Проектирование системы теплоснабжения больничного комплекса

Введение

теплоснабжение энергетика петербург На сегодняшний день политика энергосбережения является приоритетным направлением развития систем энергои теплоснабжения. Фактически на каждом государственном предприятии составляются, утверждаются и воплощаются в жизнь планы энергосбережения и повышения энергоэффективности.

В России принят ряд законов касающихся энергосбережения, составлен план развития энергетики страны на ближайшие 15 лет, направленный на увеличения доли использования альтернативных источников энергии, энергоэффективных технологий и повышения ее энергоэффективности в общем. Во всех сферах деятельности в нашем государстве стремятся уменьшить энергопотребление и потери энергии (в том числе и тепла).

Система теплоснабжения страны не исключение. Она довольно велика и громоздка, потребляет колоссальные объемы энергии и при этом происходят не менее колоссальные потери тепла и энергии.

Теплоснабжение — снабжение теплом жилых, общественных и промышленных зданий (сооружений) для обеспечения коммунально-бытовых (отопление, вентиляция, горячее водоснабжение) и технологических нужд потребителей.

В большинстве случаев теплоснабжение — это создание комфортной среды в помещении — дома, на работе или в общественном месте. Теплоснабжение включает в себя также подогрев водопроводной воды и воды в плавательных бассейнах, обогрев теплиц и т. д.

Расстояние, на которое транспортируется тепло в современных системах централизованного теплоснабжения, достигает нескольких десятков км. Развитие систем теплоснабжения характеризуется повышением мощности источника тепла и единичных мощностей установленного оборудования. Тепловые мощности современных ТЭЦ достигают 2—4 Ткал/ч, районных котельных 300—500 Гкал/ч. В некоторых системах теплоснабжения осуществляется совместная работа нескольких источников тепла на общие тепловые сети, что повышает надёжность, манёвренность и экономичность теплоснабжения.

1. Анализ существующей системы энергетики Санкт-Петербурга Санкт-Петербург — крупнейший промышленный, культурный и научный центр России с населением около 5 миллионов человек. Существующая система теплоснабжения Санкт-Петербурга относится к наиболее важным и уникальным жизнеобеспечивающим системам города. Это обусловлено его географическим положением (средняя за год температура наружного воздуха — 4.3 °С; абсолютно минимальная — минус 36 °C; средняя за отопительный период минус 1.8 °С; продолжительность отопительного периода — 220 дней), характером застройки исторического центра города, реализованными техническими решениями, сложившимися в течение многих десятилетий при сменяющих друг друга экономических формациях.

Впервые в России централизованное теплоснабжение от установки комбинированного производства электрической и тепловой энергии было реализовано именно в Петрограде. Это схема в дальнейшем и стала основой для развития централизованного теплоснабжения города.

Формировавшаяся веками застройка исторического центра СанктПетербурга определила особенности системы теплоснабжения города, в которой представлен почти весь спектр способов и схем обеспечения теплом потребителей, основанных на сжигании органического топлива и передачи тепла в виде горячей воды и пара. В частности, от автономных локальных и централизованных теплоисточников.

В настоящее время по имеющейся информации, общая установленная мощность источников тепла составляет порядка 27 100 Гкал/ч. из них ТЭЦ — около 11 800 Гкал/ч, промышленных ТЭЦ 2000 Гкал/ч. котельных в собственности Санкт-Петербурга 9300 Гкал/ч. ведомственных котельных — 4000 Гкал/ч.

Суммарная подключенная тепловая нагрузка составляет 19 840 Гкал/ч, в том числе ТЭЦ «ТГК-1» — 8220 Гкал/ч, промышленных ТЭЦ 1600 Гкал/ч, котельных в собственности Санкт-Петербурга — 7620 Гкал/ч, ведомственных котельных — 2400 Гкал/ч.

Общая протяженность тепловых сетей, подающих тепло от источников до потребителей, в двухтрубном исчислении составляет более 3000 км.

Функционирование схемы теплоснабжения Санкт-Петербурга в настоящее время основывается на Генеральной схеме теплоснабжения, разработанной на период до 2000 г. с учетом перспективы на 2005 г.

Исходя из того, что система теплоснабжения города исторически развивалась по нуги обеспечения теплом потребителей от крупных теплоисточников теплоэлектроцентралей (ТЭЦ). районных и квартальных котельных, а в центральной части города, где невозможно и нецелесообразно подавать тепло от ТЭЦ, от автономных теплоисточников. Санкт-Петербург в соответствии с раннее разработанной Генеральной схемой теплоснабжения разбит на сложившиеся тепловые районы (в частности Восточный тепловой район включает в себя Невский и Красногвардейский административные районы).

В настоящее время характерным для системы теплоснабжения города является отставание ее развития от потребностей, связанных с реконструкцией и новым строительством, а также снижением надежности теплоснабжения существующих потребителей, вызванное опережением процесса старения теплоэнергетического оборудования и его восстановления. Кроме того, чрезвычайно остро стоят проблемы снижения затрат при выработке тепловой энергии, ее транспортировки и потреблении, а также воздействия на окружающую среду. Рост тепловых нагрузок и. следовательно, потребления топливно-энергетических ресурсов, в первую очередь природного газа, должен сопровождаться адекватными мерами по энергосбережению. В противном случае дальнейшее развитие города может быть замедленно из-за возможных ограничений, связанных с доступностью того или иного энергетического ресурса.

С целью решения данных проблем возникает необходимость разработки долгосрочных программ реконструкции и развития системы теплоснабжения Санкт-Петербурга.

2. Теплоисточники и тепловые сети Теплоисточники.

