопластиковые грубы, но и обьжновенные стальные. Независимость развязки трубопроводов от других квартир предполагает возможность индивидуального проектирования отопления каждой квартиры.

Поквартирные вводы могут объединяться коллекторами на лестничной площадке в приборном щите с поквартирными теплосчетчиками. В этом случае приборные щиты всех этажей объединяются подающим и обратным стояками системы отопления, связанные через дымовой узел учета тепла с теплосетью. Отопительные приборы каждой квартиры присоединены к подающему и обратному стоякам через поквартирный теплосчетчик, расположенный на кухне. Квартиры обслуживаются четырьмя подающими и четырьмя обратными стояками. Дополнительные стояки обслуживают лестничные клетки и лифтовой холл.

В настоящее время технологии теплоснабжения, использующие тепловые насосы, применяются практически во всех развитых странах мира. Преимущества технологий, использующих тепловые насосы, в сравнение с их традиционными аналогами связаны не только со значительными сокращениями затрат-энергий в системах жизнеобеспечения зданий и сооружений, но и с их экологической чистотой, а также новыми возможностями в области повышения степени автономности систем теплоснабжения. В России, в рамках описываемого проекта, фактически впервые была построена теплонасосная система горячего водоснабжения многоэтажного жилого дома.

Установка для подготовки горячего водоснабжения расположена в подвале здания. Она включает в себя следующие основные элементы:

парокомнрессионные теплонасосные установки (ТНУ);

баки-аккумуляторы горячей воды;

система сбора низкопотенциальной тепловой энергии фунта и низкопотенциального тепла удаляемого вентиляционного воздуха;

циркуляционные насосы, контрольно-измерительную аппаратуру.

Основным теплообменным элементом системы сбора являются вертикальные грунтовые теплообменники коаксиального типа, расположенные снаружи по периметру здания. Грунт поверхностных слоев земли фактически представляет собой тепловой аккумулятор неограниченной емкости, тепловой режим которого формируется под воздействием двух факторов: солнечной радиации и потока радиогенного тепла, поступающего из земных недр. Температурный режим слоев фунта, расположенных ниже глубин проникновения тепла солнечной радиации, формируется только под воздействием тепловой энергии, поступающей из недр земли практически не зависит от сезонных, а тем более суточных изменений параметров наружного климата. Таким образом, на сравнительно небольшой глубине от поверхности имеются слои грунта, температурный потенциал которых в холодное время года значительно выше, чем у наружного воздуха.

.4 Оценка результатов предлагаемых мероприятий

Энергетическая эффективность оценивается уровнем теплозащиты, т.е. теплоустойчивостью ограждающих конструкций.

Теплоустойчивость это свойство конструкции, определённое отношение колебаний внутренней амплитуды температур к колебаниям наружной амплитуды.

Отношение температуры внутренней к температуре внешней одинаково, когда конструкция теплоустойчива.

Для оценки энергоэффективности составляют энергетический паспорт здания - это документ, который содержит геометрические, энергетические теплотехнические характеристики и нормативные требования, определяющиеся исходя из проекта.

Пользуясь паспортом можно сравнить фактические и проектные данные, как при строительстве, так и на любом сроке эксплуатации. Удельная тепловая характеристика здания показывает соответствие общим тепловым потерям по зданию.

Тепловая эффективность здания характеризуется удельной энергией на отопление, горячее водоснабжение и т. д.

Стандарт предусматривает три уровня теплозащиты пониженный, средний в высокий.

Пониженный - когда фактический расход на 20 % ниже нормы;

Средний - расход тепловой энергии соответствует нормативам;

Высокий - показатель энергоэффективности, когда реальный выше стандартного.

Все предлагаемые мероприятии вынесенные на лист 5 ведут к повышения энергоэффективности здания.

Например установка клапана 25с991нж (КРУ) позволяет регулировать параметры теплоносителя как для всех потребителей в целом, так и для каждого потребителя в частности. Он позволяет регулировать температуру в помещение (которая необходима потребителю), количество подаваемого теплоносителя с целью экономии тепловой энергии.

Использование металлопластиковых труб позволяет снизить потери тепла на открытых участках трубопровода. Так же они более просты при монтаже отопительного оборудования.

Система горячего водоснабжения в здание является закрытой, передача теплоты осуществляется через водо - водяной теплообменник.

Система аккумулирования тепла солнечной радиации в основание здания позволяет сделать независимое здание от внешних факторов. Данные технологии в России практически не используются, так как они являются достаточно дорогими и требуют для их обслуживания квалифицированный персонал.

4. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

.1 Основные положения

Охрана окружающей среды - это комплекс мер, предназначенных для ограничения негативного влияния человеческой деятельности на живую и неживую природу.

Громадные количества СО2 потребляются при фотосинтезе и поглощаются мировым океаном. Этот газ поступает в атмосферу благодаря производственной деятельности человека. За последние 100 лет содержание СО2 в атмосфере возросло на 10%, причём основная часть (360 млрд. т) поступила в результате сжигания топлива. Если темпы роста сжигания топлива сохранятся то в ближайшие 50-60 лет количество СО2 в атмосфере удвоится и может привести к глобальным изменениям климата.

Сжигание топлива - основной источник загрязняющих газов (СО, NO, SО2). Диоксид серы окисляется О2 воздуха до SО3 в высших слоях атмосферы, который взаимодействует с парами Н2О и NH3, а образующиеся при этом H2SО4 и (NH4)2SО4 возвращаются на поверхность Земли вместе с атмосферными осадками.

В основном существуют три основных источника загрязнения атмосферы: промышленность, бытовые котельные, транспорт. Доля каждого из этих источников в общем загрязнении воздуха сильно различается. Сейчас общепризнанно, что наиболее сильно загрязняет воздух промышленное производство. Источники загрязнений - теплоэлектростанции, которые вместе с дымом выбрасывают в воздух сернистый и углекислый газ; металлургические предприятия, особенно цветной металлургии, которые выбрасывают в воздух оксиды азота, сероводород, хлор, фтор, аммиак, соединения фосфора, частицы и соединения ртути и мышьяка; химические заводы.

