«Д. Б. Вафин ЭНЕРГООБЕСПЕЧЕНИЕ ПРЕДПРИЯТИЙ УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ Нижнекамск 2013 УДК 621.31 В 23 Печатается по решению редакционно-издательского совета Нижнекамского химико-технологического института (филиала) ФГБОУ ВПО КНИТУ ...»

МИНОБРНАУКИ РОССИИ

Нижнекамский химико-технологический институт (филиал)

федерального государственного бюджетного образовательного

учреждения высшего профессионального образования

«Казанский национальный исследовательский

технологический университет»

Д. Б. Вафин

ЭНЕРГООБЕСПЕЧЕНИЕ ПРЕДПРИЯТИЙ

УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ

Нижнекамск 2013 УДК 621.31 В 23 Печатается по решению редакционно-издательского совета Нижнекамского химико-технологического института (филиала) ФГБОУ ВПО «КНИТУ»

Рецензенты:

Дмитриев А.В, доктор технических наук, Визгалов С.В., кандидат технических наук Вафин, Д. Б.

В 23 Энергообеспечение предприятий: учебное пособие / Д.Б. Вафин.

Нижнекамск: НХТИ (филиал) ФГБОУ ВПО «КНИТУ», 2013. 104 с.

Данное учебное пособие является систематизацией материалов односеместрового курса лекций, читаемого автором. Дается краткое изложение современного понимания систем энергоснабжения как целого комплекса систем, включающих энергетические объекты, объединенные для обеспечения народного хозяйства всеми видами энергии. Приведены методики составления энергобалансов, теплового гидравлического расчета и проектирования систем теплоснабжения. Освещены вопросы электроснабжения промышленных предприятий. Рассмотрены структура электрического хозяйства и уровни системы электроснабжения. Описаны параметры электропотребления и расчетные коэффициенты. Затронуты проблемы расчета электрических нагрузок, проектирования цеховых трансформаторных подстанций, компенсации реактивной мощности.

Для студентов высших учебных заведений, изучающих дисциплину «Энергоснабжение промышленных предприятий».

Д.Б. Вафин, Нижнекамский химико-технологический институт (филиал) ФГБОУ ВПО «КНИТУ»,

СОДЕРЖАНИЕ

Условные сокращения

Введение

1. Энергетическое и тепловое снабжение промышленных предприятий.. 1.1. Сведения об энергообеспечении предприятий

1.2. Системы теплоснабжения промышленных предприятий

1.3. Расчет теплового потребления

1.3.1. Расчет отпуска тепла на отопление

1.3.2. Теплопередача через ограждения

1.3.3. Расчет поступлений теплоты в помещения

1.3.4. Расчет теплоты на вентиляцию

1.3.5. Определение количества отопительных приборов

1.4. Круглогодичная тепловая нагрузка

1.5. Тепловые схемы источников теплоснабжения

1.6. Водяные системы теплоснабжения

1.7. Режимы регулирования систем теплоснабжения

1.8. Гидравлические расчеты систем теплоснабжения

2. Электроснабжение промышленных предприятий

2.1. Электрическое хозяйство потребителей

2.2. Промышленное электропотребление и количественное описание электрического хозяйства

2.3. Уровни системы электроснабжения

2.4. Параметры электропотребления и расчетные коэффициенты

2.5. Расчет электрических нагрузок

2.6. Проектирование цеховых трансформаторных подстанций............... 2.7. Компенсация реактивной мощности

2.8. Выбор схемы сети для внутреннего электроснабжения предприятия.. 2.9. Электрический расчет кабельных линий

2.10. Качество электрической энергии

Список использованной литературы

Приложения

УСЛОВНЫЕ СОКРАЩЕНИЯ

АИ – автоматические инверторы НН – низкое напряжение ВЭР – вторичные энергетические РП – распределительные подстанции ГРП – газорегуляторные пункты РУ – распределительное устройство ГРУ – газорегулирующие установки СКВ – симметричный компенсиро-ГСС – газосмесительные станции ванный выпрямитель ГТП – групповые тепловые пункты СКП – симметричный компенсироГТУ – газотурбинная установка ванный преобразователь ЗИ – зависимые инверторы (для из- СНП – симметричный некомпенсироменения частоты) ванный преобразователь ЗРУ – закрытое распределительное ТКРМ – тиристорный компенсатор ИТП – индивидуальные тепловые ТС – теплоснабжение конденсаторные установки ТЭЦ – теплоэлектроцентраль КЛ – кабельные линии ТП – трансформаторные подстанции КРМ – компенсаторы реактивной ЦТП – центральные тепловые пункты КРУЭ – комплектное распредели- ШОС – шинопровод осветительный тельное устройство с элегазо- ШРМ – распределительный шиновой изоляцией провод с медными жилами КТП – комплектные трансформа- ЭП – электроприемник КУ – компенсирующее устройство ЛЭП – линия электропередачи

ВВЕДЕНИЕ

Энергетика является одной из ключевых отраслей экономики.

Расходы на энергетические ресурсы (ЭР) современного промышленного предприятия является одной из основополагающих статей. Размер ее зависит от номенклатуры выпускаемой продукции, оборудования и от организации взаимодействия источников ЭР и их потребителей. Теплоэнергетическая система промышленного предприятия (ТЭС ПП) представляет собой сложное образование, предназначенное для обеспечения потребителей ЭР всех требуемых видов.

Установлено, что для преодоления экономических проблем и развития производства, ежегодный темп роста потребления (а значит и производства) энергии должен составлять почти 5 %. Достаточно быстро увеличить выработку энергии (электрической и тепловой) позволят не только строительство и реконструкция традиционных крупных ТЭЦ и ТЭС, но и новые технологии с использованием энергоисточников малой и средней мощностей (1 – 50 МВт). Другим, не менее важным направлением реформирования отечественной энергетики, является самое широкое внедрение во всех областях производства энергосберегающих технологий и оборудования.

Одним из основных направлений повышения эффективности использования ЭР является комбинирование энерготехнологических процессов, чтобы технологическая система одновременно служила и производителем продукции, и источником ЭР.

В России уже более 80 лет существует электроэнергетическая система, которая объединяет в своем составе большую часть электрических станций в единую сеть, обеспечивающую потребителей электрической энергией. Создание такой системы позволило использовать в максимальной степени те генерирующие мощности, на которых тепловая энергия с наибольшей эффективностью преобразовывалась в электрическую энергию.

Наряду с системой электроснабжения существуют и системы снабжения потребителей и тепловой энергией. Ее поставляют в виде перегретого пара и горячей воды на промышленные технологические процессы, а также на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. Совокупность источников тепла и трубопроводов, обеспечивающих отпуск потребителям пара и горячей воды, называют системой теплоснабжения.

Под системой энергоснабжения понимают совокупность источников тепловой и электрической энергии и элементов, обеспечивающих транспорт ее к потребителю.

1. Энергетическое и тепловое снабжение промышленных предприятий 1.1. Сведения об энергообеспечении предприятий Энергоснабжение это обеспечение потребителя всеми видами энергии и энергоносителей, необходимыми для его нормальной работы.

Энергоносители, которые используются в настоящее время или могут быть полезно использованы в перспективе, принято называть энергоресурсами. Энергорссурсы делятся на основные или первичные и вторичные (ВЭР). К основным энергорссурсам относятся:

а) твердое топливо (угли, сланцы, торф); б) жидкое топливо (нефть и ее производные стабилизированная нефть, мазут, соляровое масло, раздельное топливо, керосин и др.); в) газообразное топливо (природный газ, попутный газ, газ газоконденсатных месторождений, искусственные горючие газы); г) водяной пар различных параметров; д) горячая вода;

е) холодная вода; ж)воздух; з) продукты разделения воздуха (азот, кислород); и)холодоноситель; к) водород.

Под вторичными энергоресурсами понимают энергетические ресурсы, получаемые в виде побочных продуктов основного производства. ВЭР подразделяются на горючие и негорючие. К горючим ВЭР относятся доменный и коксовый газы, биогаз и др.

Негорючие ВЭР делят на тепловые и ВЭР давления. К тепловым ВЭР относятся физическая теплота доменного и коксового газов, теплота горючих шлаков и кокса в коксохимических батареях, теплота дымовых газов, уходящих из котельных установок и промышленных печей и др., а к ВЭР давления давление газов, выходящих из газовых турбин.

Для большинства предприятий основными видами энергоснабжения являются электро-, тепло- и водоснабжение. Для крупных предприятий, имеющих собственные котельные или электростанции, необходимым является также топливоснабжение. В зависимости от применяемых технологий предприятия могут также нуждаться в снабжении их воздухом, холодом и продуктами разделения воздуха.

Устройства и установки, предназначенные для снабжения предприятия необходимыми видами энергии и энергоносителей, образует систему энергоснабжения предприятия.

Энергоснабжение делится на внешнее и внутреннее. Под внешним энергоснабжением понимается снабжение потребителя от внешних источников, под внутренним от внутренних общезаводских или цеховых источников энергии. Внешнее энергоснабжение обычно включает в себя электроснабжение, водоснабжение и топливоснабжение, а для малых и мелких предприятий и теплоснабжение. Внутреннее энергоснабжение может включать в себя воздухоснабжение, кислородо- и азотоснабжение, холодоснабжение, а на крупных и средних предприятиях также электро-, тепло- и водоснабжение.

В зависимости от того, как осуществляется электро- и теплоснабжение, энергоснабжение принято делить на централизованное, местное (автономное), смешанное, комбинированное, раздельное.

В случае, когда снабжение электрической и тепловой энергией осуществляется только от внешних источников, энергоснабжение принято называть централизованным. Как правило, централизованное энергоснабжение характерно для средних, малых и мелких предприятий. На таких предприятиях топливоснабжение вообще может отсутствовать, а в случае, когда оно осуществляется, выполняется как газоснабжение для бытовых нужд. При питании от местных источников электрической и тепловой энергии принято говорить о местном (автономном) энергоснабжении. Это определение является несколько условным, так как топливоснабжение при этом осуществляется от внешних источников. Автономное энергоснабжение применяется в тех случаях, когда предприятие сооружается вдали от мест, по которым проложены тепловые и электрические сети.

В случае, когда предприятие получает от одного внешнего источника несколько видов энергии, централизованное энергоснабжение называют комбинированным.

Если электрическую и тепловую энергию предприятие получает от разных внешних источников (электрическую от сетей энергосистемы, а тепловую от районной котельной), такое энергоснабжение называют раздельным. Если же от внешнего источника централизованно предприятие получает только один вид энергии (например, электроэнергию), а другой вид (например, тепловую) вырабатывает само, говорят о смешанном энергоснабжении. Смешанное энергоснабжение, как правило, характерно для предприятий средней мощности.

Примерная структура энергоснабжения крупного современного промышленного предприятия приведена на рис.1.1. На этом рисунке сплошными линиями показаны потоки энергоносителей от источников и распределительных узлов к потребителям, а пунктирными потоки энергоносителей от источников и распределительных узлов к местам выработки других энергоносителей.