Исторически сложилось так, что система теплоснабжения Санкт-Петербурга связана с развитием крупных централизованных источников: ТЭЦ и котельных. На сегодняшний день основными поставщиками тепла для целей отопления, вентиляции и горячего водоснабжения объектов жилищного фонда, общественно-деловых объектов и промышленных зон являются: ТЭЦ ОАО «TГK-l» (47% от суммарного отпуска теплоты), котельные ГУП «TЭK СПб» и ЗАО «Петербургтеплоэнерго)» (43%). ТЭЦ промышленных предприятий (ОАО «Ижорский завод». ФГУП «Обуховский завод» и ЗАО «ЦКТИ им. Ползунова» — около 1%, котельные ЗАО «Лентеплоснаб» (5%) и ведомственные котельные (4%)

Наибольшей установленной тепловой мощностью обладают ТЭЦ ОАО «ТГК-1» — 11 755 Гкал/ч. при этом максимально возможный отпуск тепла с коллекторов составляет 9 916 Гкал/ч, при подключенной тепловой нагрузке 8 220 Гкал/ч.

Кроме ОАО «ТГК-I» отпуск тепла осуществляют три вышеупомянутые промышленные ТЭЦ суммарной установленной тепловой мощностью 764 Гкал/ч.

Установленная мощность котельных, находящихся в собственности Санкт-Петербурга (ГУП «ТЭК СПб» и ЗАО «Петербургтеплоэнерго») составляет 9 277 Гкал/ч. при подключенной нагрузки 7 619 Гкал/ч.

Доля ЗАО «Лентеплоснаб» незначительна, при установленной тепловой мощности 831 Гкал/ч. подключенная тепловая нагрузка составляет 507 Гкал/ч.

Дадим краткую характеристику теплоисточников основных производителей тепла: ОАО «ТГК-1», ГУП «ТЭК СПб» и ЗАО «Петербургтеплоэнерго»

В ГУП «ТЭК СПб» и ЗАО «Петербургтеплоэнерго» имеется 567 котельных. на которых установлено около 2600 котлов, производительностью от 0.5 МВт до 210 МВт, построенных в основном в пятидесятые — шестидесятые годы. Из общего количества котельных 78 составляют районные и квартальные котельные с установленной мощностью от 12 до 910 МВт, оснащенные котлами ДКВр, ДКВ, ДЕ, Е, ГМ, ПТВМ и КВГМ.

Котлы средней мощности (ДКВр, ПТВМ) для районных и квартальных котельных, морально и физически устарели, имеют автоматику регулирования, которая не обеспечивает в полной мере эффективного управления и контроля за процессами горении, а также необходимого снижения внутрикотельных потерь тепла.

Из общего количества котельных — 486 составляют групповые котельные мощностью до 12 МВт, 396 из них работают на природном газе. Эти котельные, в основном, оснащены чугунно-секционными котлами (2340 шт.) с низким коэффициентом полезного действия и как следствие повышенным удельным расходом топлива. На групповых котельных эксплуатируются несовершенные средства автоматического управления и контроля процесса горения, учета отпуска тепловой энергии и потребления энергетических ресурсов. Вспомогательное оборудование групповых котельных также физически морально устарело.

Требует решения проблема обеспечения групповых котельных электроснабжением и водоснабжением в соответствии с действующими нормативными документами, в настоящее время многие из них подключены к внутридомовым электрическим и водопроводным сетям.

Кроме того, значительное количество газовых групповых котельных, находящихся в исторической части города, является встроенными или пристроенными к жилым и общественным зданиям. В соответствии с действующими нормативными документами по строительству РФ запрещено размещение котельных, работающих на газовом топливе, в подвальных помещениях жилых и общественных зданий, а также в помещениях, встроенных и пристроенных к этим зданиям. Однако, строительство новых котельных и переключение на централизованное теплоснабжение в центральной части города крайне затруднено из-за перенасыщенности подземного пространства инженерными сооружениями и подземными коммуникациями. Исходя из этого, чрезвычайно остро стоит проблема ликвидации встроенных, особенно, подвальных котельных и переключения их потребителей на другие источники тепла.

Следуем отметить, что ГУП «ТЭК СПб» эксплуатирует около 90 угольных котельных, построенных свыше 40 лет назад, на которых установлено свыше 300 котлов с обшей установленной мощностью около 90 Гкал/ч. Угольные котельные находятся в неприспособленных помещениях, в основном, пристроены или встроены в здания. На котельных эксплуатируются физически и морально устаревшие котлы и вспомогательное оборудование, отсутствует автоматическое регулирование процессов Горения и отпуска тепло. В основном угольные котельные оборудованы чугунно-секционными котлами с ручной подачей топлива в топку.

На ТЭЦ ОАО «ТГК-1» около 65% котлоагрегатов отработали расчетный ресурс.

Из 53 турбоагрегатов, эксплуатируемых в настоящее время на ТЭЦ ОАО «ТГК-1» 9 имеют наработку более 50 лет. 15 более 40 лет. 12 более 30 лет и только 17 агрегатов имеют наработку менее 30 лег, ниже срока, установленною заводами-изготовителями в качестве эксплуатационного ресурса.

Не менее критическая ситуация наблюдается и на обеспечивающих город тепловой энергией ведомственных источниках теплоснабжения. Так, например, практически полностью выработала свой ресурс оборудование ТЭЦ Обуховского завода.

Тем не менее, работа крупных источников тепловой энергии СанктПетербурга, использующих газовое топливо, относительно других элементов системы теплоснабжения, в целом, является достаточно эффективной. На ТЭЦ и крупных котельных реальный потенциал энергосбережения оценивается около 5% от удельных затрат на выработки тепловой энергии. Гораздо менее эффективна работа мелких отопительных котельных, здесь потенциал энергосбережения составляет 10 — 15% и более.

3. Тепловые сети Важнейшим звеном в системе теплоснабжения Санкт-Петербурга являются тепловые сети. Общая протяженность трубопроводов тепловой сети города в однотрубном исчислении составляет порядка 7 920 км диаметром от 57 до 1 400 мм, из них на балансе ГУП «ТЭК СПб» находится около 5 200 км (66%).

Большая часть применяемых в Санкт-Петербурге систем теплоснабжения-открытые, с непосредственным водоразбором из тепловых сетей на нужды горячего водоснабжения.

