ТЕПЛОСНАБЖЕНИЕ

ТЕПЛОВЫЕ ПАРОТУРБИННЫЕ ТЭЦ

Комбинированная выработка электрической энергии и тепла для теплоснабжения на тепловых паротурбинных ТЭЦ основана на тепло­фикационном цикле, который в простейшем случае осуществляется сле­дующим образом (рис. 12.1,а).

В парогенераторе 1 вследствие сжигания топлива вырабатывается пар высоких параметров, энергия которого при расширении в турби­не 2 преобразуется сначала в механическую энергию на валу турби­ны, а затем в электрическую в генераторе 3. Отработавший в турбине пар направляется потребителям тепла 4, где конденсируясь отдает оставшееся тепло (скрытую теплоту парообразования). Образующийся конденсат подается насосом 5 в парогенератор и цикл повторяется.

На TS-диаграмме (рис. 12.1,6) процесс подогрева воды, получения пара и его перегрев в парогенераторе изображается линией 1—2—3—4, а количество подведенного тепла топлива определяется площадью 1—2—3—4—5—6—7—1. Процессы расширения пара в тур­бине изображаются линией 4—5, а передачи тепла потребителям — линией 5—1. Количество тепла топлива, преобразуемое в работу (электрическую энергию Э), равно площади 1—2—3—4—5—1, а от­данное тепловым потребителям Q—

5)

Площади 1—5—6—7—1.

В теплофикационном цикле ТЭЦ не происходит потерь тепла, так

Рис 12 1. Простейшая схема (а) и цикл (б) ТЭЦ

Как тепло отработавшего в турбине пара используется тепловыми по­требителями и, следовательно, повышается КПД использования тепла топлива.

Современные паротурбинные ТЭЦ различают по следующим приз­накам:

1) по назначению (видам покрываемых нагрузок)—районные (коммунальные, промышленно-коммунальные), снабжающие теплом и электроэнергией потребителей всего района, и промышленные (за­водские) ;

2) по начальным параметрам пара перед турбиной — низкого (до 4 МПа), среднего (4—6 МПа), высокого (9—13 МПа) и сверхкрити­ческого (24 МПа) давления.

Основными типами турбин на паротурбинных ТЭЦ являются:

1) теплофикационные (тип Т), выполняемые с конденсатором и регулируемыми отборами пара для покрытия жилищно-коммунальных нагрузок;

2) промышленно-теплофикационные (тип ПТ), выполняемые с кон­денсатором и регулируемыми отборами пара для покрытия промыш­ленных и жилищно-коммунальных нагрузок;

3) противодавленческие (тип Р), не имеющие конденсатора; весь отработавший пар после турбины направляется потребителям тепла.

Турбины типа Т и ПТ являются универсальными, так как за счет перепуска части или всего количества пара в конденсатор могут вы­рабатывать электрическую энергию независимо от тепловой нагрузки отборов. Турбины типа Р вырабатывают электроэнергию только ком­бинированным методом, поэтому они используются для покрытия по­стоянных тепловых нагрузок, как правило, технологических нагрузок промышленных предприятий.

Обозначение паровых турбин, принятое в CGCP (ГОСТ 36(18—76), состоит из букв и цифр, например Т-100-130/665, ПТ-50-130/7, Р-504'30/5. Первые буквы в обозначении означают тип турбины, первые за ней цифры указывают номинальную электрическую мощность турбины, МВт, следующие цифры — давление пара перед турбиной, кгс/см2. Через косую черту для турбин типа Т указывается температура перегретого пара перед турбиной и промежуточного перегрева, °С, а для турбин типа ПТ и Р — давление промышленного отборного пара или противодавление, кгс/ /см2 Иьогда в турбинах типа Т и ПТ дополнительно к номинальной мощности через косую черту указывается максимальная мощность, которую может развивать турбина при конденсационном режиме, например Т-250/30С[-240/565.