Основными источниками электроснабжения являются районные энергосистемы, к линиям и подстанциям которых присоединяются подстанции потребителей. Кроме того, на некоторых предприятиях для питания потребителей дополнительно вырабатывается собственная электроэнергия на заводских теплоэлектроцентралях (ТЭЦ) или станциях других видов, в том числе на различных утилизационных электростанциях, где источниками энергии являются ВЭР прежде всего теплота уходящих газов промышленных печей, отработанные топливные газы технологических процессов и пр.

Источниками водоснабжения крупных предприятий являются сооружения внешнего водозабора, включающие береговые или артезианские насосные станции, насосные станции первого подъема. К потребителям вода подается с помощью насосных станций второго и третьего подъемов. Для небольших предприятий источником водоснабжения является городской водопровод.

Теплоснабжение потребителей (снабжение горячей водой и паром) может производиться от ТЭЦ местной или находящейся в ведении районной энергосистемы, от местных и районных котельных. При теплоснабжении от собственных ТЭЦ и котельных тепловая энергия вырабатывается, как правило, с использованием ВЭР.

Топливо, поступающее на предприятие, может быть твердым, жидким или газообразным.

Твердое топливо (уголь) на предприятия доставляется преимущественно железнодорожным транспортом. Груженые полувагоны взвешиваются на железнодорожных весах и подаются в приемно-разгрузочное устройство. В зимнее время они предварительно проходят размораживание. После разгрузки уголь поступает на узел пересыпки, откуда транспортными механизмами подается на склад.

Из жидких топлив на предприятиях в основном используют мазут, доставка которого обычно осуществляется железнодорожным транспортом в цистернах. Разогретый мазут сливается из цистерн и после фильтрации и дополнительного подогрева попадает в резервуары основного хранения вместимостью до 50000 м 3.

Основным видом топливных газов, используемых на предприятиях, является природный газ, поступающий на предприятия по магистральным трубопроводам от различных месторождений.

К предприятию и отдельным цехам природный газ подводится через газорегуляторные пункты (ГРП) или газорегулирующие установки (ГРУ). На некоторых предприятиях, например металлургических, наряду с природным газом широко используются доменный и коксовый газы, являющиеся продуктами (отходами) доменного и коксохимического производства. В целях экономии расхода природного газа и для повышения калорийности газов, являющихся продуктами технологического производства, на газосмесительных станциях (ГСС) газы с различными свойствами смешивают и затем полученную смесь используют для сжигания.

Источниками сжатого воздуха на промышленных предприятиях являются различные компрессоры, воздуходувки и вентиляторы. Эти механизмы могут устанавливаться непосредственно в технологических цехах или на специальных компрессорных станциях.

В качестве источников холода на предприятиях применяются парокомпрессорные холодильные машины с центробежными и винтовыми компрессорами, а также абсорбционные холодильные машины, которые используют в качестве источников энергии теплоту технологических процессов, ВЭР или обратную воду ТЭЦ. Производство искусственного холода может быть централизованным и децентрализованным. Централизованный способ применяется при больших нагрузках, сосредоточенных на сравнительно небольшой территории.

При небольших нагрузках и разбросанности объектов охлаждения, а также при непосредственном включении элементов холодильного цикла в схему основного производства целесообразно использование децентрализованного способа. Основными потребителями искусственного холода являются нефтяная и нефтехимическая, газовая, химическая промышленность, машиностроение и металлургия, а также пищевая промышленность, сельское хозяйство, торговля и общественное питание.

Источниками кислорода и азота на крупных промышленных предприятиях являются кислородные станции с блоками разделения воздуха, компрессорами и холодильными машинами. На этих же станциях в случае необходимости могут быть получены и другие продукты разделения воздуха инертные газы, аргон, неон, криптон, ксенон и гелий.

Основными требованиями, предъявляемыми к любым системам энергоснабжения, являются:

1. Обеспечение необходимой надежности энергоснабжения.

Требования, предъявляемые к надежности, определяются последствиями перерыва в подаче энергии. В ряде случаев они формулируются в действующих правилах устройства, строительных нормах, руководящих документах и т.п. Так, например, требования к надежности систем электроснабжения сформулированы в Правилах устройства электроустановок (ПУЭ).

2. Обеспечение необходимого качества энергии, топлива или энергоносителей. Это требование определяется влиянием, оказываемым качеством энергии, топлива или энергоносителей на работу как их потребителей, так и самих систем энергоснабжения. Для некоторых видов энергии разработаны ГОСТы, регламентирующие их допустимое качество. Так, например, ГОСТ 13109-97 нормирует качество электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.

3. Простота, удобство и безопасность монтажа и эксплуатации. Выполнение этого требования обеспечивается широким внедрением комплектных установок и элементов заводского изготовления. В системе электроснабжения, например, к таким установкам относятся камеры комплектных устройств 6...10 кВ, комплектные трансформаторные подстанции (КТП), комплектные конденсаторные установки (ККУ), типовые элементы токопроводов напряжением до и выше 1000 В и т.п.

4. Возможность роста энергетических нагрузок и энергопотребления в течение ряда лет без капитальной реконструкции систем энергоснабжения. Выполнение этого требования определяется правильностью определения расчетных нагрузок соответствующих систем энергоснабжения, отнесенных к концу указанного периода, и выбором соответствующих проектных решений. Так, например, применение магистральных и распределительных шинопроводов в цехах промпредприятий позволяет без реконструкции цеховых электрических сетей 380/220 В перемещать электроприемники по территории цеха и заменять их на более мощные.

5. Обеспечение экономичности энергоснабжения. Выполнение этого требования подразумевает принятие таких технических и организационных решений, которые обеспечивали бы наименьшие из возможных затрат на энергоснабжение при условии обязательного выполнения всех предыдущих требований.

При внешнем электроснабжении взаимоотношения между потребителем и поставщиками электрической и тепловой энергии основываются на положениях статей 539 - 548 Гражданского кодекса РФ. К отношениям, связанным со снабжением через присоединенную сеть газом, нефтью и нефтепродуктами, водой и другими товарами, статьи 539 - 547 применяются, если иное не установлено законом, иными правовыми актами или не вытекает из существа обязательства.

1.2. Системы теплоснабжения промышленных предприятий Основными частями ТЭС ПП являются: 1) предприятия, производящие требуемые виды энергоресурсов; 2) системы транспорта и распределения ЭР между потребителями (тепловые и электрические сети); 3) потребители энергетических ресурсов.

Различают два вида теплоснабжения – централизованное и децентрализованное. При централизованном теплоснабжении источник теплоснабжения ТЭЦ, АТЭЦ или котельная расположены на значительном расстоянии от самого удаленного потребителя теплоты, обычно равном от нескольких до десяти километров. В этом случае необходимо сооружение тепловой сети, обеспечивающей доставку теплоносителя к потребителю. В качестве теплоносителя для систем центрального отопления жилых зданий и горячего водоснабжения (ГВС) обычно используется вода. При температурах теплоносителя до 100...150°С вода применяется и в различных технологических промышленных процессах. При температурах теплоносителя более 150°С в промышленности чаще используют пар.

В России получили одинаковое распространение два способа отпуска теплоты из водяной тепловой сети закрытый и открытый. Закрытый способ используется при жесткой местной воде, открытый при мягкой. При закрытом способе вода из тепловой сети не забирается, а нагревает в теплообменниках холодную водопроводную воду.

В этом случае сетевая вода практически полностью, за исключением утечек, возвращается из тепловой сети в источник теплоснабжения, где вновь происходит ее нагрев и возврат в тепловую сеть. При открытом способе отпуска теплоты вода для ГВС или технологических нужд забирается из тепловой сети и после использования сливается в канализацию.

В паровых системах теплоснабжения обычно используется насыщенный или слабо перегретый пар. Это позволяет обеспечить в процессе конденсации пара практически постоянную температуру в технологической зоне рабочего процесса. Пар подается по подающему паропроводу. Конденсат, образующийся в теплообменных устройствах, собирается в конденсатосборниках и затем транспортируется по конденсатопроводу к источнику теплоснабжения. Если конденсат оказывается загрязненным, то он сливается в канализацию.

При децентрализованном теплоснабжении источник и потребитель тепла находятся близко друг от друга. Тепловая сеть отсутствует.

Децентрализованное теплоснабжение разделяют на местное (теплоснабжение от местной котельной) и индивидуальное (печное, теплоснабжение от котлов в квартирах).

В зависимости от степени централизации системы централизованного теплоснабжения (ЦТС) можно разделить на четыре группы:

1. групповое теплоснабжение (ТС) группы зданий;

2. районное – ТС городского района;

3. городское – ТС города;

4. межгородское – ТС нескольких городов.

Процесс ЦТС состоит из трех операций – подготовка теплоносителя (ТН), транспорт ТН и использование ТН.

Подготовка ТН осуществляется на теплоприготовительных установках ТЭЦ и котельных. Транспорт ТН осуществляется по тепловым сетям. Использование ТН осуществляется на теплоиспользующих установках потребителей.

Комплекс установок, предназначенных для подготовки, транспорта и использования теплоносителя называется системой централизованного теплоснабжения.

Различают две основные категории потребления тепла.

1. Для создания комфортных условий труда и быта (коммунально-бытовая нагрузка).

Сюда относят потребление воды на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение (ГВС), кондиционирование.

2. Для выпуска продукции заданного качества (технологическая нагрузка).

По уровню температуры тепло подразделяется на:

низкопотенциальное, с температурой до 150 0С;

среднепотенциальное, с температурой от 150 0С до 400 0С;

высокопотенциальное, с температурой выше 400 0С.

Коммунально-бытовая нагрузка относится к низкопотенциальным процессам. Максимальная температура в тепловых сетях не превышает 150 оС (в прямом трубопроводе), минимальная – 70 оС (в обратном).

Для покрытия технологической нагрузки как правило применяется водяной пар с давлением до 1,4 МПа.

В качестве источников тепла применяются теплоподготовительные установки ТЭЦ и котельных. На ТЭЦ осуществляется комбинированная выработка тепла и электроэнергии на основе теплофикационного цикла. Раздельная выработка тепла и электроэнергии осуществляется в котельных и на конденсационных электростанциях. При комбинированной выработке суммарный расход топлива ниже, чем при раздельной.

В основе уравнений энергетических балансов предприятий лежит закон сохранения и превращения энергии. В общем случае уравнение энергетического баланса промышленного предприятия имеет вид:

где Qi подведенный предприятию энергоноситель i-го вида; Qiпол полезно использованный энергоноситель i-го вида; Qiпот потери энергоносителя i-го вида; Qj образовавшийся на предприятии энергоноситель j-го вида, в том числе вторичные энергетические ресурсы (ВЭР), находящие применение на смежных стадиях производства.