Исходя из этого, водяные тепловые сети, выполнены, как правило, по тупиковой схеме, двухтрубными, подающими одновременно тепло на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. Четырех трубные тепловые сети применяются в случае использования центральных тепловых пунктов Расчетный температурный график сетей ТЭЦ районных и квартальных котельных составляет 150/70 °С. после центральных тепловых пунктов- 130/70 °С. от относительно небольших групповых котельных- 95 (105)/70 °С.

Качество и надежность теплоснабжения потребителей напрямую зависит от технического состояния тепловых сетей. По имеющимся данным полностью изношенные тепловые сети со сроком службы более 25 лет составляют 24%, со сроком службы от 15 до 25 лет — более 27% от их общею количества.

875 км тепловых сетей ГУП «ТЭК СПб» выработали срок амортизации (25 лет), 1850 км эксплуатируется свыше 15 лет или приближаются к этим срокам. Ежегодный прирост тепловых сетей с истекшим сроком службы составляет порядка 170 км в год. Продолжительность эксплуатации теплопроводов напрямую связано с надежностью их работы.

Для тепловых сетей ГУП «ТЭК СПб» выявлена динамика изменения годовой удельной повреждаемости. Если при эксплуатации теплопроводов до 10 лет она составляет около 0.77 отказов на км теплопровода, то для периода от 10 до 15 лет она увеличивается в 2.4 раза и составляет 1.63: oт 15 до 25 лет — 2.11 отк./км, а после 25 лет — в пять раз выше.

Подробный анализ показывает, что в настоящее время замене подлежит не менее 50% трубопроводов, находящихся на балансе предприятия.

На балансе ОАО «ТГК-1» находится 678 км тепловых сетей, диаметром от 200 до 1 400 мм.

Высокая степень износа и использование некачественных тепло и гидроизоляционных материалов приводят к неизбежным потерям тепла. По различным оценкам они составляют свыше 15% от годового отпуска тепло. Большая часть используемой арматуры морально и физически устарела, имеет низкую надежность, высокое гидравлическое сопротивление.

Требует решения проблема наружной и внутренней коррозии и теплопроводах. С целью экономии средств и сокращения сроков выполнения работ, прокладка тепловых сетей велась бесканальным способом с применением неэффективной гидроизоляции. В условиях высокого уровня грунтовых вод и наличия электротранспорта тепловые сети подвергаются интенсивной наружной электрохимической коррозии, из-за некачественной деаэрации на источниках тепла и наличия в теплоносителе агрессивных тазов, что характерно для открытой схемы теплоснабжения.

Таким образом, к основным причинам низкой надежности работы трубопроводов тепловой сети относятся:

— низкое качество антикоррозионного, гидро и теплоизоляционного окрытия трубопроводов; наличие внутренней коррозии трубопроводов из-за нарушения водно-химическою режима в открытых системах теплоснабжения. вызванного недостаточной надежностью работы деаэраторов на котельных и ГЭЦ;

— большая насыщенность электрического транспорта в местах прокладки трубопроводов тепловой сети;

— размещение теплотрасс в зоне грунтовых вод, что приводиn к затоплению теплопроводов и увлажнению теплоизоляции,

— высокая коррозионная активность фунтов, характерных для Санкт-Петербурга.

3. Существующие потребители тепла и подключенные нагрузки Основная часть тестовых нагрузок в соответствующих тепловых районах Санкт-Петербурга преимущественно связана с необходимостью отопления, вентиляции и горячего водоснабжения объектов жилищного фонда, а также объектов общественно-деловой сферы. Ряд промышленных предприятий потребляют пар и горячую воду, однако крупные и теплоемкие производства покрывают свою нагрузку за счет собственных теплоисточников.

Значительную долю отапливаемых объектов составляют дома из сборного железобетона. Фактические теплопотери в таких домах на 20−30% выше проектных из-за низкого качества строительства и эксплуатации. Наиболее значительные потери через наружные стеновые ограждения (до 50%) и окна (до 35%).

Сокращение теплопотерь зданий должно быть стратегическим направлением повышения экономичности и качества теплоснабжения. При этом на существующих объектах может быть достигнута экономия потребления теста до 10−15%.

Экономия энергии без ее учета неэффективна. В настоящее время принято решение об обязательной установке приборов учета потребляемой тепловой энергии на всех вводимых и реконструируемых тепловых пунктах потребителей.

Преобладающим и традиционным способом присоединения отопительной и вентиляционной нагрузок является зависимое присоединение. Отопительной — через элеваторы, вентиляционной непосредственно от тепловых сетей. Часть потребителей не имеют элеваторов и подключены на «прямые» температурные параметры магистральных тепловых сетей. Подача воды на горячее водоснабжение осуществляется с использованием смесительных устройств непосредственно из прямого и обратного теплопроводов, т.н. открытая схема теплоснабжения.

В 80-х годах получила широкое распространение схема подключения нагрузок через центральные тепловые пункты с водоводяными кожухотрубными теплообменниками и насосами подкачки на линии сетевой воды. При такой схеме отопительно-вентиляционные нагрузки потребителей подключены к магистральным сетям через теплообменники, подача воды ГВС осуществляется по-прежнему по открытой схеме непосредственно из тепловых сетей. В этом случае во вторичном контуре тепловых сетей, обеспечивающих подключение отопительно-вентиляционных нагрузок, после центральных тепловых пунктов используется расчетный график температур 130/70 °С. В тепловых сетях ГВС температура теплоносителя находится в пределах 65−75 °С. В тепловых пунктах зданий, как правило, установлены элеваторы, в которых температура понижается до расчетной для систем отопления зданий 95 или 105 °C. Такая схема позволяет осуществить подачу воды в отопительные приборы при постоянном давлении, в независимости от его колебаний в тепловых сетях и пиковых расходов на ГВС. Кроме того, при повреждении тепловых сетей первичного контура циркуляция внутри ломов сохраняется, что оберегает их or размораживания Открытой схеме теплоснабжения присущ ряд недостатков. В связи с этим, отдельного обсуждения заслуживает проблема перехода системы теплоснабжения Санкт-Петербурга на закрытую схему присоединения горячего водоснабжения. При получившей в Санкт-Петербурге распространение «открытой» схеме присоединения ГВС. теплоноситель готовится на котельных и ТЭЦ централизованно и подается к потребителям на отопление и ГВС совместно. При существующей технологии централизованного регулирования отпуска тепла путем изменения технологии централизованного регулирования отпуска тепла путем изменения температуры теплоносителя в диапазоне спрямления температурного графика по температуре необходимой для ГВС в переходные периоды отопительного сезона имеет место значительный перерасход тепла дм всех потребителей централизованных систем (10 до 15% от расчетного годового теплоотпуска).