В настоящее время в эксплуатации находятся турбины с различной единичной мощностью: небольшой с N<25 МВт — на низкие и сред­ние параметры пара (2,9—6 МПа, 400°С); средней с /V<;25-f- -^50 МВт —на высокие (9 МПа, 535°С) и сверхвысокие '(13 МПа, Ь65°С) параметры пара и большой с А^ЮО МВт на сверхвысокие (13 МПа, 565°С) и закритические (24 МПа, 565°С) параметры пара. Турбины небольшой мощности эксплуатируются в основном на за­водских ТЭЦ и число их с каждым годом непрерывно снижается. На современных районных ТЭЦ устанавливаются, как правило, турбины большой мощности. Доля ТЭЦ с турбинами мощностью /V^lOO МВт составила к 1976 г. около 50% суммарной установленной мощности теплофикационных турбин[33].

Следует отметить, что повышение начальных параметров пара перед турбиной, приводящее к росту термического КПД цикла rt, возможно только при одновремен­ном увеличении и единичной мощности турбин. Это связано с тем, что турбина может иметь высокий внутренний относительный КПД Т] о г только при достаточной высоте лопаток, которая зависит от объемного расхода пара через турбину:

V = Dv,

Где D — массовый расход пара; v — удельный объем пара.

Чем выше начальные параметры, тем меньше удельный объем пара. Поэтому при малых мощностях турбин увеличение начальных параметров приводит к необходимо­сти применения коротких лопаток, при которых величина г]0г турбин уменьшается более значительно по сравнению с ростом термического КПД цикла r]f. Следовательно, пар с высокими начальными параметрами целесообразно применять только при достаточно больших массовых расходах пара через турбину. Значения последних примерно со­ставляют: D> 70 т/ч —при 9 МПа и 535°С, D > 150 т/ч —при 13 МПа и 565°,С и £>> 350 т/ч — при 13 МПа и 565°С.

Для удовлетворения внешних тепловых потребителей турбины ти­па Т мощностью А^50 МВт имеют два регулируемых теплофикаци­онных отбора: нижний с давлением 0,03 (0,05)—0,2 МПа и верхний с давлением 0,06—0,25 МПа, в результате чего обеспечивается подогрев сетевой воды до 118—120°С. В турбинах типа ПТ имеются регулируе­мые отборы для теплоснабжения с давлением примерно 0,05— 0,25 МПа и для промышленных целей на различные номинальные дав­ления от 0,7 до 1,5 МПа. В турбинах типа Р номинальные значения противодавления лежат в пределах 1—3,1 МПа.

На рис. 12.2 показана принципиальная тепловая схема коммуналь­ной ТЭЦ с турбинами Т-100-130.

Перегретый пар из парогенератора 1 с параметрами 13 МПа, 565°С поступает в турбину 2, где происходит расширение пара и по­следовательное преобразование его энергии сначала в кинетическую энергию на лопатках турбины, затем в механическую на валу и, на­конец, в электрическую в генераторе 3.

Часть отработавшего в турбине пара с давлением 0,03—0,25 МПа идет через регулируемые теплофикационные отборы на подогрев се­тевой воды для теплоснабжения. Остальная часть пара расширяется в части низкого давления турбины до давления 0,004—0,006 МПа и поступает в конденсатор 4, где отдает тепло охлаждающей воде и

Конденсируется. Образующийся конденсат подается с помощью кон - денсатных насосов 14 в деаэратор 21. В деаэратор поступает также подпиточная вода после химводоочистки 27 для восполнения утечек пара и конденсата из цикла станции и иногда конденсат после тепло­фикационных подогревателей.

В деаэраторе из питательной воды, поступающей в парогенератор с помощью питательных насосов 25, удаляются вызывающие коррозию газы (Ог, СО2). Удаление газов из воды производят, как правило, в термических деаэраторах путем продувки их паром различных дав­лений (от давления атмосферного до давления 0,6—0,7 МПа).