1.3. Расчет теплового потребления Тепловую нагрузку можно разделить на сезонную и круглогодичную. Изменение сезонной нагрузки зависит главным образом от климатических условий – температуры наружного воздуха, его влажности, скорости ветра, солнечной радиации и т.п. Основную роль играет изменение температуры наружного воздуха. Сезонная нагрузка имеет сравнительно постоянный суточный график и переменный годовой. К сезонной нагрузке относят нагрузки отопления, вентиляции (зимние нагрузки), кондиционирования (летняя нагрузка). К круглогодичной нагрузке относятся нагрузка горячего водоснабжения (ГВС) и технологическая нагрузка. График технологической нагрузки зависит от характера производства. График нагрузки ГВС зависит от благоустройства зданий, состава населения, графика рабочего дня, режима работы коммунальных предприятий. Технологическая и нагрузка ГВС слабо зависят от времени года.

1.3.1. Расчет отпуска тепла на отопление Цель отопления – поддержание температуры внутреннего воздуха в помещении на заданном уровне. Температура воздуха в помещении зависит от назначения помещения, а в промышленных зданиях от характера выполняемых работ. Значения температуры воздуха в помещениях принимаются согласно [1-3]. В частности, - для жилых зданий - от 18 до 20 0С;

- для промышленных зданий - от 16 до 20 0С;

- для общественных зданий - от 14 до 25 0С.

Для поддержания температуры воздуха в помещении постоянной необходимо обеспечить равенство тепловых потерь и теплопритоков. Мощности потери тепла обусловлены теплопередачей через ограждения, на которых перепад температур более 5 оС Qт, а также инфильтрацией, Qинф затрат тепла на нагрев воздуха, поступающего извне через неплотности ограждений.

где = Qинф/Qт коэффициент инфильтрации, учитывающий долю потери тепла через всевозможные неплотности ограждения.

В производственных помещениях тепло расходуется также на нагрев материалов и транспортных средств, поступающих извне Qмт.

Обозначим: мощность притока тепла в помещение через отопительные установки через Qо, мощность отвода теплоты за счет принудительной вентиляции Qв, а мощность выделения тепла от работающих внутренних установок Qвт. Тогда уравнение баланса тепла можно записать в виде Надо иметь ввиду, что если в помещение подается наружный холодный воздух, то Qв > 0, если же подается предварительно подогретый теплый воздух Qв < 0 (или с положительным знаком Qв надо добавить в правую часть (1.2)).

Для жилых и общественных зданий = 0,03...0,06. Так как эта величина не превышает погрешности при определении суммарных тепловых потерь, то в расчетах можно полагать = 0. Тогда:

Для производственных помещений мощность потери теплоты на инфильтрацию Qинф может составлять 25...35 % от Qо, и ее необходимо учитывать Коэффициент приближенно можно вычислить по следующей формуле:

Здесь: b – постоянная инфильтрации, b = (35...40)102;

g ускорение свободного падения;

Н высота проема омываемого воздухом;

Тн температура наружного воздуха, К;

Тв температура воздуха в помещении, К;

скорость ветра (для РТ = 4...5,4 м/с).

Мощность потери тепла теплопередачей рассчитывается суммированием через все ограждающие поверхности по уравнениям qтi поверхностная плотность тепловых потерь через i- ое где ограждение; Si площадь наружной поверхности соответствующего ограждения; kтi коэффициент теплопередачи через ограждение; tв – расчетная температура воздуха внутри помещения, оС; tн – расчетная температура наружного воздуха, оС; n коэффициент, учитывающий зависимость положения наружной поверхности по отношению к наружному воздуху (СНиП 23-02-03, табл. 6) [4]; коэффициент, учитывающий добавки на ориентацию относительно сторон света, этажность здания, скорость ветра, размещения помещения в здании.

Приводится в СНиП II-3-79*, табл.3.

= 1 +, где поправка, учитывающая ориентацию по сторонам света.

Согласно СНиП 2.04.05-91* добавочные потери теплоты через ограждающие конструкции следует принимать в долях от основных потерь:

а) в помещениях любого назначения через наружные вертикальные и наклонные (вертикальная проекция) стены, двери и окна, обращенные на север, восток, северо-восток и северо-запад в размере 0,1, на юго-восток и запад — в размере 0,05; в угловых помещениях дополнительно — по 0,05 на каждую стену, дверь и окно, если одно из ограждений обращено на север, восток, северо-восток и северо-запад и 0,1—в других случаях;

б) в помещениях, разрабатываемых для типового проектирования, через стены, двери и окна, обращенные на любую из сторон света, в размере 0,08 при одной наружной стене и 0,13 для угловых помещений (кроме жилых), а во всех жилых помещениях — 0,13;

в) через необогреваемые полы первого этажа над холодными подпольями зданий в местностях с расчетной температурой наружного воздуха минус 40 0С и ниже (параметры Б) — в размере 0,05;

г) через наружные двери, не оборудованные воздушными или воздушно-тепловыми завесами, при высоте зданий Н, м, (рис. 1.2.) от средней планировочной отметки земли до верха карниза, центра вытяжных отверстий фонаря или устья шахты в размере:

0,2 Н— для тройных дверей с двумя тамбурами между ними:

0.27 H—для двойных дверей с тамбурами между ними;

0,34 H—для двойных дверей без тамбура:

0,22 Н— для одинарных дверей;

д) через наружные ворота, не оборудованные воздушными и воздушно-тепловыми завесами. — в размере 3 при отсутствии тамбура и в размере 1 при наличии тамбура у ворот.

Примечание. Для летних к запасных наружных дверей и ворот добавочные потери теплоты по подпунктам «г» и »д» не следует учитывать.

Сопротивление теплопередаче следует определять:

а) для не утепленных полов на грунте и стен, расположенных ниже уровня земли, с коэффициентом теплопроводности 1,2 Вт/(м2оС) по зонам шириной 2 м, параллельным наружным стенам, принимают Rc, м2°С/Вт, равным (положения зон указаны на рис 1.3.):

2,1 для I зоны;

14,2 " IV " ; (для оставшейся площади пола);

б) для утепленных полов на грунте и стен, расположенных ниже уровня земли, с коэффициентом теплопроводности h< 1,2 Вт/(м2оС) утепляющего слоя толщиной, м, принимая Rh, м2°С/Вт по формуле в) для полов на лагах, принимая Rc, м2 оС/Вт, по формуле По результатам расчетов определяется количество отопительных приборов, устанавливаемых в помещениях.

Для определения теплопередачи отдельными помещениями и зданием в целом необходимо иметь: планы этажей и характерные разрезы по зданию со строительными размерами (рис. 1.2); план помещения в пределах генерального плана предприятия с обозначением стран света и розы ветров; конструкции всех наружных ограждений.

Потери теплоты помещениями через отдельные ограждающие конструкции суммируют с округлением до 10 Вт.

1.3.2. Теплопередача через ограждения Теплотехнический расчет проводится для всех наружных ограждений для холодного периода года с учетом района строительства, условий эксплуатации, назначения здания. Для холодного периода во всех помещениях принимается сухой режим.

С учетом влажностного режима помещений и зоны влажности выбирают условия эксплуатации (А или Б) для ограждающих конструкций. Большая часть территории Республики Татарстан, в том числе Закамье относится к зоне влажности Б.

Исходя из условий эксплуатации А или Б для материалов ограждающих конструкций выбираются значения коэффициентов теплопроводности по СТО 00044807-001-2006 [5].

Количество теплоты qт проходящей через единицу площади поверхности ограждения (1 м 2 ) в единицу времени, равно где kт = 1 коэффициент теплопередачи; t в расчетная температура внутреннего воздуха, оС; tн расчетная температура наружного воздуха, оС, равная средней температуре наиболее холодной пятидневки, обеспеченностью 0,92 (для Нижнекамского района она составляет t н = -33 оС); Ro общее сопротивление теплопередаче, м 2 оС/Вт.

Общее сопротивление включает:

где Rв = 1/в, R н = 1/н сопротивления теплообмену на внутренней и наружной поверхностях ограждения; в, н коэффициенты теплообмена на внутренней и наружной поверхностях ограждения, Вт/(м 2 оС); Rк = i / i термическое сопротивление материальных слоев ограждающей конструкции; i толщина слоя материала в ограждении, м; i расчетный коэффициент теплопроводности материала слоя, Вт/(м оС); Rвп термическое сопротивление замкнутой воздушной прослойки в толще ограждающей конструкции (принимается по СНиП II-3прил.4).

При расчетах для курсовых и дипломных проектов можно принять в = 8,7 Вт/(м2оС) для стен, полов, гладких потолков с выступающими ребрами при отношении высоты ребер h к расстоянию а между гранями соседних ребер h/a 0,3; в = 7,6 Вт/(м2оС) для потолков с ребрами при отношении h/a > 0,3 и в = 8,0 Вт/(м2оС) для окон.

Если ограждение состоит из различных слоев однородных материалов, последовательно расположенных перпендикулярно направлению теплового потока, то термическое сопротивление определяют суммированием термических сопротивлений отдельных Если ограждение неоднородно по поверхности, перпендикулярной направлению теплового потока, то где Si площади отдельных участков ограждения, в переделах которых конструкция однородна.

Значения коэффициента теплообмена на наружной поверхности ограждающей конструкции н, Вт/(м2К) для зимних условий следует принимать равными:

наружные стены, перекрытия над проездами и над холодными подпольями (без ограждающих стенок – 22;

перекрытия над холодными подвалами, сообщающимися с наружным воздухом, перекрытия над холодными этажами – 17;

перекрытия чердачные и над неотапливаемыми подвалами – 12.

1.3.3. Расчет поступлений теплоты в помещения Часть тепловыделений происходит от работающих электродвигателей оборудования. Потребляемая ими энергия может полностью переходить в теплоту, нагревающую воздух помещения, или частично расходоваться на нагревание обрабатываемого продукта, перекачиваемой жидкости или воздуха, удаляемого из помещения.

Тепловыделения от электродвигателей, не имеющих принудительного охлаждения с отводом теплоты за пределы где Рн номинальная мощность электродвигателя, Вт; Кзагр коэффициент загрузки электродвигателя, равный отношению средней мощности, передаваемой оборудованию в течение расчетного часа Роб к номинальной мощности электродвигателя, т.е. Кзагр = Роб/Рн; Код коэффициент одновременности работы электродвигателей; 1 = Кп КПД электродвигателя при данной загрузке; КПД электродвигателя при полной загрузке, определяемый по каталогу; Кп поправочный коэффициент, учитывающий загрузку двигателей: при Кзагр 0,8 значение Кп = 1. При других значениях используется Кзагр зависимость:

Тепловыделения от мотор - генераторов определяются суммой потерь энергии в электродвигателях и генераторах:

где 2 КПД генератора при данной загрузке.

Тепловыделения от оборудования, приводимого в действие электродвигателями:

где Кт коэффициент перехода теплоты в помещение, учитывающий, что часть теплоты может быть унесена из помещения с эмульсией, водой или воздухом; значение Кт следует принимать по опытным данным, пользуясь для его определения ведомственными указаниями и нормами.

Количество теплоты, поступающей в помещение от нагретого технологического оборудования и материалов, принимают по технологической части проекта или определяют в соответствии с ведомственными указаниями.

При составлении баланса теплоты для помещения необходимо учитывать поступление (удаление) теплоты нагретых (охлажденных) поверхностей воздуховодов вентиляции, местных отсосов, зонтов и укрытий оборудования.