Вредные газы попадают в воздух в результате сжигания топлива для нужд промышленности, отопления жилищ, работы транспорта, сжигания и переработки бытовых и промышленных отходов. Атмосферные загрязнители разделяют на первичные, поступающие непосредственно в атмосферу, и вторичные, являющиеся результатом превращения последних. Основным источником пирогенного загрязнения на планете являются тепловые электростанции, металлургические и химические предприятия, котельные установки, потребляющие более 70% ежегодно добываемого твердого и жидкого топлива.

4.2 Расчет вредных выбросов и определение высоты дымовой трубы

При искусственной тяги дымовая труба выводит продукты сгорания в более высокие слои атмосферы, чтобы улучшить условия рассеивания их в воздухе до уровня концентрации, и когда они становятся безопасными для окружающей среды.

Для правильного и надежного определения высоты дымовой трубы и обеспечения допустимых концентрации вредных выбросов, необходимо рассчитать их суммарную величину.

Определяем количество смеси углерода, выбрасываемого в атмосферу при сжигании газообразного топлива, г/с, по формуле

Мсо= СН В ун (1 - q /100), (72)

где СН - коэффициент, характеризующий выходы окиси углерода при сжигании газообразного топлива, г/м;

ун - поправочный коэффициент, учитывающий влияние режима горения на выходе смеси углерода. При нормальной эксплуатации котла и нормальных значениях коэффициента избытка воздуха на выходе из топки принимаем равной 1;

В - расход топлива, мЗ/с;- потеря теплоты от механического недожога, %;

Мсо=9,3- 0,02- 1- (1-0/100)

Мсо=0,186г/с.

Определяем количество окислов азота в пересчете на NО2, выбрасываемьгх в атмосфер) при сжигании газообразного топлива, г/с, по формуле

О2 = 0,034- β1 ∙ K ∙ Вр- Qch (1-q4 /100) (1- β2 ∙ г) ∙ β3 (73)

где β1 - безразмерный поправочный коэффициент, учитывающий влияние качества сжигания топлива на выходе;- коэффициент, характеризующий выход окислов азота на 1 МДж теплоты в топливе, г/МДж;

β2- коэффициент характеризующий эффективность воздействия газов в зависимо ста от условия подачи их в топку;

г - степень рециркуляции дымовых газов, %, расхода дутьевого воздуха;

β3 - 1, для прямоточных горелок β 3=0,85, для котлов с паропроизводительностью

К - коэффициент характеризующий выход окислов азота на одну тонну сожженного условного топлива в зависимости от номинальной и действительной производительности котлов, кг/т. определяется по формуле

К = (2,5 (Q / 20)) + QНОМ, (74)

где Q и QHOM - номинальная и действительная производительность котла, Г кал/ч.

К = (2,5 (1,1/20)+1,1)= 1,24;= 0,034 ∙ 1 ∙ 1,24 ∙ 0,02- 37300 ∙ (1-0/100) ∙ (1-0) ∙ 1=31,5 г/с.

Определив количество выбрасываемых вредных выбросов, переходим к расчету высоты дымовой трубы из условия отвода газов и рассеивания их в атмосфере.

В соответствии с заданием в дипломном проекте принята к установке БМК - 5,0, в комплекте оборудования которой предусмотрена установка трех дымовых труб высотой 21 м каждая.

5. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СИСТЕМ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ И КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК

.1 Эксплуатация и технический контроль на энергетических объектах

Системы теплофикации и централизованного теплоснабжения являются важным звеном энергетического хозяйства и инженерного оборудования городов и промышленных районов. Для организации эксплуатации этих систем в крупных городах и промышленных районах создаются специальные предприятия - Тепловые сети (Теплосеть). В населённых пунктах, в которых объём работ по эксплуатации тепловых сетей недостаточен для создания специальной организации Теплосети, эта работа осуществляется одним из цехов источника теплоснабжения на правах самостоятельного подразделения.

Основной задачей эксплуатации является организация надёжной, бесперебойной подачи тепловым потребителям теплоты требуемых параметров.

Для этого необходимы:

а) согласованная работа источников теплоты, тепловых сетей и теплопотребляющих установок абонентов;

б) правильное распределение теплоносителя по потребителям и приборам теплопотребления и учёт отпущенной теплоты;

в) тщательное наблюдение за оборудованием теплоподготовительных установок источников теплоты и тепловых сетей, своевременное выявление слабых участков, их исправление или замена, систематическое проведение ревизии и ремонта оборудования, обеспечение быстрой ликвидации и локализации аварий и отказов;

г) организация систематического контроля за состоянием оборудования теплопотребляющих установок и за режимом их работы.

Постоянное внимание должно уделяться совершенствованию оборудования системы теплоснабжения, методов эксплуатации, повышению производительности труда эксплуатационного персонала, обеспечению условий для своевременной тепловой нагрузки ТЭЦ, лучшего использования теплоносителя у абонентов, увеличения комбинированной выработки электрической энергии.

Эксплуатационный персонал Теплосети должен руководствоваться в своей работе Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей, Правилами техники безопасности при обслуживании тепловых сетей, Инструкциями Главтехуправления Минэнерго РФ по эксплуатации тепловых сетей, противопожарным требованиям и другими действующими правилами, инструкциями и руководящими указаниями, издаваемыми Минэнерго РФ и Госгортехнадзором.

Сфера деятельности предприятия Теплосеть регламентируется границами обслуживания и балансовой принадлежностью участков тепловой сели.

Такими границами обычно являются, с одной стороны, запорные выходные задвижки магистрали на коллекторе источника теплоты (ТЭЦ или котельной), с другой стороны, входные задвижки теплосети на групповых или местных тепловых подстанциях промышленных предприятий и жилых микрорайонов или на абонентских вводах..

В соответствии с ГОСТ 13377-75 под надёжностью понимается способность системы выполнять заданные функции, сохраняя свои эксплуатационные показатели в заданных пределах, в течение требуемого срока работы.

Причиной нарушения надёжности системы теплоснабжения являются различные аварии и отказы.

Под аварией понимается случайное повреждение оборудования, отражающееся на теплоснабжении потребителей.

Под отказом понимается событие, заключающееся в нарушении работы оборудования. Таким образом, не всякий отказ является аварией. Аварией называется отказ, отражающийся на теплоснабжении потребителей. При современной, весьма разнообразной структуре тепловой нагрузки, обеспечиваемой единой системой теплоснабжения, тепловые сети должны находиться в работе круглосуточно и круглогодично. Выключение их из работы для проведения ремонта может допускаться только на ограниченный срок. В этих условиях особое значение приобретает надёжность системы теплоснабжения.