Для повышения КПД ТЭЦ в схеме предусматривается ступенча­тый регенеративный подогрев питательной воды, в результате которо­го происходит выработка части электрической энергии на внутреннем тепловом потреблении. Для этого у турбины имеется ряд нерегули­руемых отборов пара различного давления, используемых для подо­грева воды в последовательно расположенных (обычно поверхност­ных) подогревателях 17—20 и 22—24, а также в деаэраторе 21. По­догреватели 17—20, расположенные по ходу движения питательной воды до деаэратора, называют подогревателями низкого давления (ПНД), так как они работают при низком давлении, создаваемом конденсатным насосом 14. Подогреватели 22—24, расположенные после деаэратора, называют подогревателями высокого давления (ПВД), так как они работают при высоком давлении, создаваемом питательным насосом 25. Слив конденсата из подогревателей проис­ходит, как правило, в предыдущие подогреватели вследствие разности давлений между отборами пара (каскадный слив) и затем из ПВД в деаэратор, из нижнего ПНД конденсат подается насосом 26 в пита­тельную линию. В схеме регенеративного подогрева воды перед ПНД устанавливаются обычно эжекторный подогреватель 15 для охлажде­ния пара, выходящего из эжектора, который создает пониженное дав­ление (вакуум) в конденсаторе турбины (0,004—0,006 МПа), и саль­никовый подогреватель 16 для охлаждения выпаров из уплотнений турбин. Конденсат после этих подогревателей направляется в кон­денсатор.

Подготовка теплоносителя с требуемыми для подачи в тепловую сеть параметрами производится на ТЭЦ по схемам, включающим раз­личное теплофикационное оборудование и приборы для автоматиче­ского регулирования, контроля и учета тепла.

При отпуске с ТЭЦ горячей воды для систем теплоснабжения при­меняют схемы, обеспечивающие ступенчатый подогрев сетевой воды паром из различных отборов турбины, начиная с наиболее низкого по температурному потенциалу и переходя по мере нагрева воды к более высоким. В результате достигается увеличение выработки электро­энергии на тепловом потреблении и повышается энергетическая эф­фективность ТЭЦ.

Подогрев сетевой воды осуществляется обычно в четырех последо­вательно соединенных подогревателях: охладителе конденсата 12, двух основных пароводяных поверхностных теплообменниках 6 и 7, обогреваемых паром из нижнего и верхнего теплофикационных отбо­ров турбины с давлениями 0,03—0,2 и 0,06—0,25 МПа, и пикового водогрейного котла 9. Конденсат греющего пара верхнего отбора из основного подогревателя 7 сливается каскадно в подогреватель 6 и затем в охладитель конденсата 12. Из охладителя конденсат самоте­ком или с помощью насоса 13 отводится в смеситель на основной линии конденсата турбины, в станционный деаэратор или конденсатор.

Основные подогреватели покрывают базисную, а пиковые котлы — пиковую часть тепловой нагрузки. Охладители конденсата покрывают весьма небольшую часть базисной нагрузки, так как предназначаются

10г "а к 435
только для понижения температуры конденсата до 90—95°С для обеспечения устойчивой работы конденсатного насоса. Кроме того, в конденсаторе турбины Т-100-130 имеется встроенный теплофикацион­ный пучок 5, в котором можно подогревать подпиточную воду до 30—35°С или обратную сетевую воду в зимнее время, когда в кон­денсатор идет только охлаждающий часть низкого давления турбины вентиляционный расход пара. При этом в конденсаторе устанавли­вается повышенное давление (вследствие уменьшения расхода и дав­ления пара перед отсасывающим эжектором).

Вода в тепловую сеть, как правило, подается двумя группами се­тевых насосов 8 для создания большей располагаемой разности давлений в тепловой сети. Сетевые насосы первого подъема устанав­ливаются на обратной линии тепловой сети, перед подогревателями. Максимальное давление воды за ними определяется допустимым из условия прочности давлением для поверхностных теплообменников (~1 МПа), минимальное — из условия предотвращения вскипания подогретой воды перед насосами второго подъема. Сетевые насосы второго подъема устанавливаются после поверхностных теплообмен­ников, а максимальное давление за ними определяется допустимыми давлениями воды в пиковом водогрейном котле и трубопроводах тепловой сети (~2 МПа).