Передача теплоты через стенки укрытий, зонтов и воздуховодов:

где kт коэффициент теплопередачи стенок указанных конструкций;

S площадь поверхности конструкций со стороны помещения; tcp температура среды внутри укрытий; tв расчетная температура воздуха в помещении.

При наличии нагретых (холодных) поверхностей с температурой tпов мощность выделения (поглощения) теплоты определяется как где коэффициент теплоотдачи от поверхности к воздуху:

для поверхности нагретой воды = 1,17(4,9 + 3,5), Вт/(м2оС);

для поверхности стенки укрытия, зонта и воздуховода Здесь скорость движения воздуха у наружной поверхности (можно принять < 0,4 м/с).

Мощность тепловыделений от освещения где Росв суммарная мощность источников освещения;

коэффициент, учитывающий вид вид прибора и арматуры: открытые лампы накаливания = 1,0; лампы накаливания, закрытые матовыми колпаками = 0,7; люминесцентные открытые лампы = 0,9; то же закрытые матовым стеклом = 0,6.

Выделение теплоты и влаги людьми зависит от затраченной ими энергии и температуры воздуха в помещении. Для расчетов рекомендуется пользоваться табл.1.1, в которой приведены средние данные для мужчин. Принято считать, что женщины выделяют 85 %, а дети в среднем 75 % теплоты и влаги, выделяемых мужчинами.

Количество теплоты, выделяемой взрослыми мужчинами, Вт 1.3.4. Расчет теплоты на вентиляцию В жилых зданиях расход теплоты на вентиляцию обычно невелик и не превышает 5...10% от расхода на отопление. В общественных зданиях эти величины соизмеримы, а в промышленных зданиях расход теплоты на вентиляцию может превышать расход теплоты на отопление.

Расход теплоты на вентиляцию определяется проектными данными для систем вентиляции, а для работающих установок по их эксплуатационным характеристикам.

Если для вентиляции используется подогретый воздух, то расход мощности теплоты Qв можно определить по формуле где V объем вентилируемого помещения; m кратность воздухообмена, m = Vв /V; Vв объемный расход воздуха, подаваемого на помещение, м3/с; св = 1260 Дж/(м3К) удельная по объему теплоемкость воздуха; tвп температура воздуха, подаваемого в помещение; tн расчетная температура наружного воздуха.

По укрупненным показателям для промышленных предприятий расчет мощности тепла на вентиляцию для систем с рециркуляцией можно вести по формуле где qв удельная вентиляционная характеристика здания, Вт/(м3·К), зависит от типа здания. Если детальная информация о типе здания отсутствует, принимается среднее значение qв = 0,235 Вт/(м3·К).

В соответствии со СНиП 2.01.01-82 расчетная температура наружного воздуха при проектировании системы вентиляции определяется как средняя температура наиболее холодного периода, составляющего 15% продолжительности всего отопительного периода. Например, для Казани tн = - 18оС.

1.3.5. Определение количества отопительных приборов Расчет отопительных приборов сводится к определению площади их теплоотдающей поверхности Sp, м2 и количества отопительных элементов. В справочных данных на отопительные приборы приводится номинальная мощность теплового потока Qном при стандартных условиях:

а) средний температурный напор tср = 65оС, полученный как tср = tcp tв = 0,5(tвх + tвых) tв = 0,5(95 + 70) 18 = 64,5 оС, где tcp средняя температура теплоносителя в приборе; tвх = 95 оС температура теплоносителя (воды) на входе в прибор; tвых = 70 оС температура на выходе; tв = 18 оС температура воздуха;

б) расход воды в приборе Gпр = 0,1 кг/с.

Тепловая мощность каждого прибора Qпр, определяется путем деления мощности на отопление помещения Qо на предполагаемое число отопительных приборов N:

Для однотрубных систем водяного отопления находится тепловая мощность стояка Qст, как суммарная мощность подключенных к нему приборов и определяется массовый расход воды в стояке:

Для двухтрубных систем определяется массовый расход воды через каждый прибор, подключенный к рассматриваемому стояку В последних двух формулах св удельная теплоемкость воды, равная 4190 Дж/(кгК); 1 = 1,021,13 коэффициент учета дополнительного теплового потока приборов за счет округления до стандартных значений в зависимости от номенклатурного шага приборов (значения определяются по табл. 1.2); 2 коэффициент, учитывающий дополнительные потери теплоты приборами при установке их у наружных стен: 2 = 1,021,04 для радиаторов и конвекторов при установке их под окнами, 2 = 1,071,1 при установке у остекления.

Надо определить среднюю температуру воды в каждом приборе стояка:

для однотрубных систем для двухтрубных систем где Qпр суммарная тепловая мощность приборов, подключенных к стояку до рассматриваемого прибора, Вт; Коэффициент затекания воды в отопительный прибор, принимаемый по табл. 1.3.

Определяем разность средней температуры воды в приборе и температуры воздуха в помещении Вычисляется величина требуемой номинальной тепловой мощности прибора Qнпр, исходя из того, что она не должна уменьшаться более чем на 5% по сравнению с Qпр:

где к комплексный коэффициент приведения Qнпр к расчетным условиям, определяемый для воды по формуле Значения n, p и с принимаются по таблице 1. Значения n, p и с для различных типов отопительных приборов Тип отопительного Конвектор кожухом «Универсал»

Для стальных панельных радиаторов и конвекторов выбирается типоразмер отопительного прибора из условия Qном Qнпр по табл. П из приложения.

Для секционных радиаторов определяется минимально необходимое число секций отопительного прибора:

где 3 коэффициент, учитывающий число секций в радиаторе, приQ нимаемый при ориентировочном значении nсек = нпр для радиаторов МС140, МС90 3 = 1 при числе секций от 3 до 15, 3 = 0,98 при числе секций от 16 до 20 и 3 = 0,96 при числе для радиаторов других типов по формуле 4 коэффициент, учитывающий способ установки радиаторов в помещении, при открытой установке 4 = 1, в остальных случаях определяется согласно рис. 1.4.

Рис. 1.4. Различные способы установки отопительных приборов Если в результате вычислений по формуле (1.24) получилось дробное число, его округляют до целого в большую сторону.

1.4. Круглогодичная тепловая нагрузка Круглогодичную нагрузку представляют системы технологического потребления теплоты и системы ГВС. В различных технологических процессах нормы потребления теплоты для производства единицы продукции представлены в соответствующей справочной литературе. Например, для ориентировочных расчетов можно использовать следующие удельные характеристики [1]. При производстве тонны продукции необходимо затратить: для каучука 115 ГДж, химических волокон 75 ГДж, пластмасс и синтетических смол ГДж, бумаги 10 ГДж, синтетического аммиака 5 ГДж, продуктов нефтепереработки 0,9 ГДж, серной кислоты 0,5 ГДж, труб стальных и проката черных металлов 0,35 ГДж, чугуна 0,25 ГДж; при производстве древесностружечных плит и фанеры 5...6 ГДж на 1 м3;

удельный расход теплоты на изготовление текстильных тканей равен 0,01...0,04 ГДж на 1 м2.

Весьма значительна в общем, тепловом балансе теплота, используемая на нужды ГВС. В современных жилых районах отпуск теплоты на ГВС составляет до 40% общего отпуска теплоты по району. Характер потребления горячей воды весьма неравномерен в течение суток, несколько отличается в будние и в выходные дни, а также в зимний и летний периоды.

На рис.1.5. представлено примерное изменение потребления горячей воды жилого здания в течение суток в среду и в субботу.

Различают среднечасовое потребление горячей воды, QГВ.ч средср несуточное QГВ.c и средненедельное QГВ.н. Значения этих величин связаны между собой. Коэффициенты, определяющие связь, зависят от числа жителей, использующих теплоту ГВС.

Для наиболее распространенных современных жилых зданий [1] Расчетным расходом теплоты на ГВС является максимальный среднечасовой расход теплоты горячей воды В соответствии с графиком (см. рис.1.1.) максимальный водозабор горячей воды имеет место в вечерние часы в субботу.

пользователей в отопительный период определяется по соотношению где а норма расхода горячей воды с температурой 60°С(в л/чел.сут) в жилых зданиях; b = 25 л/чел.сут для общественных зданий района;

с = 4190 Дж/(кгК) удельная теплоемкость воды, tг температура горячей воды, по СНиП 2.04.01-85 «Внутренний водопровод и канализация зданий» tг = 60°С; tx температура холодной воды, в случае отсутствия данных следует принимать в зимний период tx = 5 оC, в летний период tx = 15°С; nc доля времени, в течение которой осуществляется работа системы ГВС, с/сут; N число жителей, потребляющих горячую воду.

Нормы расхода горячей воды с температурой 60°С приводятся в СНиП 2.04.01-85. Например, для жилых зданий, оборудованных ваннами, а = 110 л/чел.сут, nc = 86400 с/сут.

Расчет мощности расхода пара на технологические нужды производят по формуле G расход пара, кг/с; I2 энтальпия пара, отпускаемого где производственным потребителям на выходе из котельной, Дж/кг; Iпк энтальпия парового конденсата, возвращаемого с производства при температуре tпк 80оС; к доля возврата конденсата с производства (рекомендуется принимать к = 0,7 0,9).

Количество теплоты, потребляемое всеми системами района, определяет стоимость эксплуатационных тепловых затрат. Поэтому годовой расход теплоты Qгод также необходимо уметь рассчитывать.

Его величину можно определить по соотношению где Qо, QВ, Q, Q годовые затраты теплоты на системы отопления, вентиляции, ГВС и технологические процессы.

Каждое из слагаемых находится следующим образом:

где Qо - средняя мощность расхода теплоты за отопительный период, Вт/с; nо, nД длительность отопительного сезона и периода дежурного отопления в году, с/год; tВР, tВД средняя температура воздуха в помещении в основной отопительный период и период дежурного отопления; t H.о средняя температура наружного воздуха за отопиcр тельный сезон. Например, для РТ по СНиП 23-01-99 «Климатология»

t H.о = -5,5°С, для Нижнекамска t H.о = -5,8°С.

Средняя мощность расхода теплоты за отопительный период Q' расчетные тепловые потери здания при температуре наружного воздуха tНО; QТВ внутренние тепловыделения.

Очевидно, что для жилых и общественных зданий nД = 0 и Годовые затраты теплоты на вентиляцию равны где Qв определяется из (1.16) ; nв время работы системы вентиляции в течение года, с/год; nвд длительность отопительного периода при неработающей вентиляции; t н. B средняя температура наружного воздуха за период, в течение которого tн.в tн tн.к.

Годовой расход теплоты на ГВС равен где nг время работы системы ГВС в течение года, г коэффициент, учитывающий снижение расхода горячей воды в летний период (обычно г = 0,8 для жилых зданий и г = 1 для промышленных зданий); tг, tх.з, tх.л температура горячей воды (tг =60°С) и холодной воды в периоды работы системы отопления и ее отключения.