Наиболее слабое звено системы теплоснабжения в настоящее время - водяные тепловые сети, основная причина этого - наружная коррозия подземных теплопроводов, в первую очередь подающих линий водяных тепловых сетей, на которых приходится свыше 80% всех повреждений.

Значительную часть отопительного периода, а также в течение всего неотопительного периода температуры воды в падающей линии водяной тепловой сети поддерживаются обычно на уровне 70 -80°С. При этой температуре в условиях повышенной влажности окружающей среды 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 целесообразно в неотопительный период проводить систематическую сушку тепловой изоляции подземных теплопроводов путём эпизодического повышения температуры в подающей линии тепловой сети до 100°С 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 коррозийно-опасных участков подземных теплопроводов и устранение источников коррозии является одним из эффективных методов увеличения долговечности тепловых сетей и повышения надёжности теплоснабжения.

К ним относятся прежде всего правильный подбор, расстановка и постоянное повышение квалификации кадров. Выполнение этих мероприятий должно базироваться на научной организации труда и способствовать неуклонному повышению её производительности. Персонал котельной должен четко знать и точно выполнять все требования правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов Госгортехнадзора РФ, а также правила технической эксплуатации электростанций и сетей, правила техники безопасности при обслуживании теплосилового оборудования электростанций, правила безопасности в газовом хозяйстве и другие официальные правила и инструкции.

К самостоятельной работе в качестве машиниста котельного агрегата могут допускаться лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование, обученные по соответствующей программе и имеющие удостоверение квалификационной комиссии на право обслуживания котлов. Повторная проверка зданий этих лиц должна проводиться периодически, не реже одного раза в 12 месяцев, а также при переходе на другое предприятие или на обслуживание котлов другого типа или при переводе обслуживаемых котлов с твердого топлива на жидкое или газообразное. При переводе персонала на обслуживание котлов, работающих на газообразном топливе, проверка знаний должна производиться в порядке, установленном «Правилами безопасности в газовом хозяйстве»

Инженерно-технические работники, имеющие непосредственное отношение к эксплуатации котельных агрегатов, проходят проверку знаний правил Ростехнадзора и правил безопасности в газовом хозяйстве периодически, но не реже одного раза в три года.

Большое значение в организации эксплуатации имеют составление технически обоснованных планов работы котельных и безусловное их выполнение. Эти планы должны составляться с учетом внедрения новой техники, механизации и автоматизации производства.

Одна из основных задач в этих планах - снижение себестоимости вырабатываемого тепла за счет более полного использования внутренних резервов сокращения удельных расходов топлива. тепла, снижения потерь топлива, электроэнергии и воды, сокращение числа обслуживающего персонала за счет внедрения механизации и автоматизации технологических процессов, совмещения профессий.

Для обеспечения надежной работы оборудования котельной имеют большое значение соблюдение графиков планово-предупредительных ремонтов, своевременное обеспечение котельного хозяйства необходимыми материалами и запасными частями, а также повышенное качества ремонта и сокращение сроков простоя оборудования в ремонте.

Организация контроля работы оборудования, создание системы технического учета и отчетности - важное условие, обеспечивающее оптимальные эксплуатационные режимы работы котельной установки. Систематический контроль за исправностью работающего оборудования позволяет своевременно обнаружить повреждения и устранить их в кратчайшие сроки. В соответствии с требованиями Госгортехнадзора РФ персонал котельной обязан систематически, в установленные сроки, проверять исправное действие предохранительных клапанов, продувать манометры и водоуказательные проборы, проверять исправность всех резервных питательных насосов путем кратковременного их пуска. Контроль работы оборудования также предусматривает проверку на отсутствие парения или течи в агрегатах, арматуре и фланцевых соединениях, исправность конденсационных горшков (автоматических конденсатоотводчиков), состояние (плотность) обмуровки и исправность тепловой изоляции трубопроводов и горячих поверхностей оборудования, а также наличие смазки у вращающихся механизмов.

Автоматизация - это применение комплекса средств, позволяющих осуществлять производственные процессы без непосредственного участия человека, но под его контролем. Автоматизация производственных процессов приводит к увеличению выпуска, снижению себестоимости и улучшению качества продукции, уменьшает численность персонала, повышает надёжность и долговечность машин, даёт экономию материалов, улучшает условия труда и технике безопасности.

Автоматизация освобождает человека от необходимости непосредственного управления механизмами. В автоматизированном процессе производства роль человека сводится к наладке, регулировки, обслуживании средств автоматизации и наблюдению за их действиями.

Если автоматизация облегчает физический труд человека, то автоматизация имеет цель облегчить так же и умственный груд. Эксплуатация средств автоматизации требует от обслуживающего персонала высокой техники квалификации.

По уровню автоматизации теплоэнергетика занимает одно из ведущих мест среди других отраслей промышленности. Теплоэнергетические установки характеризуются непрерывностью протекающих в них процессов. При этом выработка тепловой и электрической энергии в любой момент времени должна соответствовать потреблению (нагрузки). Почти все операции на теплоэнергетических установках механизированы, а переходные процессы в них развиваются сравнительно быстро. Этим объясняется высокое развитие автоматизации в тепловой энергетике.

Автоматизация параметров даёт значительные преимущества:

обеспечивает уменьшение численности рабочего персонала, т.е. повышение производительности труда;

приводит к изменению характера труда обслуживающего персонала;

увеличивает точность поддержания параметров вырабатываемого пара;

повышает безопасность труда и надёжность работы оборудования;

увеличивает экономичность работы парогенератора.

Автоматизация парогенераторов включает в себя автоматическое регулирование, дистанционное управление, технологическую защиту, технологический контроль, технологические блокировки и сигнализацию.

Автоматическое регулирование обеспечивает ход непрерывно протекающих процессов в парогенераторе (питание водой, горение, перегрев пара и др.)

Дистанционное управление позволяет дежурному персоналу пускать и останавливать парогенераторную установку, а так же переключать и регулировать её механизмы на расстоянии, с пульта, где сосредоточены устройства управления.