Другим значительным недостатком открытой схемы присоединения ГВС является поступление в теплопроводы кислорода, растворенного в подии точной воле и, как следствие, их интенсивная коррозия.

В отличие от открытых систем в закрытых системах теплоснабжения водопроводная вода, идущая на горячее водоснабжение, подогревается непосредственно в тепловых пунктах (центральных или индивидуальных), при этом, значительно упрощается управление гидравлическими режимами, а основная причина коррозии теплопроводов — попадание кислорода, а теплоноситель с подпиточной водой практически исключается.

Переход на закрытую схему потребует реконструкции существующей системы холодного водоснабжения: строительства и реконструкция существующих трубопроводов, баков-аккумуляторов. Так как при закрытой схеме 100% воды питьевого качества должно транспортироваться по сетям холодного водоснабжении в ЦТП или ИТП.

Кроме того, подогрев поступающей из городского водопровода воды без деаэрации потребует замены существующих внутридомовых сетей горячего водоснабжения на трубы из металлопластика или других коррозионностойких материалов. Для компенсации пиковых нагрузок, характерных для систем горячего водоснабжения, потребуется установка баков-аккумуляторов горячей воды непосредственно у потребителей, либо на центральных тепловых пунктах, либо дополнительные пиковые мощности на теплоисточниках.

Таким образом, переход на закрытую схему теплоснабжения потребует значительных капитальных затрат, что в настоящее время представляется маловероятным. Исходя из этого, перевод сложившихся систем теплоснабжения на закрытую схему присоединения ГВС на среднесрочный период не является приоритетным.

Сохранение на среднесрочную перспективу открытой схемы теплоснабжения должно сопровождаться ужесточением контроля подготовки подпиточной воды на котельных и ТЭЦ, внедрением эффективных деаэрационных устройств и реагентов, замедляющих коррозию. В качестве мероприятия, предваряющего переход на закрытую схему, при строительстве и реконструкции объектов в сложившихся зонах теплоснабжения может рассматриваться переход на монтаж трубопроводов ГВС из коррозионностойких материалов, в первую очередь, пластиковых труб.

Вместе с тем, представляется целесообразным использование закрытой схемы присоединения горячего водоснабжения при строительстве новых теплоисточников с целью теплоснабжения вновь застраиваемых кварталов, автономных теплоисточников при условии соответствующего исполнения наружных и внутренних трубопроводов ГВС и коррозионностойких материалов.

Учитывая указанные ранее недостатки традиционно применяемой схемы теплоснабжения, приоритетным вариантом подключения потребителей является автоматизированный индивидуальный тепловой пункт, оборудованный приборами учета тепловой энергии и системой автоматического регулирования температуры теплоносителя, поступающего в системы отопления и вентиляции, в зависимости от температуры наружною воздуха и температуры в отапливаемых помещениях. При этом обязательна установка регулятора, обеспечивающего подготовку воды для ГВС с необходимой температурой, и циркуляционной линии для устранения остывания воды в системе ГВС в часы минимального водоразбора.

4. Сравнительный анализ вариантов развития системы теплоснабжения Исторически, система теплоснабжения Санкт-Петербурга связана с развитием централизованного теплоснабжения. Однако, не во всех районах система развивается в этом направлении, что и особенности стало характерным за последние 5−8 лет. В среднем в Санкт-Петербурге автономные теплоисточники покрывают от 6 до 22% потребности в тепле в зависимости от рассматриваемого района.

Наибольшее развитие локальная система теплоснабжения получила в Петроградском районе, где их доля в выработке тепла традиционно высока — 90% в 2005 году.

Следует отметить важный момент — наименьшая себестоимость производства тепла характерна для ТЭЦ и относительно крупных источников централизованного теплоснабжения. Вместе с этим применение современного энергоэффективного оборудования на автономных теплоисточниках, возможность работы без постоянного присутствия обслуживающего персонала, удельные затраты на производство тепловой энергии локальных теплоисточников, а следовательно и себестоимость может быть значительно ниже, чем для централизованных.

В целом, выбор направления развития системы теплоснабжения зависит от совокупности факторов, свойственных конкретному тепловому району Санкт-Петербурга. Одним из критериев является минимизация воздействия на окружающую среду (выбросов продуктов сгорания, в частности, диоксида азота в атмосферу).

Помимо фактора экологичности, необходимо учитывать:

— требования к показателям надежности теплоснабжения потребителей;

— необходимость подключения перспективных нагрузок в требуемые сроки;

— внедрения энергоэффективных технологий и снижения затрат при производстве и транспортировке тепловой энергии.

Рассматривая экологический аспект, можно говорить о неприемлемости предложений повсеместного перехода к автономным теплоисточникам. Сплошное индивидуальное теплоснабжение плотно застроенных кварталов такого мегаполиса, как Санкт-Петербург, является проблематичным для наших климатических условий, так как при соответствующих плотностях тепловых нагрузок сложно выполнить требование не превышения предельно-допустимой концентрации окиси азота в прилегающих кварталах жилой застройки. Для населенных мест, расположенных в холодном климате и с высокой плотностью застройки это является существенным ограничением, которое требует, чтобы значительная величина базовой тепловой нагрузки оставалась централизованной.