С целью определения экономических и технических показателей работы системы теплопотребления используется график продолжительности сезонной нагрузки. Его получают на основе зависимости среднесуточного расхода теплоты от температуры наружного воздуха (рис.1.6), а также исходя из климатических данных о длительности стояния определенной температуры наружного воздуха. По оси абсцисс откладывается продолжительность, ч/год, периода с наружной температурой воздуха, не превышающей величину tн. По оси ординат при этом откладывается расход теплоты при температуре tн.

На основе этого графика вводятся две характеристики системы теплопотребления: Qc nо Qc средний расход теплоты за отопительный период и nи длительность использования расчетной отопительной нагрузки ( Qc Q'c nи, Q'c Qo Qв ). Средний расход теплогод ' ты на систему отопления за сезон ориентировочно можно принимать равным половине расчетного значения расхода теплоты при температуре наружного воздуха tн.о.

Аналогично строится график тепловой нагрузки за год с учетом круглогодичной тепловой нагрузки по ГВС и на технологические нужды на основе графиков средне недельной тепловой нагрузки.

Рис. 1.6. График продолжительности сезонной тепловой нагрузки (а) в зависимости среднесуточной тепловой нагрузки от наружной температуры (б): 1 нагрузка на отопление; 2) нагрузка на вентиляцию; 3) суммарная тепловая нагрузка Для ориентировочных расчетов можно использовать следующие удельные характеристики: плотность населения в новых застраиваемых районах 350 чел./га, расчетную тепловую плотность МВт/га для севера европейской части России, Сибири и Урала и 0, МВт/га для юга европейской части России; максимальную тепловую мощность с учетом расхода на отопление, вентиляцию и ГВС на одного жителя микрорайона для этих же регионов 2,82 кВт и 2,28 кВт.

Годовые расход теплоты на технологические нужды можно определить на основе графика теплового потребления предприятия или приближенно рассчитать по соотношению где nт длительность работы технологического оборудования, с/год;

т коэффициент равномерности использования пара.

1.5. Тепловые схемы источников теплоснабжения Источниками централизованного теплоснабжения являются теплоэлектроцентрали и районные котельные. На ТЭЦ используются теплофикационные паровые турбины мощностью от 25 до 250 МВт.

Наиболее распространены конденсационные паровые турбины с теплофикационными отборами пара для отопления и ГВС (турбины типа Т), конденсационные паровые турбины с регулируемым промышленным отбором пара и отбором пара на отопление и ГВС (турбины типа ПТ), а также противодавленческие турбины (турбины типа Р, ПР), после которых пар направляется к тепловому потребителю, а конденсатор не используется.

Паровые турбины, в зависимости от величины начального давления пара, делятся на турбины низкого (ро 4 МПа), среднего (ро = 4-6 МПа), высокого (ро = 9-13 МПа) и сверхвысокого давления (ро = 24,5 МПа).

На рис.1.7. приводится принципиальная тепловая схема ТЭЦ с турбиной типа ПТ (ро = 13 МПа, tо = 555оC), работающая на закрытую систему теплоснабжения.

Частично отработавший пар забирается на технологические нужды из промышленного регулируемого отбора ( ротб = 0,8-1,6 МПа) через паровой коллектор 19. Кроме того, пар также отбирается из двух регулируемых теплофикационных отборов ( р'отб = 0,05-0, 25 МПа) для подогрева сетевой воды в двух ступенях сетевого подогревателя и 6. В случае остановки паровой турбины технологический отбор пара может снабжаться непосредственно от котла через редукционноохладительную установку (РОУ) 27. Пар после прохождения технологических устройств превращается в конденсат, который собирается в сборный бак 26 и возвращается в паросиловой цикл через группу подогревателей низкого давления 22.

Сетевая вода из обратного коллектора 15 тепловой сети вместе с подпиточной водой подается бустерным насосом 8 в теплофикационный пучок конденсатора 17, где происходит ее нагрев приблизительно до 30°С. Затем она греется в двух последовательно соединенных ступенях сетевых подогревателей и сетевым насосом 9 подается либо сразу в подающий коллектор тепловой сети 16, либо через пиковый водогрейный котел 7 (при низких температурах наружного воздуха).

Для обеспечения подпитки воды используются химводоочистка 10 и атмосферный деаэратор 11, работающий от потока пара из регенеративного отбора паровой турбины. Регулирование расхода подпиточной воды производится с помощью регулятора расхода 13 по импульсу давления в обводной ветви сетевого насоса. При снижении расхода сетевой воды вследствие ее отбора из сети падает давление в потоке, и расход подпиточной воды повышается.

Рис. 1.7. Принципиальная тепловая схема ТЭЦ с турбинами типа ПТ для закрытой системы теплоснабжения: 1 парогенератор; 2 паровая турбина; 3 – электрогенератор; 4 – конденсатор; 5, 6 сетевые подогреватели; 7 пиковый водогрейный котел; 8 бустерный насос; 9 сетевой насос; 10 химводоочистка; 11 деаэратор подпиточной воды; 12, насосы; 13 регулирующий клапан; 15,16 обратный и прямой коллекторы сетевой воды; 17 теплофикационный пучок; 18 коллектор конденсата; 19 подающий паровой коллектор; 20 конденсатный насос паросилового цикла; 21 насос промышленного конденсата; 22,25 регенеративные подогреватели; 23 деаэратор; 24 питательный насос; конденсатный бак; 27 РОУ.

В тепловой схеме ТЭЦ, работающей на открытую систему теплоснабжения используется турбина 2 типа Т, в которой кроме регенеративных отборов пара имеются два регулируемых теплофикационных отбора пара. В отличие от предыдущей схемы открытая система теплоснабжения требует значительного расхода подпиточной воды, достигающего 30% от общего расхода сетевой воды.

На рис.1.8. показана принципиальная тепловая схема водогрейной котельной. Котельная содержит в качестве теплогенерирующей установки водогрейный котел 2 и имеет также системы химводоочистки и деаэрации 6 подпиточной воды. Обычно такие котельные сооружаются во вновь застраиваемых районах до ввода в действие ТЭЦ. После пуска ТЭЦ эти котельные используются либо в качестве резервных, либо пиковых котельных.

Рис. 1.8. Принципиальная схема водогрейной котельной: 1 сетевой насос;

2 водогрейный котел, 3 циркуляционный насос, 4 водо-водяной подогреватель; 5 подогреватель сырой воды; 6 деаэратор подпиточной воды, 7, 8, 13 насосы; 9 химводоочистка, 10 охладитель выпара; эжектор; 12 конденсатный бак.

Существуют атомные ТЭЦ и атомные станции теплоснабжения (АТС), использующие для приготовления теплоты энергию ядерных реакций.

В последние годы широкое распространение за рубежом получили теплофикационные циклы на базе газотурбинных установок (ГТУ) в виде ГТУ-ТЭЦ и ПГУ-ТЭЦ. В первом случае дымовые газы после газовой турбины с температурой около 500°С поступают в котелутилизатор, где производится нагрев сетевой воды. Во втором случае используются схемы с котлом-утилизатором, низконапорным парогенератором и высоконапорным парогенератором, в которых генерируется пар одного, двух или трех давлений, работающий в паросиловом цикле. При этом горячая вода получается в результате ее подогрева либо в теплофикационных пароводяных подогревателях, либо в газоводяных подогревателях котла. Теплофикация на базе ГТУ-ТЭЦ и ПГУ-ТЭЦ имеет большие перспективы в нашей стране в связи с высокой эффективностью использования тепла топлива, производства электроэнергии и большими запасами природного газа.

1.6. Водяные системы теплоснабжения Наиболее распространенным теплоносителем в системах теплоснабжения является вода. Используются закрытые и открытые системы теплоснабжения. В закрытых системах сетевая вода является теплоносителем и не отбирается из сети. В открытых системах сетевая вода частично или полностью разбирается абонентами на ГВС.

Водяные системы делятся на одно-, двух- и многотрубные в зависимости от количества параллельно проложенных теплопроводов (линий). Однотрубные системы используются в том случае, если вся вода, подаваемая в сеть, разбирается абонентами. Значительно чаще применяются двухтрубные водяные системы, в которых горячая вода подается по прямому теплопроводу, а охлажденная возвращается к источнику тепла. Двухтрубные системы обычно используются в случае однородной тепловой нагрузки, например, такой, как отопление, вентиляция и ГВС жилых зданий. В промышленных районах могут использоваться трех- и многотрубные системы теплоснабжения, если имеются потребители теплоты разного потенциала.

В зависимости от вида абонентской тепловой нагрузки существуют различные схемы присоединения систем теплопотребления. На рис. 1.9. показаны некоторые используемые в практике схемы присоединения установок теплопотребления к двухтрубной закрытой тепловой сети. Здесь приводятся следующие схемы присоединений: а-г отопительные, а зависимая, б зависимая со струйным смешением, в зависимая с насосным смешением, г независимая; д, е ГВС с аккумулятором горячей воды верхним и нижним; ж-л, н, о отопительные со струйным смешением, ж ГВС - параллельная; з ГВС - двухступенчатая смешанная; и ГВС - двухступенчатая последовательная; к ГВС – предварительно включенная. называются абонентскими вводами, меВсе приведенные схемы стными (индивидуальными) тепловыми пунктами или подстанциями и обслуживают одно здание. Назначение таких тепловых пунктов состоит в создании потока воды с необходимой расчетной температурой (95°С) для системы отопления и для нужд ГВС (60°С). Исходными потоками, с помощью которых решается эта задача, являются сетевая вода в подающей линии (150°С) и в обратной линии (70°С). Для систем отопления при зависимом присоединении приборов отопления вода готовится путем смешения потоков сетевой воды из подающей и обратной линий с помощью либо струйных насосов, либо центробежных насосов (см. рис. 1.9 б, в).

В случае независимого присоединения отопительных приборов в Подпитка Рис. 1.9. Закрытая двухтрубная водяная система теплоснабжения с различными схемами присоединения потребителей: 1 аккумулятор горячей воды; 2 воздушный кран; 3 водоразборный кран; 4 прибор отопления; 5 обратный клапан; 6-8 подогреватели ГВС; 9 подогреватель отопительный; 10 расширительный сосуд; 11 регулятор давления «после себя»; 12 регулятор расхода; 13 регулятор температуры;

14 регулятор отопления; 15 элеватор; 16 насос; 17 подпиточный насос; 18 сетевой насос; 19 регулятор подпитки; 20 дроссельное устройство; 21 теплофикационный подогреватель; 22 пиковый котел отопительном контуре циркулирует вода, получающая теплоту в рекуперативном теплообменнике отопления от сетевой воды из подающей линии (см. рис. 1.9 г). На нужды ГВС вода готовится из холодной водопроводной воды путем нагрева ее от сетевой воды из подающей линии в водо-водяных теплообменниках горячей воды.

Схемы с зависимым присоединением отопительных приборов имеют в верхней точке системы воздушные краны для выпуска воздуха из системы. Все схемы с независимым присоединением отопительных приборов имеют в верхней части системы расширительные сосуды, позволяющие, во-первых, избежать возникновения разрушений от термического расширения воды, вовторых, обеспечить выход воздушных пузырьков, выделяющихся при повышении температуры воды, и, в-третьих, создать приемлемый уровень давления в контуре циркуляции.