Теплотехнический контроль за работой парогенератора и оборудования осуществляется с помощью показывающих и самопишущих приборов, действующих автоматически. Приборы ведут непрерывный контроль процессов, протекающих в парогенераторной установки, или же подключаются к объекту измерения обслуживающим персоналом или информационно-вычислительной машиной. Приборы теплотехнического контроля размещаются на панелях, щитах управления по возможности удобно для наблюдения и обслуживания.

Технологические блокировки выполняют в заданной последовательности ряд операций при пусках и остановках механизмов парогенераторной установки, а так же в случаях срабатывания технологической защиты.

Блокировки исключают неправильные операции при обслуживании парогенераторной установки, обеспечивают отключение в необходимой последовательности оборудования при возникновении аварии.

Устройства технологической сигнализации информируют дежурный персонал о состоянии оборудования (в работе, остановлено и т.п.) предупреждают о приближении параметра к опасному значению, сообщают о возникновении аварийного состояния парогенератора и его оборудования. Применяется звуковая и световая сигнализации.

Эксплуатация котлов должна обеспечивать надёжную и безопасную выработку пара требуемых параметров и безопасные условия труда персонала. Для выполнения этих требований эксплуатации должна вестись в точном соответствии с законоположениями, правилами, нормами и руководящими указаниями, в частности, в соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации паровых котлов» Ростехнадзора, «Правилами технической безопасности электрических станций и сетей». «Правилами технической эксплуатации установок и тепловых сетей» и др.

На основании указанных материалов для каждой котельной установки должны быть составлены должностные технологические инструкции по обслуживанию оборудования, ремонту, технике безопасности, предупреждению и ликвидации аварий и т.п.

Должны быть составлены технические паспорта на оборудования, исполнительные, оперативные и технологические схемы трубопроводов разного назначения. Знание инструкций, режимных карт работы котла и указанных материалов является обязательным для персонала. Знания обслуживающего персонала должны систематически проверяться.

Эксплуатация котлов производится по производственным заданиям, составленным по планам и графикам выработки пара, расхода топлива, расхода электроэнергии на собственные нужды, обязательно ведётся оперативный журнал, в который заносятся распоряжения руководителя и записи дежурного персонала о работе оборудования, а так же ремонтную книгу, в которую записывают сведения о замеченных дефектах и мероприятиях по их устранению.

Должны вестись первичная отчётность, состоящая из суточных ведомостей по работе агрегатов и записей регистрирующих приборов и вторичная отчётность, включающая обобщённые данные по котлам за определённый период. Каждому котлу присваивается свой номер, все коммуникации окрашиваются в условный цвет, установленный ГОСТом.

Установка котлов в помещении должна соответствовать правилам Ростехнадзора. требования технике безопасности, санитарно-техническим нормам, требования пожарной безопасности.

.2 Требования по технике безопасности и противопожарной защиты на энергетических объектах

На энергетических предприятиях установлена и действует четкая система подготовки и обучения персонала безопасным методам труда, подготовки рабочих мест при выполнении ремонтных и эксплуатационных работ с целью исключения производственного травматизма. Положения этой системы нашли отражение в следующих действующих нормативных документах, знание и выполнение которых являются обязательными для всего персонала энергетических предприятий:

«Руководящие указания по организации работы с персоналом на энергетических предприятиях и в организациях»;

отраслевые правила техники безопасности для персонала;

производственные инструкции и инструкции по охране труда и технике безопасности для рабочих мест на предприятиях;

«Правила Ростехнадзора»;

«Правила безопасности в газовом хозяйстве» и т. д.

Руководствуясь этими нормативными документами, работу по охране труда и технике безопасности на электростанциях возглавляют директор и главный инженер, а организуют служба или инженер по технике безопасности, начальники цехов и их заместители, инженерно-технические работники и мастера цехов и участков.

Знание, грамотное и четкое выполнение правил и производственных инструкций должны обеспечить машинистам котлов, энергоблоков и другому эксплуатационному персоналу надежную и безаварийную эксплуатацию оборудования и безопасную работу.

Производственные инструкции для отдельных рабочих мест составляются на базе многолетнего положительного опыта, накопленного передовыми предприятиями отрасли.

Системой организации ремонтных работ на электростанциях предусмотрено, что все работы на действующем или остановленном в ремонт оборудовании, когда требуется выполнение отключений, переключений и других технических мероприятий по подготовке рабочих мест к ремонту, следует выполнять по наряду.

В наряде указываются необходимые меры безопасности и лица, ответственные за безопасность работы: выдающий наряд (начальник цеха или его заместитель), руководитель работ (мастер), производитель работ (бригадир), дежурный, подготавливающий рабочее место, допускающий к работам (начальник смены цеха) и члены бригады.

За правильность, полноту мер безопасности, указанных в наряде, и их полное выполнение при подготовке рабочих мест несет ответственность выдающий наряд, руководитель работ и дежурный. За соблюдение мер безопасности в процессе работы отвечают руководитель работ, производитель работ и члены бригады.

В наряд вносится также перечень работ, время их начала и окончания. После окончания работ рабочее место убирается, производитель работ сдает наряд дежурному и наряд закрывается. Только после закрытия наряда дежурный персонал имеет право делать переключения и вводить оборудование в работу. Наряд оформляется в двух экземплярах: один экземпляр наряда постоянно до закрытия хранится у дежурного, второй - у производителя работ.

При проведении капитальных и средних ремонтов оборудования и замене крупных узлов (пароперегревателей, водяных экономайзеров, воздухоподогревателей, газоходов и др.) должен быть разработан проект организации работ (ПОР), обязательным разделом которого является

раздел по технике безопасности. В проекте указываются правила применения грузоподъемных механизмов, порядок страховки и транспортировки грузов, последовательность монтажа дополнительных временных площадок и ограждений проемов, меры безопасности при проведении совмещенных работ. Проект организации работ рассматривается и утверждается главными инженерами электростанции и ремонтного предприятия.

Обязательными для всего персонала электростанций являются действующие отраслевые «Правила техники безопасности при эксплуатации теплотехнического оборудования электростанций и тепловых сетей», знание которых проверяется у рабочего и дежурного персонала ежегодно. В этих правилах отражены требования к оборудованию, к территории предприятий, изложены правила безопасности труда при выполнении встречающихся видов работ, учтены требования Госгортехнадзора, санитарных норм и других руководящих материалов.