Потому производство пепла на автономных теплоисточниках оказывается наиболее целесообразным по совокупности энергетических, экономических и экологических показателей для районов с малой тепловой плотностью (например, коттеджной застройки), промышленных объектов, также объектов, предъявляющих повышенное требование к надёжности теплоснабжения. Использование локальных и автономных энергоисточников, обеспечивающих совместную выработку тепловой и электрической энергии, наиболее предпочтительно в зонах дефицитных по электроснабжению, прежде всего, для промышленных объектов.

Представляется необходимым сохранение приоритета и восстановления существующей системы централизованного теплоснабжения, развитие которой должно осуществляться путем строительства новых крупных источников централизованного теплоснабжения на основе комбинированной выработки тепловой и электрической энергии, прежде всего, в районах планируемого массового строительства.

5. Перечень мероприятий по развитию системы теплоснабжения Санкт-Петербурга Учитывая, что система теплоснабжения представляет собой неразрывную технологическую систему, эффективность ее работы и развитие должны быть обеспечены не для отдельных частей системы, а для системы теплоснабжения в целом, от производителя тепла до потребителя.

В целом, развитие системы теплоснабжения Санкт-Петербурга должно обеспечить решение следующих приоритетных задач:

1. Обеспечение надежного теплоснабжения существующих потребителей и подключение перспективных нагрузок.

2. Снижение затрат при производстве, транспортировке и потреблении тепловой энергии.

3. Снижение удельного (на единицу отпущенной потребителям тепловой энергии) потребления топливно-энергетических ресурсов.

4. Обеспечение минимального воздействия на окружающую среду.

Основными техническими мероприятиями, реализация которых обеспечивает решение перечисленных сдач, являются:

На теплоисточниках:

— Реконструкция существующих и строительство новых теплоисточников с применением современного энергоэффективного автоматизированного оборудования с минимальными выбросами токсичных продуктов сгорания в окружающую среду;

— Внедрение современных систем автоматического регулирования, обеспечивающих оптимизацию процесса сжигания топлива, безопасность работы, регулирование и учет отпуска тепла;

* Применение приводов нагнетателей энергоисточников (сетевые и подпиточные насосы, дымососы и вентиляторы), оборудованных системами частотного регулирования;

— Внедрение конденсационных котлов, наиболее плотно использующих тепловую энергию сжигаемых топлив;

— Перевод угольных и дизельных котельных на газовое топливо;

— При наличии технической возможности закрытие неэффективных, прежде всего встроенных и пристроенных, котельных малой мощности и перевод их потребителей на централизованные источники тепла;

— Использование нетрадиционных источников энергии (тепловые насосы, сжигание отходов, биотоплива и др.), с учетом прогнозируемого на долгосрочную перспективу количества поставляемого газа, разработка программ, но его замещению альтернативными видами топлива;

— Внедрение современной аппаратуры контроля диагностики за состоянием энергетического оборудования теплоисточников;

— Доведение до необходимых объемов капитального ремонта и восстановления существующего оборудования;

— Внедрение эффективных методов водоподготовки;

— Применение закрытой схемы присоединения систем ГВС при строительстве и реконструкции автономных систем теплоснабжения;

— Реконструкция и строительство очистных сооружений ТЭЦ и котельных с применением современных природосберегающих технологий.

На тепловых сетях и центральных тепловых пунктах:

— Создание возможности перераспределения тепла в зоны перспективного строительства и увеличение пропускной способности существующих тепловых сетей, закольцовка тепловых сетей для повышения надежности работы систем теплоснабжения;

— Применение теплопроводов, теплоизолированных в заводских условиях, с системой дистанционного контроля увлажнения теплоизоляции;

— Совершенствование технологии прокладки и усиление контроля за качеством строительства и эксплуатации тепловых сетей;

— Оптимизация теплогидравлических режимов работы тепловых сетей с учетом их фактического состояния, ограничения по максимальной температуре, а также роста автоматизированных тепловых пунктов у потребителей;

— Внедрение теплопроводов на основе пластиковых труб;

— Применение пластинчатых теплообменников, шаровой и дисковой запорной и регулирующей арматуры;

— Внедрение современной аппаратуры контроля и диагностики за состоянием оборудовании тепловых сетей и центральных тепловых пунктов. Создание системы диспетчеризации и мониторинга состояния тепловых сетей позволит оперативно реагировать на нештатные ситуации;

— Разработка комплекса организационных и технических мероприятий с целью эффективной антикоррозийной зашиты инженерных сетей;

— Внедрение эффективных методов очистки теплообменных поверхностей от отложений и зашиты теплопроводов oт коррозии;

— Наряду с развитием тепловых сетей, увеличение ежегодного количества реконструированных и капитально отремонтированных теплопроводов для недопущения роста и последующего планомерного сокращения количества теплопроводов, имеющих предельные сроки эксплуатации, и как следствие, высокую удельную повреждаемость.

В теплопотребляющих системах:

— Переход к эффективным энергосберегающим архитектурностроительным решениям при проектировании и строительстве;

Контроль за качеством тепловой изоляции, применяемой в новом строительстве, увеличение термического сопротивления ограждающих конструкций зданий. Теплоизоляция зданий старой застройки. Усиление контроля за эксплуатацией существующих зданий с целью недопущения сверхнормативных тепловых потерь;

— Оптимизация потребления тепла путем установки терморегуляторов на отопительных приборах, обеспечивающих местное регулирование, электронных регуляторов в центральных и индивидуальных тепловых пунктах, с целью регулирования отпуска тепловой энергии на отопление, вентиляцию и ГВС от величины водоразбора и необходимого напора у потребителей;

— Проведение периодических режимно-наладочных работ в тепловых сетях, системах отопления и горячего водоснабжения;

— Применение при реконструкции и новом строительстве энергоэффективных отопительных приборов и водоразборной арматуры в системах ГВС;

— Внедрение приборов учета;

— Использование тепловой энергии возвратного теплоносителя;

— Изготовление трубопроводов, используемых в системах ГВС из коррозионно-стойких материалов;

— Снижение внутренней температуры в административно — бытовых и производственных помещениях в нерабочее время.