У каждого из подогревателей в схеме предусматриваются пере­мычки для перепуска воды, которые можно использовать для регули­рования температуры воды за ними. Кроме того, для пикового водо­грейного котла предусматривается рециркуляционная линия с насосом 10 для частичного перепуска горячей воды на вход котлов для нор­мальной их работы (см. подробнее § 59).

Подпитка воды в тепловую сеть производится химически очищен­ной деаэрированной водой, подаваемой подпиточным насосом 32 через регулятор подпитки 11 на всасывание сетевого насоса 8. Деаэрация подпиточной воды производится в отдельном деаэраторе 31. В за­крытых системах теплоснабжения применяется обычно атмосферный деаэратор (давление 0,1—0,12 МПа), питаемый паром из нерегули­руемого отбора турбин (см. рис. 12.2). В открытых системах тепло­снабжения, где величина подпитки значительна, применяется вакуум­ный деаэратор (давление до 0,07 МПа), имеющий энергетические преимущества по сравнению с атмосферным деаэратором, так как в качестве греющей среды используется отработавший в турбине пар с более низким давлением или сетевая вода из подающей линии тепло­сети.

Характерными особенностями современных коммунальных ТЭЦ являются:

1) применение теплофикационных турбин на высокие начальные параметры пара (давление 13 и 24 МПа) и единичные мощности (100 и 250 МВт);

2) многоступенчатый регенеративный подогрев конденсата и под­питочной воды в цикле станции паром из нерегулируемых отборов турбин;

3) наличие многоступенчатого подогрева сетевой воды в основных подогревателях паром из нижнего и верхнего регулируемых теплофи­кационных отборов и в пиковых подогревателях, в качестве которых, как правило, применяются дешевые пиковые водогрейные котлы;

4) наличие конденсатора, позволяющего регулировать выработку электрической энергии при переменных тепловых нагрузках. При этом для охлаждения пара в конденсаторах используются теплофика­ционные пучки, в которых производится подогрев подпиточной воды или обратной сетевой воды.

Лростейшая схема различных способов отпуска пара с ТЭЦ представлена на ркс. ІІ2.3. К ним относятся:

1) непосредственный отпуск пара из отборов или после турбины;

2) отпуск вторичного пара из испарительных установок;

3) отпуск пара непосредственно от парогенераторов через редукционно-охладитель - ные установки (РОУ);

4) отпуск пара с помощью компрессоров.

Самым экономичным является первый способ, при котором происходит наибольшая выработка электроэнергии на внешнем тепловом потреблении на ТЭЦ.

Отпуск вторичного пара из испарительных установок требует дополнительных капиталовложений и является менее экономичным по сравнению с первым способом, так как при обеспечении одинаковых параметров пара у потребителей давление греющего пара будет выше и, следовательно, снизится выработка электроэнергии на внешнем тепловом потреблении. Применяется обычно при значительных потерях и загрязнении конденсата у потребителей.

Отпуск пара от парогенераторов ТЭЦ через РОУ является самым неэкономичным способом, так как связан с прямыми потерями при дросселировании. Поэтому он применяется в крайних случаях, для резервирования или при малых расходах и не­соответствии требуемых параметров пара параметрам пара в отборах турбины.

Отпуск пара с помощью компрессоров производится, если имеется пар с пара­метрами более низкими, чем требуется потребителям. Наиболее простым и широко применяемым является струйный компрессор (см. рис. '1І2.3). При данном способе по сравнению с третьим способом уменьшается требуемое количество острого пара и дополнительно вырабатывается электроэнергия на внешнем тепловом потреблении.

Пароводяные теплофикационные подогреватели и сетевые насосы устанавливаются в подвальном помещении под турбиной. Они выпол­няются или центральными для всей ТЭЦ, или поагрегатными на каждый турбогенератор. У современных крупных теплофикационных гурбин мощностью 50—250 МВт подогреватели встроены непосредст­венно в турбинную установку и составляют с ней одно целое. При этом выполняются поагрегатно и сетевые насосы.