Помещения котельных и турбинных цехов электростанций по опасности поражения людей электрическим током относятся к помещениям с повышенной опасностью. Все электродвигатели, электрические сборки, щиты, оболочки кабелей должны иметь надежные заземления, присоединенные к стационарному контуру заземления. При производстве ремонтных работ на вращающихся механизмах (насосах, мельницах и т. д.) питающие кабели должны быть отсоединены и на них наложено переносное заземление.

Если кабели от электродвигателей не отключаются, переносные заземления накладываются в сборках на масляных выключателях, рубильниках, автоматах и принимаются другие меры, препятствующие ошибочному включению отключающегося устройства (запирание рукояток на замок, установка изолирующих прокладок, вывешивание запрещающих плакатов и т.д.).

Стационарное освещение помещений и площадок обслуживания котлов выполняется напряжением 220В закрытыми светильниками на высоте, недоступной для персонала. Переносное освещение при производстве ремонтных работ допускается только на напряжение 12В.

Производственный персонал электростанций должен быть практически обучен приемам освобождения человека, попавшего под напряжение, от действия электрического тока и оказания ему доврачебной помощи. Если пострадавший не дышит или дышит слабо, редко, судорожно, необходимо делать искусственное дыхание. Самым эффективным считается способ искусственного дыхания с одновременным наружным массажем сердца, изучаемый на специальных манекенах.

Характерными травмами в котельных являются ожоги горячей водой, паром, горячей пылью, падение людей с высоты, различные ушибы.

Причинами травматизма являются преимущественно нарушения правил безопасности: люди падают с высоты при неогороженных проемах, пользуясь случайными подставками, вставая на перила и ограждения и т. д. На людей падают предметы и инструмент, брошенные без надзора на площадках или недостаточно закрепленные, неправильно застропленные, уложенные на случайные подставки. Причинами ожогов могут быть плохо опорожненные от горячей воды и пара участки трубопроводов и сосудов, незалитая тлеющая пыль, случайные выбросы воды, пара, пыли.

На каждом предприятии должен быть оперативный план пожаротушения, один экземпляр которого передается в закрепленную пожарную часть для руководства при возможных пожарах и отработки взаимодействия с персоналом электростанции при проведении совместных учений.

За электростанциями закрепляются группы инженеров по пожарной профилактике из состава военизированных или профессиональных пожарных частей, которые осуществляют постоянный надзор за ведением огневых работ в цехах электростанции в соответствии с инструкцией. В этой инструкции излагаются требования ведения электросварочных, газосварочных, газорезных, паяльных и других огневых работ с применением открытого огня в производственных, складских и других помещениях электростанций и на территории объекта. В ней также определяются: постоянные места для проведения огневых работ и их оборудование, порядок проведения временных огневых работ при ремонтах оборудования и организация надзора за их ведением, технические и организационные мероприятия, обеспечивающие пожарную безопасность на объекте, порядок контроля огневых работ органами пожарной охраны объекта, ответственность персонала за нарушение правил пожарной безопасности.

6. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

.1 Предпринимательство в сфере ЖКХ

котельная тепловой теплонабжение

Реформа жилищно-коммунального хозяйства идет в России уже 15-й год, однако что она собой представляет, жители страны, по сути, не знают. Подавляющее большинство россиян ассоциируют реформу ЖКХ с постоянным повышением тарифов на коммунальные услуги и постепенным переходом на их 100-процентную оплату.

Между тем эта реформа была задумана с целью привлечения значительных средств на реконструкцию основных жилищно-коммунальных фондов, изношенность которых составляет свыше 60 %. В качестве основных задач реформирования правительством обозначены демонополизация коммунального сектора и привлечение на рынок частных компаний, которые должны будут составить конкуренцию государственным ДЕЗам и ЖЭКам. Среди других задач - стимулирование владельцев квартир к созданию товариществ собственников жилья (ТСЖ), передача управления зданиями на конкурсной основе управляющим компаниям, совершенствование тарифного регулирования, повышение эффективности расходования средств бюджета, выделяемых на нужды ЖКХ.

Запланировано, что к 2010 г. большая часть жилого фонда должна быть приватизирована, а в качестве структур ЖКХ должны остаться только ТСЖ и выбранные на конкурсе управляющие компании.

Основными целями реформирования ЖКХ являются:

обеспечение условий проживания, отвечающих стандартам качества;

снижение издержек производителей услуг и, соответственно, тарифов при поддержании стандартов качества предоставляемых услуг;

смягчение для населения процесса реформирования системы оплаты жилья и коммунальных услуг при переходе отрасли на режим безубыточного функционирования.

Но и сегодня, состояние жилищного фонда и всей коммунальной инфраструктуры Российской Федерации по-прежнему остается неудовлетворительным. В сфере ЖКХ сложилась следующая ситуация:

велик (70-75 %) износ основных фондов;

около 5 % жилых домов и зданий инфраструктуры подлежат сносу;

медленно идет процесс коммерциализации;

финансовое состояние предприятий и организаций ЖКХ не соответствует требованиям рыночной экономики;

у организаций ЖКХ имеется большая кредиторская и дебиторская задолженность;

велика доля бюджетного финансирования при недостаточности доли населения - реального потребителя коммунальных услуг;

частные инвесторы не спешат взять на себя функции управления производством коммунальных услуг из-за убыточности большинства предприятий и организаций и неопределенности с источниками их финансирования.

Основными источниками финансирования организаций ЖКК России являются:

платежи коммерческих предприятий, пользующихся услугами ЖКХ;

платежи бюджетных организаций - потребителей коммунальных услуг;

платежи граждан - потребителей коммунальных услуг;

дотации федерального бюджета;

дотации региональных бюджетов.

До реформы платежи населения на содержание ЖКХ составляли 4 %, платежи предприятий и организаций - 20 %, остальными финансовыми источниками предприятий жилищно-коммунального комплекса были бюджетные, т.е. государственные, финансы. Таким образом, за потребляемые населением жилищно-коммунальные услуги расплачивалось государство. За период реформы ЖКХ структура источников финансирования предприятий отрасли изменилась, в конце 2006 г. платежи населения в составе финансов ЖКХ составили 80 %. Однако проблемы оптимизации состава и структуры финансов ЖКХ пока не решены, а реформирование финансовых взаимоотношений в отрасли должно быть продолжено.