В связи с указанными мероприятиями следует отметить необходимость разработки ТСН «Технические условия и рекомендации по применению оборудования и технологий при реконструкции и новом строительстве систем теплоснабжения и Санкт-Петербурге».

Таким образом, для развития системы теплоснабжения города необходимо сохранять преимущества сложившейся инженерной инфраструктуры с приоритетом централизованной выработки тепловой энергии, но с использованием новых энергоэффективных технологических решений и схем.

2. Анализ существующей системы теплоснабжения Существующая система теплоснабжения выполнена от ТЭЦ № 14 и ТЭЦ № 15. Она не реконструировалась с 1962 года и уже давно пришла в негодность. И на данный момент находится в аварийном состоянии. Трубопроводы изношены на 90%. Запирающая и регулирующая арматура требует замены. Оборудование ИТП также находится в аварийном состоянии и требует замены на современное. Изоляция повреждена и не выполняет своей функции. В подвалах зданий стоит вода. Тепловая энергия теряется на трубах, проходящих по подвальным помещениям в воде.

3. Характеристика объекта теплоснабжения Задачей данного проекта является теплоснабжение больничного комплекса в Адмиралтейском районе г. СанктПетербурга.

В данном проекте рассматривается зона централизованного теплоснабжения квартала, территориально ограниченного улицей Ленская, проспектом Косыгина и Белорусской улицей. Объектами теплоснабжения являются жилые дома, общежития, а так же ясли-детские сады и школы.

Расчетная скорость ветра:

Для теплого периода года — I м/с Для холодного периода года -4,2 м/с Климатологические данные:

— расчетная температура наружного воздуха для проектирования системы отопления — t_но= -26°С; (мах зимний)

— расчетная температура наружного воздуха для проектировании системы вентиляции — t_ср^ХМ = - 11 °C ;

— средняя температура наружного воздуха самого холодного месяца — t_ср^ХМ = -7,9 °С

— средняя температура за отопительный сезон — t_СР.ОТ = - 2,2 ° С ;

— переходнаяt=+8 °С

Амплитуда суточных колебаний температуры теплого периода года составляет 8.7 °С.

Расчетное барометрическое давление 760 мм. рт. ст.

Продолжительность отопительного периода: 5224 часа.

Санкт-Петербург расположен на реке Неве, которая имеет следующий состав грунтовых вод:

— сухой остаток;

— щелочность;

— окисляемость;

— жесткость карбонатная общая;

— содержание ионов Са, Mg, SO₄, Cl.

Характеристика теплопотребителей жилого квартала Красногвардейского района между ул. Ленская и пр. Косыгина г. Санкт-Петербурга от ЦТП:

Глава 2. Выбор теплоносителя и системы теплоснабжения. Определение расходов теплоты по видам теплопотребления и расходов топлива

2.1 Выбор теплоносителя и системы теплоснабжения, Но характеру потребления теплоты различают 2 вида тепловой нагрузки: сезонную и круглогодовую. К сезонной тепловой нагрузке относятся отопление, вентиляция, кондиционирование воздуха. Эта нагрузка имеет сравнительно постоянный суточный и переменный годовой временные графики.

К круглоголовой тепловой нагрузке относятся производственнотехнологическая нагрузка и горячее водоснабжение (ГВС). График технологической нагрузки зависит oт профиля предприятия и режима его работы. График нагрузки ГВС определяется уровнем коммунального благоустройства и демографическими факторами.

Отопление, вентиляция и ГВС жилых и коммунальных объектов составляют коммунально-бытовое теплопотребление. Отопление, вентиляция и ГВС промышленных предприятий составляют сантехническую нагрузку. Коммунально-бытовая и сантехническая тепловые нагрузки в соответствии с п. п 4,1.4.2.4.4 (11) покрываются как правило, водой, при этом расчетная температура сетевой воды в подающем трубопроводе принимается, как правило, равной 150 °C. в обратом — равной 70 °C независимо от способа регулирования отпуска теплоты. Допускается при обосновании применение более высокой (до 200°С) или ниткой расчетной температуры сетевой воды.

Технологическая нагрузка высокого потенциала покрывается, как правило, паром. Начальные параметры пара в тепловых сетях следует принимать в соответствии с параметрами пара у потребителя с учетом потерь давления и падения температуры в сетях от источника теплоты до потребителя при расчетном режиме.

В данном проекте основная нагрузка района — коммунально-бытовая, следовательно, в качестве теплоносителя выбирается вода.

Преимуществами воды являются:

• возможность центрального регулирования однородной тепловой нагрузки или определенном сочетания двух разных видов нагрузки при одинаковом отношении расчетных величин этих нагрузок у абонентов;

• более высокий КПД системы теплоснабжения вследствие отсутствия в абонентских установках потерь конденсата и пари, имеющих место в паровых системах;

• повышенная аккумулирующая способность водяной системы;

• возможность транспортировки воды на большие расстояния без заметного уменьшения ее теплового потенциала (до 25−30 км).

Однако, вода как теплоноситель, имеет также ряд недостатков:

• большой расход электроэнергии на транспортировку;

• большая чувствительность к авариям;

• жесткая гидравлическая связь между всеми точками системы вследствие большой плотности и несжимаемости воды.

Водяные системы теплоснабжения по способу присоединения установок ГВС разделяются на два типа:

• закрытые системы;

• открытые системы.

В закрытых системах вода, циркулирующая в тепловой сети, используется только как теплоноситель, т. е из сети не отбирается.

В открытых системах циркулирующая вода частично или полностью разбирается у абонентов для горячего водоснабжения.

Обязательным условием, как для открытой, так и для закрытой системы теплоснабжения является обеспечение стабильного качества горячей воды у абонентов.