Пиковые водогрейные котлы устанавливаются обычно на ТЭЦ в полуоткрытых помещениях, примыкающих к котельному залу глав­ного корпуса. Здание выполняется лишь для нижней части котлов, а верхняя часть остается на открытом воздухе. Тип и число пиковых котлов выбирается с учетом резервирования тепловой нагрузки для всей ТЭЦ. Устройства для подготовки подпиточной воды, конденсато - сборные и паропреобразовательные установки сооружаются в большин­стве случаев центральными для всей ТЭЦ.

Типы и конструкции сетевых насосов, конденсатосборных и паро - преобразовательных установок и водо-водяных подогревателей иден­тичны рассмотренным в главе 3, поэтому ниже описываются только теплофикационные подогреватели и пиковые котлы.

Теплофикационные пароводяные подогреватели сетевой воды пред­ставляют собой трубчатые теплообменники, в которых вода идет по трубам, а пар — в межтрубном пространстве. В большинстве случаев трубки делают прямыми для возможности механической их очистки. В новых теплофикационных турби­нах мощностью 50—250 МВт по условиям комноновки применяются подогреватели горизонтального ти­па, в остальных турбинах — в основ­ном вертикального типа. На рис. 12.4 и 12.5 представлены примеры кон­струкций пароводяных подогревате­лей сетевой воды.

Рис. 12.3. Простейшая схема различныч способов отпуска пара с ТЭЦ 1 — пар из отбора турбины; 2 — вторичный пар из испарительных установок; 3 — пар после ре- дукционно-охладительных установок; 4 — пар после струйного компрессора; 5 — конденсат от потребителей; 6 — подпиточная вода

Рис. 12 5. Сетевой подогреватель турбины Т-100-130

1 — подвод сетевой воды 2 — лтвод сетевой во ды, 3— выхлоп в атмосферу (предохранитель­ный), 4 — подвод греющего пара, 5 — отвод кон денсата

В подогревателях вертикального типа подвод греющего пара про­изводится в верхнюю часть корпуса, отвод конденсата — в нижнюю. Направление движения пара в межтрубном пространстве обусловли­вается специальными перегородками (рассечками), которые предот­вращают образование толстой пленки конденсата на трубках, сни­жающей коэффициент теплоотдачи от пара к металлу, и препятствуют истиранию трубок от вибрации. Нагреваемая сетевая вода подводится и отводится из верхней водяной камеры, разделенной перегородками, которые делят трубный пучок на несколько частей по числу ходов.

Трубный пучок состоит из прямых трубок, развальцованных в верхней и нижней трубных досках. Плоскости соприкосновения разде­лительных перегородок с трубными досками и верхней водяной камеры с корпусом подогревателя уплотняются асбестовыми или свинцовыми прокладками для предотвращения перетекания воды мимо трубок и утечек пара. Нижняя водяная камера крепится к нижней трубной доске и может перемещаться вдоль стенок корпуса подогревателя при температурных деформациях. На входе пара в подогреватель перед фронтом трубок устанавливается отбойный лист для гашения кине­тической энергии струи, а в нижней части — специальные штуцера для отвода воздуха и спуска воды из парового и водяного простран­ства и присоединения регулятора уровня конденсата. Крепится подо­греватель на опорах, приваренных к корпусу.

В подогревателях горизонтального типа (см. рис. 12.5) подвод греющего пара производится в верхней или боковой части корпуса, а отпои конденсата — в нижней части. Подвод и отвод сетевой воды производится во входной камере, выпуск паровоздушной смеси — на

ТАБЛИЦА 12.1. ТЕХНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПАРОВОДЯНЫХ ПОВЕРХНОСТНЫХ ВЕРТИКАЛЬНЫХ СЕТЕВЫХ ПОДОГРЕВАТЕЛЕЙ

Боковой поверхности корпуса. Входная и поворотная водяные камеры также разделены перегородками, делящими трубный пучок на четыре •сода по воде. Обе камеры крепятся к корпусу подогревателя, поэтому для компенсации температурных деформаций на корпусе устанавли­вается линзовый компенсатор. Для устранения провисания трубок из - за большой длины подогревателя (около 10 м) трубки опираются на промежуточные перегородки. Устанавливается подогреватель на опорах, приваренных к нижней части корпуса.