Предприятия ЖКХ по-прежнему остаются одним из крупнейших бюджетополучателей. Во многих городах и муниципальных образованиях эти расходы составляют до 40 % от бюджетов.

Преобразования жилищно-коммунальной отрасли - важнейшая составляющая всего комплекса проводимых государственных реформ. Трудно назвать еще одну отрасль, где так тесно переплелись финансовые, технические, социальные, политические аспекты, непосредственно затрагивающие интересы каждого жителя.

Анализ актуальности широкого круга вопросов реформирования ЖКХ, таких как состояние жилищного фонда, обновление производственно-технической базы предприятий коммунального хозяйства, экономия теплоэнергоресурсов, обеспечение должного уровня качества жилищно-коммунальных услуг и приемлемых расценок на них в соответствии с уровнем доходов населения, свидетельствует о том, что все они являются первоочередными и требуют комплексного подхода к своему решению.

Первоначальная цена к окончанию строительства будет несколько выше в связи с инфляцией. Возможны несколько вариантов формирования цены:

а) контрактная цена окончательная:

Цб-Цин = Цк (75)

где - Цб - базисная цена работ (объекта);

Цин - увеличение цены за счет инфляции;

Цк - цена контракта.

В этом случае имеет место выигрыша или проигрыша в зависимости от экономических условий периода осуществления строительства. При идеальных условиях стороны не несут никакого ущерба.

б) цена контракта скользящая:

Цб+Цу = Цк (76)

где Цк - прирост цены в конкретном временном интервале с учетом инфляции.

В этом случае расчет будет производиться по текущему уровню цен. Формирование контрактной цены, как правило, осуществляется на основе данных о рыночной цене строительной продукции по договоренности между заказчиком и подрядчиком. При этом рыночная цена представляет собой среднюю стоимость строительства (реконструкции, ремонта) зданий и сооружений в конкретный период строительства на определенном рынке.

По условиям формирования рыночные цены подразделяются на следующие виды:

в условиях свободной конкуренции - свободная рыночная цена;

в условиях монопольного положения субъекта инвестиционной деятельности монопольная рыночная цена (высокая или низкая);

в условиях сознательного занижения в сравнении с рыночным уровнем цен демпинговая цена;

в условиях государственного регулирования цен - регулируемые (твердо установленной величины) - фиксированные; ограниченные пределами (верхним или нижним) - предельные.

Кроме того, при формировании цены следует учитывать предусмотренные авансовые платежи в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации «Об авансировании работ на объектах строительства для Федеральных государственных нужд» от 22.06.1994г. № 745.

Сметная стоимость, определяемая по локальной смете, складывается из прямых затрат, накладных расходов и сметной прибыли

Ссмр = ПЗ+НР+СП. (77)

Прямые затраты определяются по сметно-нормативным сборникам ТЕР-2001. ФЕР-2001 и ГЭСН-2001 в ценах 2000г., а затем индексируются в современные цены. Подсчитывается трудоемкость.

Прямые затраты складываются из стоимости строительных материалов, изделий и конструкций (М), заработной платы основных рабочих (30С1|). затрат на эксплуатацию строительных машин и механизмов (Эмм)

ПЗ = М + 3осн + Эмм (78)

Накладные расходы и плановые накопления определяются в процентах от заработной платы рабочих-строителей и машинистов по МДС 81-4.99 и МДС 81-25.2001 соответственно.

Определение потребности в кадрах ведется раздельно по всем группам персонала. При планировании численности рабочих формируется списочный и явочный составы.

Определяем рабочее время, характеризующее количество дней и часов, которые может отработать один рабочий в плановом периоде, по формуле

Ткал - Тпразд - Твых - Н (79)

Ткал - количество дней;

Тпраздн - количество праздничных дней;

Твых - количество выходных дней;

Н - дни невыхода на работу.

Работу будем производить в марте и апреле месяцах, тогда

(31+30)-0-8-0=53 дня.

Рассчитываем численность рабочих, чел/час, по формуле

где Тр - трудоемкость, чел/час;б - расчетное количество рабочих дней.= = 4.76 ≈ 5 чел.

Рассчитываем выработку на одного рабочего, руб.. по формуле

где Ссмр - Стоимость строительно-монтажных работ.

В = = 13 54969.45 руб.

Рассчитываем среднемесячную заработную плату, руб.. по формуле

ЗПср =, (82)

где ФОТ - фонд оплаты труда; - количество рабочих.

ЗПср = = 37038,94руб

Рассчитываем удельный вес заработной платы в стоимость выполненных работ. %. по формуле:

Рассчитываем фонд мастера, руб., по формуле

ФЗЛмаст=ФОТ0,03. (83)

Ф ЗПмаст = 185194.68- 0,03 =5555.84 руб.

6.2 Порядок определения стоимости работ

Для определения сметной стоимости строительства зданий и сооружений или их очередей составляется сметная документация, состоящая из локальных смет, локальных сметных расчетов,

объектных смет, объектных сметных расчетов, сметных расчетов на отдельные виды затрат, сводных сметных расчетов стоимости строительства, сводок затрат и др.

Сметная документация составляется в установленном порядке независимо от метода осуществления строительства - подрядным или хозяйственным способом.

Локальные сметы являются первичными сметными документами и составляются на отдельные виды работ и затрат по зданиям и сооружениям или по общеплощадочным работам на основе объемов, определившихся при разработке рабочей документации (РД). рабочих чертежей.

Локальные сметные расчеты составляются в случаях, когда объемы работ и размеры затрат окончательно не определены и подлежат уточнению на основании РД. или в случаях, когда объемы работ, характер и методы их выполнения не могут быть достаточно точно определены при проектировании и уточняются в процессе строительства.

Объектные сметы объединяют в своем составе на объект в целом данные из локальных смет и являются сметными документами, на основе которых формируются договорные цены на объекты.

Объектные сметные расчеты объединяют в своем составе на объект в целом данные из локальных сметных расчетов и локальных смет и подлежат уточнению, как правило, на основе РД.

Сметные расчеты на отдельные виды затрат составляются в тех случаях, когда требуется определить, как правило, в целом по стройке размер (лимит) средств, необходимых для возмещения тех затрат, которые не учтены сметными нормативами (например: компенсации в связи с изъятием земель под застройку; расходы, связанные с применением льгот и доплат, установленных правительственными решениями, и т. п.).