При независимом присоединении отопительных приборов движение теплоносителя производится с помощью циркуляционного центробежного насоса. В случае зависимого присоединения смешение сетевой воды из подающего и обратного теплопроводов обычно происходит в устройстве, называемом элеваторным узлом.

Элеваторный узел является струйным жидкостным насосом, в котором за счет активного потока сетевой воды из подающей линии происходит подсасывание воды из обратной линии после системы отопления. В результате смешения этих двух потоков образуется поток горячей воды, имеющий температуру и давление, промежуточные по своим значениям между исходными потоками.

Очевидно, что давление в потоке после смешения определяется отношением расходов и давлениями смешиваемых потоков. При недостаточном перепаде давлений между подающей и обратной линиями (располагаемый перепад давлений тепловой сети менее 0, МПа) избыточного давления приготовленной воды может не хватить для транспортировки воды через приборы отопления. В таком случае вместо элеваторного узла применяется циркуляционный насос, устанавливаемый в отопительном контуре (рис.1.8 в).

Кроме местных тепловых пунктов, в закрытых системах теплоснабжения получили распространение групповые (центральные) тепловые пункты (ГТП, ЦТП), обслуживающие группу зданий. В этих пунктах происходит приготовление горячей воль; в секционных водоводяных теплообменниках, подключаемых по одной из схем: параллельной, двухступенчатой последовательной и двухступенчатой смешанной (рис.1.10.). Выбор схемы включения теплообменников горячей воды производится в зависимости от соотношения максимальМ QГ Qo > 1,2 – используется параллельная схема; при 0,6 < мах < 1,2 двухступенчатая смешанная схема и при мах < 0,6 двухступенчатая последовательная схема. В ЦТП могут располагаться и теплообменники по отоплению, если используется независимое приРис. 1.10. Схема присоединения к тепловой сети систем отопления и ГВС на ЦТП: обозначения как на рис. 1. соединение систем отопления.

В связи с малым потреблением горячей воды в жилых зданиях в ночное время, вода в теплопроводах ГВС, особенно в зимнее время, заметно охлаждается. Поэтому предусматривается использование циркуляции горячей воды между потребителями и ЦТП (рис. 1.9.). В двухступенчатых схемах обратная линия ГВС подводится после I ступени подогревателя.

Преимуществом закрытой системы теплоснабжения является независимость тракта горячей воды от сетевой воды как по давлению, так и по составу воды. К числу достоинств такой системы относится также простота контроля ее герметичности, так как он производится по расходу на подпитку. Оборудование системы подпитки сетевой воды значительно дешевле в связи с малым расходом подпиточной воды.

Недостатками закрытой системы являются: сложность и повышенная стоимость оборудования ИТП и ЦТП; выпадение накипи в оборудовании ГВС в связи с отсутствием химводоочистки водопроводной воды; коррозия оборудования ГВС из-за отсутствия деаэрации водопроводной воды.

Приготовление горячей воды в открытых системах существенно отличается от аналогичного процесса в закрытых системах. В открытых системах горячая вода создается в результате смешения сетевой воды из подающей и обратной линий. Следовательно, из тепловой сети вода отбирается безвозвратно. Смешение происходит в смесителе в необходимой пропорции, обеспечиваемой регулятором температуры. Обычно уровень температуры горячей воды составляет 50-60°С. В открытых системах теплоснабжения присоединение систем отопления такое же, как и в закрытых системах.

1.7. Режимы регулирования систем теплоснабжения Тепловая нагрузка различных потребителей разнообразна и не постоянна. Величина отопительной нагрузки зависит от температуры наружного воздуха и может изменяться за сезон в три-четыре раза.

Потребности теплоты на технологические нужды не так сильно меняются. Но они тоже не постоянны (например, существуют плановые остановки технологических установок для текущего и капитального ремонта). В связи с этим необходимо осуществлять регулирование расхода теплоты в системе теплоснабжения.

Различают центральное, групповое, местное и индивидуальное регулирование. Центральное регулирование производится на ТЭЦ (в районной отопительной котельной), групповое на ЦТП, местное на ИТП, индивидуальное непосредственно на установках потребления теплоты. Качественное регулирование возможно лишь при использовании систем автоматического регулирования.

Сущность методов регулирования теплоснабжения вытекает из уравнения теплового баланса где G массовый расход теплоносителя, кг/с; с удельная теплоемкость теплоносителя, Дж/(кгК); tвх, tвых температура теплоносителя на входе и выходе из теплообменника;

коэффициент теплопередачи прибора отопления, Вт/(м2К); S его площадь теплообмена; t средний температурный напор между греющей и нагреваемой средой;

отопления, c.

Анализ соотношения (1.31) показывает, что централизованно тепловую нагрузку можно регулировать только с помощью двух параметров: температуры сетевой воды и ее расхода.

В соответствии с этим в водяных системах используются три метода центрального регулирования:

а) качественный изменением температуры теплоносителя;

б) количественный изменением расхода теплоносителя;

в) прерывистое регулирование периодическим отключением систем;

г) изменением поверхности нагрева теплообмена.

В местных тепловых пунктах обычно используют либо количественное регулирование, либо регулирование пропусками, при котором происходит отключение подачи сетевой воды в приборы отопления на некоторое время.

Температура сетевой воды и ее расход ограничены рядом условий, определяющих диапазон их изменения. В соответствии с требованиями к температуре воды для ГВС температура сетевой воды должна быть не менее 60-70°С. Максимальное значение температуры сетевой воды определяется условием ее невскипания в тепловой сети и в системах отопления высотных зданий. Обычно tmax = 130-150°С.

Максимальное значение расхода сетевой воды определяется располагаемым напором на станции и гидравлическим сопротивлением тепловой сети и теплопотребляющих установок.

Минимальное значение расхода сетевой воды обусловлено гидравлической разрегулировкой в приборах отопления одного вертикального стояка вследствие большого падения температуры воды. Этот эффект приводит к ограничению количественного регулирования в высотных зданиях.

Рассмотрим более подробно широко распространенное центральное качественное регулирование при соединении системы отопления по зависимой схеме с постоянным расходом сетевой воды.

При расчетном режиме работы системы отопления тепловая мощность, отбираемая из сети, равна При режиме работы с произвольным значением температуры наружного воздуха tн тепловая мощность определяется В этих формулах t, to средний перепад температур между горячей водой в приборах отопления и воздухом в помещении с расчетной температурой tвр; t01, t02, t03 температуры сетевой воды в подающей и обратной линиях и после смешения при tн; t01, t02, t03 те же температуры при tнр; Go, G расход горячей воды в приборах отопления и воды, отбираемой из тепловой сети на отопление; с удельная теплоемкость воды; k, k среднее значение коэффициента теплопередачи приборов отопления при температурах наружного воздуха tн и tнр.

Введем обозначения to = (t01 t02), = (t03 t02) и из (1.31)получим Экспериментальные исследования показывают, что для применяемых отопительных приборов справедливо соотношение:

где где А и n опытные константы, зависящие от конструкции и схемы включения приборов отопления.

На основе последнего соотношения из (1.39) имеем С другой стороны После подстановки (1.41) в (1.40) получим Из (1.39) выводятся соотношения для t01, t02, t03 в зависимости от относительной тепловой нагрузки системы отопления Qo с учетом того, что n = 0,170,32 (примем n = 0,25) Для отопительных систем без смешивающих устройств t01 = t t01 = tBP + to Qo0,8 + to Qo /2, t02 = tBP + to Qo0,8 to Qo /2, Наиболее распространено зависимое присоединение отопительных приборов. Для такой схемы график регулирования приведён на рис. 1.11. Графики температур имеют излом при tHИ 0оС, обусловленный тем, что сетевая вода в подающей линии должна иметь температуру не ниже 70°С для получения горячей воды с температурой 60°С на нужды ГВС при высоких температурах наружного воздуха.

Рис. 1.11. График качественного центрального регулирования тепловой нагрузки системы теплоснабжения Возможен также вариант, когда вода в летнем режиме работы системы теплоснабжения подается только в одну из линий (подающую или обратную) и при этой же температуре в систему ГВС. Случаи централизованного регулирования теплоснабжения при разнородной тепловой нагрузке рассматриваются в [1].

Для системы воздушного отопления k = const (n = 0) 1.8. Гидравлические расчеты систем теплоснабжения Задача гидравлического расчета состоит в определении диаметра трубопроводов, обеспечивающих подачу в отопительный прибор расчетного количества воды Gст, при расчетном избыточном циркуляционном давлении рр на входе в данную систему (рр 79103 Па).

Диаметр участков трубопроводов обычно выбирают исходя из не превышения предельных значений удельных потерь давления на 1 м длины трубы. Для магистральных трубопроводов эта величина равна 80 Па/м, для распределительной тепловой сети 295 Па/м.

Гидравлический расчет динамического режима работы тепловых сетей состоит в определении суммы линейных потерь давления на трение ртр и общих местных потерь давления рм для каждого расчетного участка, имеющего неизменный диаметр и расход воды. Такой расчет производится как для подающей, так и для обратной линий:

Линейные потери давления, связанные с трением, на участке трубы с постоянными диаметром и расходом воды определяются по соотношению где коэффициент трения участка (определяется режимом движения воды), l его длина, d – внутренний диаметр трубы, и плотность воды и ее средняя по сечению скорость.

Гидравлический расчет выполняют по схеме системы отопления (фронтальная изометрическая проекция), вычерчиваемой в масштабе 1:100. На схеме системы отопления показывают основное циркуляционное кольцо, на котором вычерчивают расчетный стояк вместе с отопительными приборами.

Показ остальных циркуляционных колец ограничивают разводкой магистралей и ответвлений к стоякам. Кроме того, на схеме необходимо показать запорно-регулировочную арматуру (вентили, задвижки, тройники с пробкой и т. п.), воздухосборники, уклоны трубопроводов, присоединение магистралей системы водяного отопления к тепловому центру, тепловой центр с подключением магистралей наружной тепловой сети.

Основное циркуляционное кольцо необходимо разделить на расчетные участки. Участок это часть теплопровода с неизменным расходом теплоносителя, проходящего по нему. Расчетные участки нумеруются по направлению движения теплоносителя, начиная от элеваторного узла теплового центра. Рекомендуется нумерация участков одной цифрой, например, 1,2, 3 и т.д. Напротив участка указываются его тепловая мощность Qуч, Вт, длина lуч, м, и диаметр d, мм (после расчета). Пример разбивки схем систем отопления на участки приведен на рис. 1.12.

Гидравлический расчет можно вести методом удельных линейных потерь давления на трение по длине трубопроводов в нижеприведенной последовательности.

1. Выявляется тепловая нагрузка на всех расчетных участках основного циркуляционного кольца Q уч, Вт. Тепловая нагрузка магистральных участков определяется как сумма тепловых нагрузок стояков, к которым по этому участку подводится теплоноситель.