Открытые системы теплоснабжения рекомендуются при обеспечении источника теплоты исходной водой для подпитки тепловой сети из системы хозяйственно-питьевого водопровода. При мягкой природной воде с карбонатной жёсткостью Ж_к < 2 мг-экв/л рекомендуется, как правило, открытая система теплоснабжения; при воде средней жёсткости Ж_к = 2 — 4 мг — экв/л возможен выбор как открытой, так и закрытой систем теплоснабжения: при жёсткой воле Ж_к > 4 — 7 мг-экв/л рекомендуется, как правило, закрытая система; при сверхжесткой воде Ж_к > 7 мг-экв/л по условиям качества ГВС закрытая система теплоснабжения не рекомендуется.

Выбор водяной системы открытого или закрытого типа зависит, главным образом, от условий водоснабжения и от качества водопроводной воды.

Обязательным условием является обеспечение стабильного качества горячей воды у абонентов в соответствии с ГОСТом 2874−82 «Вода питьевая» .

Для Санкт-Петербурга забор воды осуществляется из реки Невы.

Показатели качества исходной водопроводной воды:

а) взвешенные вещества: -;

б) сухой остаток: 672 мг-экв/кг в) минеральный остаток: 40.8 мг.'кг г) рН= -;

д) жесткость общая: 0,55 мг-экв/кг с) жёсткость карбонатная 0,43 мг-экв/кг.

Учитывая эти качества, в соответствии с рекомендациями [2], предпочтение отдается открытой системе теплоснабжения.

Ж_к = 0,43 мг-экв/кг < 2 мг-экв/кг На основании вышеизложенного и в соответствии со СНиП в качестве теплоносителя для нужд отопления и вентиляции применяется горячая вода с температурой 150 °C.

Учитывая вышеизложенное, к проектированию выбирается открытая схема теплоснабжения, где вода используется не только для отопления и вентиляции, но и для ГВС.

Основные преимущества открытой системы водоснабжения:

• возможность использования для ГВС низкопотенциального тепла;

• упрощение и удешевление абонентских вводов и повышение долговечности местных установок ГВС;

• возможность использовать для транзитного транспорта тепла однотрубной системы.

Недостатки открытых систем:

• усложнение и удорожание станционной водоподготовки;

• нестабильность волы, поступающей на водоразбор, по запаху, цветности, санитарным качествам (может быть устранена присоединением отопительных установок по независимой схеме);

• усложнение эксплуатации из-за нестабильности гидравлического режима тепловой сети;

• усложнение контроля герметичности системы теплоснабжения и увеличение объема санитарного контроля.

2.2 Расход теплоты на отопление Задачей отопления является поддержание внутренней температуры помещений на заданном уровне, что достигается путём сохранения равновесия между теплопритоком и тепловыми потерями здания.

Наиболее распространённым при определении тепловых нагрузок системы отопления является метод, основанный на использовании понятия удельной теплопотери здания (отопительной характеристики). В этом случае необходимо ограниченное число исходных данных по объектам теплопотребления и возможно определение требуемого расхода теплоты каждого здания.

Удельная теплопотеря здания обозначается q₀ и представляет собой часовые потери теплоты через наружные ограждения при разности внутренней и наружной температур в 1 градус, отнесенный к 1 м³ объема здания V по наружному обмеру.

Расчётная температура воздуха внутри помещения t_вр выбирается по в зависимости от назначения здания.

Расчётная температура наружного воздуха для проектирования систем отопления t_но равно средней температуре наиболее холодных пятидневок, взятых из восьми наиболее холодных зим за 50-летний период для данной местности с обеспеченностью 0.92. В соответствии с п. 2.14. 2.15 в качестве t_но выбирают температуру холодного периода при параметрах Б.

Значения удельных теплопотерь обычно приводятся в табличной форме или в виде графиков для t_но = - 30 °C. При других значениях расчётной температуры наружного воздуха t_но^/ теплопотери q₀^/ определяются как произведение поправочного коэффициента в на q₀, взятых из таблицы 7.5 с. 94, либо пересчитывается по формуле, Вт/(м³*К):

q^/₀=q₀• (1,3 + 0,01• t^/_НО) (2.2.1)

Расчётный расход теплоты на отопление определяется по уравнению теплового баланса отапливаемого здания, Вт:

Q_op=(1+µ) •q₀•V• (t_вр— t_но)-Q_твр (2.2.2)

где µ - коэффициент инфильтрации, представляющий собой отношение теплопотерь от инфильтрации к теплопотерям от теплопередачи через наружные ограждения, µ = Q_инф/Q_ор;

q₀ — удельная теплопотеря здания (отопительная характеристика) выбирается по графику или табл. 7.6−7.8 [26], Вт/(м³•К):

впоправочный коэффициент, выбирается по табл. 7.5 [26];

V — объём отапливаемого здания по наружному обмеру (указывается в задании на проектирование), м³;

t_вр — расчетная температура внутри помещения, выбирается по табл. 7.1 [26], °С;

t_но — расчетная температура наружного воздуха для проектирования системы отопления, выбирается по климатологической таблице.

Q_твр — внутренние тепловыделения.

Для жилых и общественных зданий максимальное значение инфильтрации в большинстве случаев не превосходит 3−6%, что лежит и пределах погрешности расчёта теплопотерь, кроме того, величина внутренних тепловыделений также составляет 3 — 6% от теплопотерь и имеет противоположный знак. Поэтому с целью упрощения для жилых и общественных зданий принимают µ = 0 и не учитывают величину внутренних тепловыделений.

Теплопотери инфильтрацией промышленных зданий составляют заметную величину, нередко достигающую 25 — 30% теплопотерь через наружные ограждения, и ее необходимо учитывать при расчете: µ = 0.25 — 0,30.

Теплоприток в здание складывается из подвода тепла через отопительную систему и внутренних тепловыделений. Источником внутренних тепловыделений Q_твр в жилых зданиях являются обычно люди, приборы для приготовления пиши (газовые, электрические и другие плиты), осветительные приборы. Эти тепловыделения носят в значительной мере случайный характер и не поддаются никакому регулированию во времени.