Сводные сметные расчеты стоимости строительства предприятий, зданий и сооружений (или их очередей) составляются на основе объектных сметных расчетов, объектных смет и сметных расчетов на отдельные виды затрат.

Сводка затрат - это сметный документ, определяющий стоимость строительства предприятий, зданий, сооружений или их очередей в случаях, когда наряду с объектами производственного назначения составляется проектно-сметная документация на объекты жилищно-гражданского и другого назначения.

Одновременно со сметной документацией по желанию пользователя в составе проекта и РД могут разрабатываться ведомость сметной стоимости строительства объектов, входящих в пусковой комплекс, и ведомость сметной стоимости объектов и работ по охране окружающей среды.

Ведомость сметной стоимости объектов, входящих в пусковой комплекс, составляется в том случае, когда строительство и ввод в эксплуатацию предприятия, здания и сооружения предусматривается осуществлять отдельными пусковыми комплексами. Эта ведомость включает в себя сметную стоимость входящих в состав пускового комплекса объектов, а также общеплощадочных работ и затрат.

Ведомость сметной стоимости объектов и работ по охране окружающей природной среды составляется в том случае, когда при строительстве предприятия, здания и сооружения предусматривается осуществлять мероприятия по охране окружающей природной среды. В ведомость включается только сметная стоимость объектов и работ, непосредственно относящихся к природоохранным мероприятиям.

6.3 Составление сметы затрат на производство работ

Сметная стоимость строительства - это сумма денежных средств, необходимых для его осуществления в соответствии с проектными данными.

Сметная стоимость является основой для определения капиталовложений, финансирования строительства, формирования свободной (договорной) цены на строительную продукцию.

Сметная стоимость строительства в соответствии с технологической структурой капиталовложений определяется последующим элементам:

строительные работы (общестроительные, санитарно-технические, специальные);

монтажные работы (электротехнические, установка и монтаж оборудования):

затраты на оборудование, мебель, инвентарь;

прочие затраты (проектно-сметная документация, содержание технологического надзора)

6.4 Определение экономической эффективности

Расчёт экономической эффективности от сокращения сроков монтажа определяется по формуле:

Эпр=Кп НР (1-Тфакт/Тпл), (84)

где Эпр - экономия условно - постоянной накладных расходов при сокращении продолжительности строительства;

Кп- коэффициент учитывающий удельный вес условно постоянной части накладных расходов принимаем 0.5;- накладные расходы;

Тфакт - фактическая продолжительность строительного участка;

Тпл - плановая продолжительность строительного участка.

Эпр = 0,5 218529,72 (1-53/61);

Э =14329,82 руб.

Вывод: Расчет показал, что резерв эффективности по снижению накладных расходов будет равен 13915,04 рублей.

6.5 Технико-экономические показатели

Таблица 14 - Технико-экономические показатели строительного участка

ПоказательЕдиница измеренияКоличество1231 Объем работ, выполненных собственными силамируб6774847.262 Численность рабочихчел53 Выработка одного рабочегоруб1354969.454 Фонд заработной платы рабочихруб185194.68Продолжение таблицы 181235 Удельный вес заработной платы%2.736 Себестоимость работруб6654470.727 Среднемесячная заработная платаруб37038.947. СТАНДАРТИЗАЦИЯ И МЕТРОЛОГИЯ

Основным принципом стандартизации проектной документации является разработка, и внедрение единых правил комплектования, и оформление проектной документации.

Одна из задач - использование установленных единых терминов и обозначений в области проектирования и строительства.

В проекте используются следующие государственные стандарты по основным правилам оформления проектной документации:

ГОСТ 21.105-95ГОСТ21.101 -93

ГОСТ 2.301-68*ГОСТ 2.302-68

ГОСТ 21.101 -97ГОСТ 2.303-68

ГОСТ 21.206-93ГОСТ 2.304-81

ГОСТ 21.110-95ГОСТ 2.307-68

ГОСТ 25365 - 82

Все системы жилых и общественных зданий нуждаются в постоянном контроле, но различным качественным и количественным показателям.

С этой целью устанавливаются контрольно-измерительные приборы: манометры, термометры, электронный регулятор температуры для автоматического поддержания заданной температуры воды, а также программного снижения температуры.

Контрольно-измерительные приборы требуют метрологической проверки, то есть установления, правильного ведения измерения в соответствии со стандартными. Проверка выполняется в государственных или ведомственных организациях метрологической службы.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.СНиП 2.07.01 - 89 Градостроительство. Планировка и застройка городских и сельских поселений. - М: ГП ЦПП. 1994.

2.СНиП 23-01-99. Строительная климатология. - М: Госстрой РФ. 1999.

.СНиП 41-02-2003. Тепловые сети. - М: Госстрой РФ. 2003.

.СНиП 41-03-2003. Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов. - М: Госстрой РФ. 2003.

.СНиП 1 1-35-76. Котельные установки. - М.: Стройиздат. 1977.

.Водяные тепловые сети: Справочное пособие по проектированию. Н.В. Беляйкина. Под ред. Н.К. Громова, Е.П. Шубина. 1988.

.Наладка и эксплуатация водяных тепловых сетей: Справочник. В.Н. Манюк. М.: Стройиздат. 1988.

.Руководство по проектированию тепловых пунктов. - М: Стройиздат. 1983. 72 с.

.Зингер Н.М. Гидравлические и тепловые режимы теплофикационных сетей. М: Энергоатомиздат. 1986.

.Теплоснабжение: Учебное пособие для студентов ВУЗов. В.Е. Козин. - М: Высшая школа, 1980.

.Турчак Л.И. Основы численных методов. М.: Наука, 1987.

.Справочник строителя тепловых сетей. Под ред. СЕ. Захаренко. - М: Энергоатомиздат, 1984.

.Шумов В.В. Компенсаторы для трубопроводов тепловых сетей. - Л: Энергоатомиздат. Ленинградское отделение, 1990.

.Эстеркин Р.И. Котельные установки. Курсовое и дипломное проектирование: Учебное пособие для техникумов. - Л.: Энергоатомиздат. 1989.

Система теплоснабжения предназначена для удовлетворения нужд граждан в отоплении, вентиляции и обеспечении горячей водой. Она должна быть организована в соответствии с установленными требованиями. Ключевые предписания присутствуют в законе № 190-ФЗ . Рассмотрим некоторые его положения.