Рис. 1.13. Номограмма для гидравлического расчета трубопроводов систем водяного отопления 2. По чертежам (планам и схеме системы отопления) замеряются длины расчетных участков lуч, м.

3. Вычисляется массовый расход воды на участках, G, кг/c по формуле (1.17).

4. Вычисляется среднее удельное сопротивление удельной потери давления на трение Rср, Па/м:

где m – коэффициент, принимаемый для однотрубной системы отопления 0,65, для двухтрубной – 0,5; l – сумма длин участков циркуляционного кольца, м.

5. С помощью номограммы на рис. 1.13 при известных значениях R cp и G уч находятся ближайший по стандарту диаметр трубопровода dуч, фактические значения удельного сопротивления Rуч, скорость движения воды w у ч и динамическое давление воды 6. По схеме системы отопления находятся местные сопротивления на каждом участке основного циркуляционного кольца.

При этом местные сопротивления (крестовины и тройники), расположенные на границе двух участков, следует отнести к участкам с меньшим массовым расходом воды. По табл. П приложения определяются величины коэффициентов местных сопротивлений и их сумма уч. Местные сопротивления этажеузлов однотрубных систем водяного отопления с верхней и нижней разводкой приведены в табл. П3 приложения.

7. Рассчитываются потери давления на трение по длине участка (Rl) уч,Па, и в местных сопротивлениях Z уч = (p д и н ) уч, Па, а затем находятся полные потери давления на каждом участке (Rl + Z) уч и суммарные потери по всей длине основного циркуляционного кольца (Rl +Z) уч.

8. Проверяется правильность гидравлического расчета из условия:

и если оно выполняется, то невязка должна составить:

при тупиковой разводке системы водяного отопления при попутном движении теплоносителя в системе водяного При невыполнении указанных условий на отдельных участках следует соответственно увеличить или уменьшить диаметр трубопровода и произвести перерасчет потерь давления для них.

После проведения гидравлического расчета на схеме системы отопления и на планах здания проставляются диаметры трубопроводов.

2. Электроснабжение промышленных предприятий 2.1. Электрическое хозяйство потребителей Потребитель — предприятие, организация, территориально обособленный цех, строительная площадка, квартира, у которых приемники электроэнергии присоединены к электрической сети и используют электрическую энергию.

Приемником электроэнергии называют устройство (аппарат, агрегат, установку, механизм), в котором происходит преобразование электрической энергии в другой вид энергии (или в электрическую, но с другими параметрами) для ее использования.

Электроустановками называют совокупность машин, аппаратов, линий и вспомогательного оборудования (вместе с сооружениями и помещениями, в которых они установлены), предназначенных для производства, преобразования, передачи, накопления, распределения электрической энергии и/или преобразования ее в другой вид энергии.

Введем определение электрического хозяйства промышленных предприятий, представляющего совокупность генерирующих, преобразующих, передающих электроустановок, посредством которых осуществляется снабжение предприятия электроэнергией и эффективное использование ее в процессе технологического производства. Электрическое хозяйство включает в себя: собственно электроснабжение, силовое электрооборудование и автоматизацию, электроосвещение, эксплуатацию и ремонт электрооборудования.

Электрическое хозяйство представляет собой совокупность:

1) установленных и резервных электротехнических установок, электрических и неэлектрических изделий, не являющихся частью электрической сети (цепи), но обеспечивающих ее функционирование; 2) электротехнических и других помещений, зданий, сооружений и сетей, которые эксплуатируются электротехническим или подчиненным ему персоналом; 3) финансовых, людских, вещественных и энергетических ресурсов и информационного обеспечения, которые необходимы для жизнедеятельности электрического хозяйства с экологическими ограничениями как выделенной целостности. Электрическое хозяйство включает также часть электроэнергетической системы, отнесенную к предприятию.

Энергетическая система (энергосистема) совокупность электростанций, электрических и тепловых сетей, соединенных между собой и связанных общностью режима в непрерывном процессе производства, преобразования и распределения электроэнергии и теплоты при общем управлении этим режимом.

Электрической частью энергосистемы называется совокупность электроустановок электрических станций и электрических сетей энергосистемы.

Электрическая сеть совокупность электроустановок для передачи и распределения электрической энергии, состоящая из подстанций, распределительных устройств, токопроводов, воздушных и кабельных линий электропередачи, работающих на определенной территории.

Подстанцией называют электроустановку, служащую для преобразования и распределения электроэнергии и состоящую из трансформаторов или других преобразователей энергии, распределительного устройства, устройства управления и вспомогательных сооружений. В зависимости от преобразования той или иной функции они называются трансформаторными (ТП) или преобразовательными (ПП). Трансформаторную подстанцию называют комплектной – КТП (КПП) – при поставке трансформаторов (преобразователей), щита низкого напряжения и других элементов в собранном виде или в виде, полностью подготовленном для сборки.

Распределительным устройством (РУ) называют электроустановку, служащую для приема и распределения электроэнергии и содержащую коммутационные аппараты, сборные и соединительные шины, вспомогательные устройства (компрессорные, аккумуляторные и др.), а также устройства зашиты, автоматики и измерительные приборы. Если все или основное оборудование РУ расположено на открытом воздухе, оно называется открытым (ОРУ), в здании закрытым (ЗРУ). Распределительное устройство, состоящее из полностью или частично закрытых шкафов и блоков со встроенными в них аппаратами, устройствами защиты и автоматики, поставляемое в собранном или полностью подготовленном для сборки виде, называют комплектным и обозначают: для внутренней установки — КРУ, для наружной — КРУН.

Центр питания распределительное устройство генераторного напряжения или распределительное устройство вторичного напряжения понизительной подстанции, к которым присоединены распределительные сети данного района.

Распределительным пунктом называют электроустановку, предназначенную для приема и распределения электроэнергии на одном напряжении без преобразования и трансформации (чаще этот термин соотносят с РП до 1 кВ). Для напряжения 10(6) кВ в практике электроснабжения широко применяется эквивалентное понятие «распределительная подстанция» (РП). Распределительный пункт напряжением до 1 кВ называют, как правило, силовым (сборкой).

Распределительным щитом называют распределительное устройство до 1 кВ, предназначенное для управления линиями сети и их защиты.

Станция управления комплектное устройство до 1 кВ, предназначенное для дистанционного управления электроустановками или их частями с автоматизированным выполнением функций управления, регулирования, защиты и сигнализации.

Конструктивно станция управления представляет собой блок, панель, шкаф, щит.

Блок управления – станция управления, все элементы которого монтируют на отдельной плите или на отдельном каркасе.

Панель управления станция управления, все элементы которой монтируют на щитах, рейках или других конструктивных элементах, собранных на общей раме или металлическом листе.

Щит управления (щит станций управления ЩСУ) сборка из нескольких панелей или блоков на объемном каркасе.

Шкаф управления станция управления, защищенная со всех сторон таким образом, что при закрытых дверях и крышках исключается доступ к токоведущим частям.

Поясним термины и определения на примере схемы на рис.

2.1, где максимально упрощенно представлена иерархическая схема электроснабжения крупного промышленного предприятия.

Предприятие является потребителем электроэнергии.

На схеме показан шестой уровень 6УР системы электроснабжения условная граница раздела предприятие энергосистема. Через нее предприятие обеспечивается электроэнергией:

6УР ключевой уровень. Выше зона ответственности, область исследования, проектирования, эксплуатации, обучения субъекта электроэнергетики (электрические станции, электрические сети и системы). Ниже зона ответственности электриков электрики. Часть от границы раздела предприятие энергосистема до ТП 10/0,4 кВ, включая ГПП, РП и сети, собственно и есть электроснабжение. Электроустановки и сети 0,4 кВ многочисленны и разветвлены. Они определяются электроприемниками. На схеме (1УР) условно показаны осветительная нагрузка, выпрямительное устройство, двигатель, нагревательное устройство. Эту часть (от ТП до отдельного электроприемника) на предприятии и в проектных организациях называют силовым электрооборудованием, а сети (Л14Л16 и др.) цеховыми.

Число вводов присоединения предприятия к энергосистеме от двух и более (в некоторых случаев несколько десятков) при питании на генераторном напряжении аналогично Л-2 и высоком напряжении 110(154), 220(330) кВ аналогично Л-1, AT (далее будем указывать только напряжение 110 кВ). Возникает задача определения нагрузки предприятия: расчетного значения, суммирования показаний счетчиков и фактического суммирования, осуществляемого приборами.

Присоединение со стороны предприятия к энергосистеме можно осуществлять: 1) через ОРУ (ЗРУ) 110 кВ, как для Т- (может быть глухой ввод кабельной линией 110 кВ); 2) через РП 110 кВ предприятия, от которого питаются специальные подстанции, например печная Т-3, и обычные ГПП, например, с трансформаторами с расщепленной обмоткой Т-4; 3) через ГРУ 10(6) кВ собственной ТЭЦ (в последние годы у потребителей устанавливаются отдельные генерирующие мощности, не образующие ТЭЦ), где установлены трансформаторы связи Т-5; 4) через РП 10(6) кВ пред приятий, которые иногда называют центральными – ЦРП (их может быть несколько).

Заводские подстанции 110/10 кВ носят разные наименования:

главные понизительные (преобразовательные) ГПП, подстанции глубокого ввода ПГВ, опорные подстанции ОП. Подстанции нумеруются по порядку.

Обычная схема распределительной подстанции 10 кВ две секции (РП-1). Схема с одной секцией (РП-2) встречается редко и применяется для неответственных потребителей или для нескольких электроприемников одной технологической линии;

редок также и случай нескольких вводов на одну секцию (РП-3) подстанция в «кольце» осуществляет транзитное электроснабжение (существуют особые требования по надежности электроснабжения). От РП питаются высоковольтные электродвигатели по JI-13 и трансформаторы 10/0,4 кВ, как правило, КТП.

Часть от границы раздела предприятие-энергосистема до ТП 10/0,4 кВ (включая ГПП, РП и сети) собственно и есть электроснабжение, подразделяемое на предприятиях на участки:

подстанции глубоких вводов, воздушные линии электропередачи всех напряжений, межцеховые кабельные сети всех напряжений, установки и сети наружного освещения территории завода, вне цеховые распределительные трансформаторные и преобразовательные подстанции. Сооружения (блоки, каналы, туннели), в которых проложены сети от ГПП к РП и ТП различных цехов, называют магистральными.

2.2. Промышленное электропотребление и количественное описание электрического хозяйства Разная масштабность и сложность электрического хозяйства потребителей предполагает различные решения по электроснабжению, а также организационно-технические и экономические подходы к решению проблем их электрообеспечения и электросбережения. Можно выделить следующие конкретные группы потребителей:

1) мини-потребитель, питающийся на низком напряжении со 2УР (~90% всех потребителей РФ) и не имеющий электрослужбы;

2) мелкий потребитель, имеющий трансформаторные (один трансформатор или несколько) подстанции с высшим напряжением 10 (6) кВ (~ 9 %);

3) средний потребитель, имеющий распределительные подстанции и развитое электрохозяйство со своей электрослужбой (~0,9 %);

4) крупный потребитель, имеющий главную понизительную подстанцию с высшим напряжением 35...330 кВ и специализированные цеха.