Корпусы, водяные камеры и трубные доски подогревателей выпол­няются, как правило, стальными, трубки — латунными — при докрити - ческих начальных параметрах пара перед турбиной и из нержавеющей стали — при закритических параметрах для предупреждения осажде­ния меди на лопатках турбины. В табл. 12.1 и 12.2 представлены основные параметры применяемых в настоящее время теплофикаци онных подогревателей.

Коэффициенты теплоотдачи от пара к стенке определяются по формулам - в вертикальных подогревателях

7400 + 75,5 /к — 0,23 t

В горизонтальных подогревателях

4920 + 58 tK — 0,175 t

А= [md (W-^ct)I0,25 '

Где іс7= (їнис--Тср)!2 — средняя температура стенки трубок, °С [здесь тСр=(гВх-|- — средняя температура нагреваемой сетевой воды, °С], tK= (£нас-Ист)'2— средняя температура пленки конденсата, ЧС; Н — расстояние между межтрубными перегородками (рассечками), м; т и d — среднее число и диаметр, м, теплопередаю - щих трубок по ходу пара.

В качестве пиковых водогрейных котлов на ТЭЦ используютсн серийно выпускаемые стальные водогрейные котлы типа КВГМ и ПТВМ на давления до 2,2 МПа, работающие, как правило, на газе и мазуте.

§ 59. ТИПЫ И ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ СХЕМЫ КОТЕЛЬНЫХ

В городах для теплоснабжения применяются крупные районные котельные с тепловой нагрузкой 116—812 МВт (100—700 Гкал/ч) „ квартальные и групповые с нагрузкой 17,4—116 МВт (15— 100 Гкал/ч), а также мелкие и местные котельные с нагрузкой до» 17,4 МВт (до 15 Гкал/ч).

Крупные котельные характеризуются меньшими удельными капи - іальньїми затратами и более эффективным использованием топлива,, поэтому в настоящее время стремятся строить в основном крупные районные котельные, отпускающие тепло одновременно для жилищно - коммунального сектора (ЖКС) и для промышленных объектов.

Квартальные, групповые, мелкие и местные котельные, используе­мые как в секторе промышленности, так и в ЖКС, сооружаются в основном вследствие разновременности и поэтапности строительства различных объектов.

Для теплоснабжения сельских и небольших рабочих поселков на­ходят применение поселковые котельные мощностью до 12 МВт и де­централизованные домовые (местные) и поквартирные источники гепла Поселковые котельные обычно снабжают теплом по централи­зованным системам центральную часть поселков, состоящую из много­квартирных секционных и общественных зданий, и производственные зоны, децентрализованные источники тепла — расположенные на пе­риферии малоквартирные и отдельно стоящие здания.

В зависимости от вида теплоносителя котельные подразделяются на водогрейные, паровые и пароводогрейные.

Водогрейные котельные оборудуются стальными или чугунными водогрейными котлами, вырабатывающими горячую воду, и предназ­начены для обеспечения в основном жилищно-коммунальных тепловых нагрузок: отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.

В современных крупных системах теплоснабжения применяются стальные водогрейные котлы, рассчитанные на давление до 2,2 МПа (22 кгс/см2) и температуру нагрева воды до 180°С. Чугунные и неко­торые типы стальных водогрейных котлов (например, из стального- листа), рассчитанные на давление до 0,6 МПа (6 кгс/см2) и темпера- гуру нагрева воды до 95—115°С, применяются в индивидуальных ломовых котельных и для мелких систем теплоснабжения, например в сельских поселках.

Стальные водогрейные котлы на давления до 2,2 МПа выпускаются в соответст­вии с разработанной в 1968—1969 гг ЦКТИ, Дорогобужским котельным заводом к трестом Центроэнергомонтаж унифицированной серией: типа КВ-ГМ — для сжигания газа и мазута и типов KB ТС и КВ-ТК — для сжигания твердого топлива на теплопроизводительность 4,65—210 МВт. Кроме того, продолжают выпускаться котлы старых конструкций типа ПТВМ для сжигания газа и мазута на теплопроизводитель­ность 35, 58 и 116 МВт и типа ЭММ-G0-12 для сжигания пылеугольного топлива на теплопроизводительность 70 МВт.