Общая характеристика

Указанный выше федеральный закон определяет юридическую основу экономических отношений, которые обусловлены производством, потреблением, передачей теплоэнергии, тепломощности, теплоносителя с применением систем теплового снабжения от источника к конечному потребителю. Положения документа регламентируют полномочия органов госвласти и территориального управления по регулированию и контролю в данной сфере. Закон № 190-ФЗ также устанавливает обязанности и права пользователей энергии и обслуживающих предприятий.

Особенности обеспечения

Как показывает практика, потребление тепла осуществляется более неравномерно, чем использование горячей воды. Это обуславливается сезонностью подачи энергии гражданам. Так, в летнее время помещения не отапливаются, однако горячая вода используется. Длительность сезона подачи тепла устанавливается в зависимости от климатических условий. В качестве источников энергии могут выступать котельные и электростанции. Горячая вода является теплоносителем. К ее чистоте предъявляются высокие требования. Они связаны с тем, что при повышенной температуре примеси выпадают в осадок, вследствие чего сети теплоснабжения выходят из строя. Для предотвращения таких ситуаций у источников энергии устанавливаются сложные сооружения химической очистки.

Система теплоснабжения

В ее состав входит источник энергии, передающие элементы и устройства, потребляющее оборудование. Системы теплоснабжения классифицируются по различным признакам. В качестве критериев выступают:

1. Степень централизации. Различают централизованные и децентрализованные системы. В последних подача энергии осуществляется от мелких
2. Род теплоносителя. По этому критерию различают водяные и паровые установки.
3. Методы выработки энергии. Теплоснабжение города может осуществляться комбинированным либо раздельным способом. В первом случае нагрев воды производится совместно с выработкой электроэнергии.
4. Метод подачи воды. Она может осуществляться открытым способом. В этом случае вода направляется к водоразборным приборам непосредственно из теплосети. Подача может быть и закрытой. В таком случае вода из теплосетей применяется только в качестве греющей среды для бойлеров. Из них она поступает в местную магистраль.
5. Число трубопроводов. Теплосети могут быть одно-, двух- и многотрубными.
6. Метод обеспечения пользователей энергией. Схемы теплоснабжения могут быть одно- и многоступенчатыми. В первом случае потребители подсоединяются непосредственно к магистрали. Многоступенчатые предполагают установку контрольно-распределительных и центральных пунктов. По требованию пользователей в них может корректироваться температура воды.

Схемы теплоснабжения: типы

Существует два способа подачи сырья. В первом случае теплоноситель для горячей воды и отопления поступает по одному трубопроводу. В такой ситуации по обратной магистрали идет меньше сырья, чем по прямой. Для второй устанавливается трубопровод только для отопления. Горячую воду пользователи получают непосредственно в своих помещениях, нагревая ее бойлерами или иными установками. В качестве источника энергии в этом случае может выступать вода из системы отопления или другое топливо, к примеру, газ. В настоящее время в некоторых населенных пунктах газовые котлы установлены практически в каждой квартире.

Современная инфраструктура

В настоящее время новой планировки осуществляется, как правило, с помощью сложных инженерных сооружений. В их состав включены компенсаторы, которые воспринимают температурные удлинения, регулирующее, отключающее, предохранительное оборудование. Последнее устанавливается в специальных павильонах или камерах. Современное включает в себя насосные станции, районные энергетические пункты и проч.

Существующие сложности

В настоящее время специалисты обозначили круг проблем, которые затрудняют создание эффективного механизма теплоснабжения в городах. К таким сложностям относят:

1. Существенный моральный и оборудования.
2. Высокая степень потерь в магистралях.
3. Массовое отсутствие у граждан учетных приборов и регуляторов.
4. Завышенные оценки тепловой нагрузки.
5. Пробелы в нормативно-правовой базе.

Все эти вопросы требуют скорейшего решения.

Актуализация схемы теплоснабжения

Развитие объектов инфраструктуры в населенных пунктах направлено на удовлетворение потребностей населения наиболее экономичными методами при минимальном негативном влиянии на природу. Данная деятельность осуществляется согласно схеме теплоснабжения. Она должна соответствовать документации территориального планирования, проекту размещения объектов в границах населенного пункта. Органами, уполномоченными законодательством, ежегодно осуществляется разработка, утверждение и . В документации должны присутствовать:

Ключевые показатели

В процессе разработки схемы теплоснабжения необходимо обеспечить ее безопасность. Она определяется показателями:

1. Резервирования.
2. Бесперебойной работы и надежности источников, оборудования.

В системе должен обеспечиваться баланс энергии и нагрузки с учетом резервирования и в расчетных, и в вероятных погодных условиях. При этом во внимание принимается наличие запасных источников энергии, принадлежащих пользователям.

Правила

Требования, предъявляемые к содержанию схем, а также порядок их разработки устанавливается актами, утвержденными правительством. Территориальные правила, принятые в соответствии с этими документами, должны обеспечить открытость процедуры, участие в ней представителей обслуживающих предприятий и потребителей. В качестве ключевых критериев принятия решения относительно развития схемы теплоснабжения выступают:

1. Гарантия надежности поступления энергии к пользователям.
2. Минимизация расходов.
3. Приоритет комбинированного метода выработки электро- и теплоэнергии. При этом принимается во внимание экономическая обоснованность соответствующего решения.
4. Учет инвестиционных проектов организаций, ведущих регулируемую деятельность в области теплоснабжения, энергосбережения и повышения энергоэффективности предприятий, а также проектов регионального и муниципального значения.
5. Согласование документации с другими программами развития инженерно-технической инфраструктуры, в том числе связанной с газификацией.

Дополнительно

При реализации проекта по увеличению мощности источников энергии не за счет тарифов, оплаты за подключение к магистрали либо бюджетных средств поставки допускается осуществлять по ценам, установленным соглашением. При этом должен быть договор с потребителями на период, не превышающий 12 мес. Величина, на которую была повышена мощность, должна быть согласована с регулирующим органом. Органам местного самоуправления исполнительные региональные структуры формируют Его составление осуществляется по форме и в порядке, утвержденном федеральным институтом власти, имеющим полномочия на реализацию госполитики в области теплоснабжения.