Электрическое хозяйство современного промышленного предприятия представляет собой, с одной стороны, сложную систему со множеством взаимосвязанных и взаимодействующих между собой элементов, организованных в подсистемы, с другой сообщество слабосвязанных и слабо взаимодействующих изделий (техноценоз), свойства которого начинает проявляться с определенного количества элементов и степени сложности, точнее, с определенного уровня знания о нем. Общее количество изделий, узлов, деталей, образующих электрическое хозяйство крупных предприятий и указанных в какой-либо спецификации, оценивается в 10 10 (общее количество, образующее предприятие в целом, 1011 ). Такое количество элементов системы электроснабжения не дает возможности изобразить полную схему электроснабжения завода. Даже для 6УР и 5УР она может быть лишь упрощена.

В табл. 2.1. приведена структура потребления электроэнергии в России различными отраслями производства за несколько лет, а табл. 2.2. производство электроэнергии за последние годы.

Структура потребления электроэнергии, в ТВтч.

машиностроение и металлообработка 99,2 46,7 45, Производство электроэнергии в РФ, млрд.кВтч Система технико-экономических показателей определена основными электрическими показателями, которые описывают электрическое хозяйство по 6УР системы электроснабжения. К ним относятся: Ртax получасовой максимум нагрузки, МВт; К с коэффициент спроса отношение максимальной нагрузки к установленной мощности электроприемников по заводу ( Р y, МВт); Т годовое число часов использования максимума, (ч) отношение годового расхода электроэнергии ( А, МВтч) по предприятию к максимальной нагрузке, Д количество установленных электродвигателей, шт.; Рср средняя мощность электродвигателей (условный электродвигатель), кВт; Ат электровооруженность труда (годовое потребление электроэнергии, приходящееся на одного трудящегося), МВтч/чел; Аэ производительность электротехнического персонала (годовое потребление электроэнергии, приходящееся на одного электрика, МВтч/чел).

Основные показатели функционально определяют ряд других показателей.

Основные показатели:

— получасовой максимум нагрузки Рmaх (МВт), — коэффициент спроса Кс (отн. ед.), — годовое число часов использования максимальной нагрузки Тmaх (ч);

— количество установленных электродвигателей Д (шт.);

— средняя мощность электродвигателя Рср (условный электродвигатель, кВт), — электровооруженность труда АТ (МВтч/чел);

— производительность труда электротехнического персонала Аэ (МВтч/чел).

Определяемые показатели:

— общее электропотребление А (ГВтч);

— средняя потребляемая предприятием мощность Рср (МВт);

— установленная мощность электроприемников предприятия Ру (МВт);

— мощность установленных вращающихся электрических машин (двигателей) Рдв (МВт);

Коэффициенты (отн. ед.):

использования активной мощности предприятия Ки;

максимума активной мощности Км;

заполнения графика нагрузки по активной мощности К з;

технологической нагрузки К т.

Соотношения между показателями:

Значения основных показателей для некоторых предприятий приведено в табл. 2.3.

Значения основных показателей предприятий Предприятия Металлургический комбинат Нефтеперерабатывающий завод З-д искусственного волокна На числовой оси каждый показатель изображается точкой, а все вместе основные показатели образуют многомерное пространство определяющее электрическое хозяйство как систему.

Представив (2.1) в виде матрицы {Р}, можно сравнивать различные предприятия между собой, применив теорию распознавания образов, кластер и технический анализ, профессионально-логические методы и экспертные системы Электрические показатели при создании информационного банка перегруппировываются соответственно на матрицы (удельных и общих расходов электроэнергии { А } ; электрических данных, относящихся к системе электроснабжения {P}, количества электрооборудования { В }, стоимостей и штатов {С}; проектных данных {П}). В банк помещают и матрицу {М} технологических показателей.

Если электрическое хозяйство или его часть выделены как система и описаны (2.2), то для принятия решений по электроснабжению и для оптимизации электрическое хозяйство описывают с помощью трех классов моделей: 1) агрегативные; 2) экономико-математические; 3) техноценологические.

В условиях проектирования общее электропотребление А находят, как правило, для предприятия и производств (цехов) в целом и определяют вместе с Рmах условия присоединения к энергосистеме. Значение Рmax рассчитывают для всех уровней системы электроснабжения, начиная от группы электроприемников, цеховой ТП и т. д. до предприятия в целом. Поскольку при проектировании Рmax устанавливают для каждого уровня системы электроснабжения на основании расчетов, в соответствии со сложившейся терминологией этот показатель называют расчетной нагрузкой. Для действующих предприятий Рmax указывают в договоре на пользование электроэнергией и называют заявленным (договорным) Р3(mах), а при контроле параметров электропотребления определяют его фактическое значение Рф(mах).

Число часов использования максимума нагрузки определяют по аналогии с энергосистемами. Если показатель Тmax находят для действующего предприятия, то А и Pmax берут с учетом собственных нужд, потерь в сетях, трансформаторах и преобразователях. В задачах по электроснабжению T maх также используют для вычисления потерь электроэнергии (через время максимальных потерь ) в элементах системы электроснабжения (питающих ЛЭП, трансформаторах ГПП), а также для оценки неравномерности режим ов потребления электроэнергии.

электроэнергии.

Коэффициент спроса определяют через Рmaх и Ру. При этом под Ру понимается установленная мощность электроприемников, т. е.

сумма их номинальных (паспортных) активных мощностей.

Значения коэффициента спроса Кс для различных групп электроприемников, производств и предприятий в целом разных отраслей промышленности принимают при проектировании по справочным материалам. Установленная мощность электроприемников предприятия может быть определена по отчетным данным.

Показатели Д и Рср (условный электродвигатель) основные критерии, по которым определяют электроремонтную базу и систему обслуживания электрического хозяйства, включая численность электротехнического персонала. Электровооруженность труда зависит от среднесписочной фактической численности промышленно-производственного персонала за отчетный год. Необходимость максимального использования электрооборудования, применение электроэнергии в технологических процессах обусловливают целесообразность оценки производительности труда электротехнического персонала согласно электрическим показателям, а не по штатному коэффициенту, получившему широкое распространение на электростанциях.

Опыт применения системы электрических показателей позволяет выделить ряд общих свойств в формировании и развитии электрического хозяйства предприятий:

1. Электрическое хозяйство является устойчивой системой, что означает прогнозируемое изменение показателей во времени.

Существует постоянство структуры установленного электрооборудования как некоторое свойство техноценоза. Изменение численных значений электрических показателей ( А, Рmах, Д, Р у ) во времени и наличие закономерностей этих изменений позволяют прогнозировать развитие предприятия.

2. Оптимальное значение каждого из показателей для различных предприятий указать теоретически не представляется возможным из-за индивидуальности каждого системного объекта.

Создание информационной базы данных по электрическому хозяйству предприятий позволяет установить диапазон изменения показателей и выявить особенности технологии и электроснабжения, присущие данному предприятию.

3. Низкие фактические значения коэффициента использования К И и высокие значения коэффициента максимума К м наблюдаются практически на всех промышленных предприятиях независимо от отрасли промышленности. Фактические значения коэффициента спроса К с оказались вдвое ниже проектных, принимаемых при расчете электрических нагрузок.

Превращение электрического хозяйства в сложную систему и оптимизация его построения и функционирования требуют адекватных математических моделей, восходящих к кибернетике, системотехнике и системологии, к теории нечетких множеств, прогнозирования и катастроф. Этот аппарат не укладывается в рамки понятий, обычно применяемых в курсе электроснабжения.

Ниже поясним основные модели, а также лежащие в их основе постулаты. Агрегат как система задается формальным пространством где Т множество рассматриваемых моментов времени t Т; х X входной, у Y выходной, g Г управляющий сигналы; z Z состояние; Н и G операторы переходов и выходов, реализующих z ( t ) и у ( t ) ; В пространство параметров агрегата в В. По существу агрегат есть «черный ящик», а траектория его «движения» во времени и есть развитие электрического хозяйства.

Разница между тем, что мы проектируем, и фактической траекторией характеризует ошибку.

Агрегативный подход реализуется следующим образом.

Требуется получить электрические показатели на 6УР, 5УР, 4УР (стоимости, штаты и др.) Р = у ( t ) при заданных технологических показателях М = х (t). Тогда из множества показателей W 6, хранящихся в информационном банке (2.2) или известных специалисту электрику, инвестор (заказчик) или руководитель эксплуатационщик определяет множество {Р}, наиболее соответствующее заданным {М} и времени. Проектировщик, выполняя заказ и осуществляя профессионально- логический анализ, задает управляющие сигналы, воздействуя на состояние (2.3), меняет параметры и принимает оптимальное решение.

Экономико-математические модели широкий класс моделей, применяющихся для описания электрического хозяйства. Эти модели тесно переплелись с методами оптимизации, их трудно отделить от исследования операций, кибернетики.

Третий класс моделей отражает ценологическое научное направление. Исследования основаны на утверждении: любые два элемента, режима, состояния системы электроснабжения считаются одинаковыми (одного вида) или различными. Электрическое хозяйство рассматривается состоящим из случайно попавших в него элементов (штук-особей), как своеобразное сообщество изделий (техноценоз), образованное из практически счетного количества слабо связанных и слабо взаимодей-ствующих изделий в условиях дефицита ресурсов.

Все три класса моделей действуют, по-видимому, от 3УР и выше, без явного использования законов Максвелла, Ома, Кирхгофа и других законов классической электротехники, действующие на 2УР, 1УР. Поэтому следует основываться на следующих допущениях.

1. Электрическое хозяйство W М есть целое, обладающее количественными характеристиками, которые не сводятся к суммированию элементов и их свойств и W. Знание об этом целом не может быть получено на основе исследования и описания свойств отдельных элементов или цепей, составленных из них.

2. Электрическое иерархически системой показателей W 0, из которых могут быть выбраны показатели, необходимые и достаточные для принятия человеком решения в условиях неопределенной информации и дефицита времени.

Процесс принятия управляющего, в том числе и проектного, решения неформализуем и должен осуществляться на основе профессионально-логического анализа в экспертном режиме.

Решения должны опираться на устойчивость развития электрического хозяйства (вероятностная картина) и на устойчивость его структуры (ценологические ограничения).

Любой проектируемый объект при иерархическом делении моделируется иерархической системой показателей: отрасль, предприятие,..., рольганговый двигатель, подшипник. Технологпроектировщик определяет основные технические решения на уровне цеха, отделения, сооружения и оперирует системой показателей (параметров, признаков), схемами, упрощенными планами. Можно выделить k признаков R для предприятия i из общего количества существующих признаков W, Rik W. Если каждый признак точка на оси признака, то геометрически Rik можно представить как некоторую область в многомерном пространстве. Эта область образ проектируемого объекта, компьютерно воспроизводимого. Если задать эталон (объектаналог, желаемый объект) Rэk W, то можно осуществить сравнение по заданным проектировщиком критериям в пределах возможного изменения (2.2).