К наиболее распространенным в настоящее время чугунным водогрейным котлам

Относятся котлы типа К4-1,2 и 3 теплопроизводительностью от 1,16-Ю-1 до 10,4Х ХЮ-1 МВт, а также типа КЧМ-2 и КЧММ-2 теплопроизводительностью от 10,4-Ю-3 до 46,4-10"3 МВт.

Принципиальная схема котельной со стальными водогрейными котлами при двухтрубной тепловой сети показана на рис. 12.6.

В водогрейных котлах 1 в результате сжиіания топлива произво­дится подогрев воды до требуемой для теплоснабжения температуры (например, 150°С). Часть нагретой в котлах воды с помощью рецир­куляционных насосов 2 подается в обратную линию перед котлами. Рециркуляция необходима для подогрева воды на входе в стальные котлы до температур выше температур точки росы, значения которых зависят от вида топлива, а также для поддержания постоянного рас­хода воды через котлы. При температурах воды на входе в стальные котлы ниже температур точки росы происходят конденсация водяных наров из газов, образование отложений и сернистая коррозия поверх­ностей нагрева, а при снижении расхода воды более чем на 20% — неравномерное распределение воды в греющих трубках котла, при­водящее к вскипанию воды и локальным пережогам трубок. Для ус­транения коррозии минимальная температура воды на входе прини­мается: при сжигании газа — примерно 70°С, при сжигании мазута — 110°С.

Основная часть нагретой в котлах воды поступает в подающую магистраль теплосети. Для снижения температуры воды в подающей магистрали в соответствии с применяемым качественным методом ре­гулирования тепловой нагрузки производится подмешивание холодной •воды из обратной магистрали по перемычке 4. Количество подмеши­ваемой воды регулируется клапаном 5 в зависимости от величины тепловой нагрузки (например, по температуре наружного воздуха).

Циркуляция воды в теплосети производится сетевым насосом 6, на всасывание которого с помощью подпиточного насоса 8 подается под - питочная вода после химводоочистки 7.

При использовании мазута в качестве основного или резервного топлива в водоірейньїх котельных иногда дополнительно устанавли­вают вспомогательные паровые котлы небольшой мощности, выраба­тывающие пар для собственных нужд котельной (разогрева мазута, деаэрации питательной воды и др.).

В мелких системах теплоснабжения при использовании однотипных стальных или чугунных водогрейных котлов находит применение схе­ма, показанная на рис. 12.7. Особенностью ее является то, что подача воды на отопление и горячее водоснабжение производится раздельно по четырехтрубной системе. Для подогрева воды на горячее водоснаб­жение применяется теплообменник, греющая вода для которого от­бирается из подающей магистрали через регулятор температуры типа

Рис. 12.7. Прин­ципиальная схема котельной с водо­грейными котлами при четырехтруб - ной системе теп­лоснабжения / — котлы; 2 — регу­лятор температуры;

3 — теплообменник;

4 — перемычка из об­ратной линии в пода­ющую; 5 — регулиру­ющий клапаи; 6 — се­тевой насос; 7 — ап­параты химводоочи­стки; 8 — подпиточ - ный" насос; 9 — регу­лятор подпитки; 10 — циркуляционный на­сос

РТ, поддерживающий постоянной температуру подаваемой на горячее водоснабжение воды (60—65°С). При этом расчетная температура подаваемой на отопление воды может составлять от 95—115°С для чугунных котлов до 150—180°С для стальных.

Паровые котельные оборудуются только паровыми котлами и при­меняются в основном для выработки пара на технологические нужды, а в отдельных случаях при отсутствии водогрейных котлов требуемых типоразмеров и небольших жилищно-коммунальных нагрузках — для выработки горячей воды для систем теплоснабжения.