Для обеспечения в жилых районах нормального температурного режима во всех отапливаемых помещениях необходимо устанавливать гидравлический и температурный режимы тепловой сети по наиболее невыгодным условиям, т. е. по режиму отопления помещений с нулевым внутренним тепловыделением Q_твр — 0.

Таблица. Расчетные отопительные нагрузки

Результаты вычислений сведены в таблицу 2.2. Для Санкт-Петербурга при t_нро = -26 °С;

2.3 Расход теплоты на вентиляцию Основным назначением вентиляции является поддержание в здании нормального состояния воздушной среды путём нагнетания в него чистого атмосферного воздуха и удаления из помещений вредных выделений производства, излишних внутренних тепловыделений и влаги. При этом в помещении должно поддерживаться внутренняя расчётная температура. Расход теплоты на вентиляцию общественных здании составляет значительную долю от суммарного теплопотребления объекта, а для производственных предприятий нередко может и превышать расход теплоты на отопление. В жилых зданиях, общежитиях система вентиляции, как правило, не применяется. Наиболее распространённым при определении тепловых нагрузок системы вентиляции является метод, основанный на использовании понятия удельной вентиляционной характеристики здания.

Удельный расход теплоты на вентиляцию обозначается q_в и представляет собой расход теплоты на 1 м³ вентилируемого здания по наружному обмеру в единицу времени при разности температур внутри помещения и наружного воздуха в 1 °C.

Расчетная температура наружного воздуха для проектирования систем вентиляции t_HВ и воздушного душирования жилых, общественных, административно-бытовых и производственных помещений принимается соответствующей параметрам, А для тёплого и параметрам Б для холодного периодов года (п. 2.14 [13]).

Расчётный расход теплоты на вентиляцию определяется по формуле:

Q_вр=q_в•V• (t_вр — t_нв), Вт (2.3.1)

где q_в — удельная теплопотеря здания (вентиляционная характеристика) выбирается по табл. 7.8 [26], Вт/(м³*К); при отсутствии данных можно приближённо принять для предварительных расчётов q_в = 0,235 Вт/(м³•К);

t_нв — расчетная температура наружного воздуха для проектирования системы вентиляции, выбирается по прил. 8 [13],°С.

Результаты расчета сведены в табл. 2.3.

2.4 Расход теплоты на горячее водоснабжение При централизованном теплоснабжении жилых районов весьма заметную долю суммарного теплопотребления составляет тепловая нагрузка ГВС. В ряде районов годовой отпуск теплоты на ГВС может достигать 40% суммарного теплопотребления.

ГВС имеет весьма неравномерный характер по часам суток и по дням недели.

При известных нормах расхода горячей воды для различных конкретных потребителей средний (средненедельный) часовой расход теплоты на бытовое ГВС отдельных жилых, общественных и промышленных зданий определяется по формуле:

Q_г^ср.н =, Вт (2.4.1)

где, а — норма суточного расхода горячей воды с т, на одного потребителя или на единицу измерения, определяется по прил. 3 или по табл. 7.2 126];

m — количество единиц измерения, указывается в задании на проектирование;

с — теплоёмкость воды, с = 4,19 кДж/(кг*К);

t_г, ф_х — температуры соответственно горячей и холодной воды;

ф_г > 60 °C для открытых систем теплоснабжения;

ф_г > 50 °C для закрытых систем теплоснабжения;

в зимний период ф_х.з = 5 °C;

в летний период ф_х.л = 15 °C;

n_c — расчетная длительность подачи тепла на ГВС. Для жилых домов, общежитий, гостиниц, школ-интернатов, больниц, детских яслей-садов условно принимают n = 24 ч/сут. Для промышленных предприятий и здании, имеющих местные аккумуляторы горячей воды n_c принимают равной фактической среднесуточной длительности подачи тепла из сети на ГВС.

Согласно п. 3.10 [14], при проектировании системы ГВС при непосредственном водоразборе температуру горячей воды следует поддерживать равной ф_г = 65 °C, а нормы расхода горячей воды, выбранные по прил. 3 [14], принимаются с коэффициентом 0,85.

Средний часовой расход теплоты на бытовое ГВС за сутки наибольшего водопотребления определяется, но формуле:

Q_г^ср.с = ч_н • Q_г^ср.н, Вт (2.4.2)

где ч_н — коэффициент недельной неравномерности расхода теплоты; для жилых и общественных зданий принимают ч_н = 1,2; для промышленных предприятий ч_н = 1.

Кроме этого для выбора схемы присоединения установок ГВС необходимо знать расчетный (максимальный часовой) расход теплоты на бытовое ГВС:

Q_г^max= ч_н • ч, • Q_г^ср.н, Вт (2.4.3)

где ч_н — коэффициент часовой неравномерности расхода теплоты за сутки наибольшего водопотребления, ч = 1,8.

Расход теплоты на ГВС в летнее время определяется по формуле:

Q_г^ср.л = Q_г^ср.н • ((65 — ф_х.л)/(65 — ф_х.з)) • в, Вт (2.4.4)

где в — коэффициент, учитывающий снижение среднечасового расхода воды на ГВС и летний период, принимается при отсутствии данных для жилищно-коммунального сектора равным 0,8; для предприятий в =1.

Горячая вода, подаваемая потребителям, должна соответствовать ГОСТ 2874–82 «Вода питьевая» .

238 474 Вт

=190 780 Вт

2.5 Расходы теплоты на переменных режимах Полученные расчетные расходы теплоты для каждого потребителя суммируются по отдельным видам теплопотребления (отопление, вентиляция, ГВС) по всем потребителям.

Затем определяют изменение суммарных тепловых нагрузок в зависимости от температуры наружного воздуха для характерных режимов:

— максимально-зимнего — выполняется при t_н = t_но; на основании расчета определяется максимальная производительность основных и пиковых котлов;