Паровые котлы также выполняются стальными и чугунными. Стальные паровые котлы выпускаются в настоящее время промыш­ленностью на паропроизводительность 1—75 т/ч и рабочее давление пара 0,9; 1,4; 2,4 и 4 МПа. Одновременно для паро - и теплоснабжения применяются котлы с давлением пара 1,4 МПа. Чугунные паровые котлы имеют меньшую паропроизводительность и рабочее давление пара до 0,17 МПа и применяются для пароснабжения мелких потре­бителей.

Наиболее распространенными ст ільньіми паровыми котлами являются выпускае­мые Бийским котельным заводом котлы типа ДКВР паропроизводительностью 2,5— 35 т/ч и рабочим давлением пара 1,4; 2,4 и 4 МПа, а также выпускаемые Белгород­ским котельным заводом котлы типа К-50-40/14, К-50-40-І и БКЗ-75-39ФБ для сжига­ния пылеугольного топлива и типа ГМ-5044/250, ГМ-50-1 и БКЗ-75-ЗЭГМа для сжи­гания газомазутного топлива на теплопроизводительность 50 и 75 т/ч и рабочее давление пара 1,4 и 4 МПа. Пар низкого давления до 0,17 МПа получают от чугун­ных котлов типа КЧ -1,12 и 3 при дополнительном оборудовании их паросборниками.

Принципиальная схема котельной со стальными паровыми котла­ми, отпускающей пар на технологические нужды и горячую воду на теплоснабжение, показана на рис. 12.8.

Вырабатываемый в котлах 1 пар по паропроводам направляется к технологическим потребителям и в пароводяной теплообменник 4 для подогрева воды, циркулирующей в системе теплоснабжения. Конденсат от технологических потребителей и после пароводяного теплообменни­ка поступает в деаэратор 9, для работы которого используется реду­цированный пар от котлов. Для восполнения потерь конденсата в де­аэратор с помощью подпиточного насоса 12 подается также подпи - точная вода после химводоочистки 11. Из деаэратора вода подается питательным насосом 10 в котлы.

Циркуляция воды в системе теплоснабжения осуществляется с по­мощью сетевых насосов 6. Отпуск тепла на теплоснабжение регулиру­ется путем изменения расхода пара с помощью регуляторов 3 в соот­ветствии с требуемым температурным графиком. Подпитка воды в

Рис. 12 8 Прин­ципиальная схе­ма котельной с паровыми котла­ми, отпускающей пар и горячую во - ДУ

I — котлы; 2 — РОУ, 3 — регулирующий клапан, 4 — пароводя­ной теплообменник, 5 — конденсатоотвод­чик, 6 — сетевой на­сос, 7 — фильтр, 8 — регулятор подпитки, 9 — деаэратор, Ю — питательный насос,

II — аппараты химво - доочистки, 12 — под­питочный насос

Тепловую сеть производится подпиточным насосом 12 после химводо - ючистки 11 на всасывание сетевого насоса

Иароводогрейные котельные, называемые также смешанными, «оборудуюіся указанными выше типами паровых и водогрейных котлов ж ли комбинированными пароводогрейными котлами (например, типа КТК) и предназначаются для выработки пара на технологические нужды и горячей воды для обеспечения нагрузок отопления, венти­ляции и горячего водоснабжения.

Мощность и число паровых и водогрейных или пароводогрейных котлов определяются значениями нагрузок по горячей воде и паровой нагрузки с учетом собственных нужд котельной. Схема пароводогрей- ной котельной состоит из двух контуров: 1) для выработки пара и 2) для выработки горячей воды. Контур, вырабатывающий горячую воду для систем теплоснабжения, аналогичен схеме водогрейной ко - іельной (см. рис. 12.6).

Мощность котельных выбирается по расчетной максимальной тепловой нагрузке потребителей. При эгом типоразмеры установлен­ных котлоагрегатов должны быть такими, чтобы при выходе из строя наибольшего по производительности котла оставшиеся котлы обеспе­чивали максимальный отпуск тепла технологическим потребителям и требуемое для наиболее холодного месяца среднее количество тепла лля нагрузок ЖКС.