Общее уравнение теплового баланса отопительного котла -Статьи по ЖКХ и котельному оборудованию -Статьи сайта
Борьба с потерями[править | править код]
Величину q 2 {displaystyle q_{2}} 
Виды теплового баланса котлов
1. Уравнение прямого баланса устанавливает зависимость между расходом топлива и теплопроизводительностью котла. При этом обязательно замеряются параметры и количество выработанного пара или воды. 2. Уравнение обратного теплового баланса устанавливает зависимость между КПД котла и тепловыми потерями (величины выражаются в процентах).
Тепловой баланс составляется для анализа процессов, происходящих в топке котла при сгорании топлива, с целью: определить причины снижения производительности к/а; разработать мероприятия, необходимые для повышения КПД.
Меры по сокращению потерь теплоты с поверхности трубопроводов
Энергосбережение при транспортировке тепловой энергии в первую очередь зависит от качества тепловой изоляции. Главными энергосберегающими мероприятиями, уменьшающими потери теплоты с поверхности трубопроводов, являются:
изоляция неизолированных участков и восстановление целостности существующей теплоизоляции;
восстановление целостности существующей гидроизоляции;
нанесение покрытий, состоящих из новых теплоизоляционных материалов, либо использование трубопроводов с новыми типами теплоизоляционных покрытий;
изоляция фланцев и запорной арматуры.
Изоляция неизолированных участков является первоочередным энергосберегающим мероприятием, поскольку тепловые потери с поверхности неизолированных трубопроводов очень велики по сравнению с потерями с поверхности изолированных трубопроводов, а стоимость работ по нанесению теплоизоляции относительно невелика.
Новые виды теплоизоляционных покрытий должны иметь не только низкую теплопроводность, но и малую воздухо- и водопроницаемость, а также низкую электропроводность, что уменьшает электрохимическую коррозию материала труб.
При нарушении целостности слоя гидроизоляционных покрытий происходит увеличение влажности теплоизоляции. Поскольку теплопроводность воды в диапазоне температур работы тепловой сети X =
0,6 -ь 0,7 Вт/(м • К), а теплопроводность теплоизоляционных материалов обычно составляет А,из = 0,035 -4-0,05 Вт/(м • К), то увлажнение материала может увеличить его теплопроводность в несколько раз (на практике более чем в 3 раза).
Увлажнение теплоизоляции способствует разрушению труб из-за коррозии их внешней поверхности, в результате чего срок службы трубопроводов сокращается в несколько раз. Поэтому на металлическую поверхность трубы наносится антикоррозионное покрытие, например, в виде силикатных эмалей, изола и др.
В настоящее время широко внедряются теплопроводы типа «труба в трубе» с пенополиуретановой изоляцией в гидрозащитной оболочке с дистанционным контролем целостности изоляции. Такая конструкция предусматривает предварительную изоляцию пенополиуретаном и заключение в полиэтилен не только труб, но и всех компонентов системы (шаровой арматуры, температурных компенсаторов и др.). Теплопроводы этой конструкции прокладываются под землей бесканально и обеспечивают существенное энергосбережение за счет предварительного изготовления отдельных изолированных элементов в заводских условиях и высокой тепло- и влаго- непроницаемости. Для успешной эксплуатации предварительно изолированных трубопроводов необходимо высокое качество их монтажа. При этом они могут функционировать без замены до 30 лет.
Профилактическими мерами, позволяющими сокращать потери теплоты с поверхности трубопроводов, являются: предотвращение затопления трубопроводов в результате установки дренажей (при их отсутствии) и содержания их в должном порядке; вентиляция проходных и непроходных каналов для предупреждения попадания конденсата на поверхность теплоизоляции.
В качестве еще одной меры, снижающей потери теплоты с поверхности трубопроводов, служит переход системы теплоснабжения на пониженный температурный график (с 150/70 на 115/70 или 95/70 °С/°С), что приводит к снижению разности температур теплоносителя в подающем трубопроводе и окружающей среды. Однако э го потребует большего расхода теплоносителя через систему, чтобы передать потребителю требуемое количество теплоты. Для этого нужно увеличить затраты электроэнергии на привод насосов. Поэтому для определения целесообразности проведения рассматриваемого мероприятия необходим технико-экономический расчет.
Анализ тепловых потерь котельного агрегата
Уравнения обратного теплового баланса: ηбр = 100 — (q2 + q3 + q4+ q5+ q6).
q2 — потери теплоты с уходящими газами отопительного котла.
Потери теплоты отопительного котла q2 (qу.г) с уходящими газами возникают из-за того, что физическая теплота (энтальпия) газов, покидающих котел, превышает физическую теплоту поступающих в котел воздуха и топлива
. Эти потери теплоты занимают обычно основное место среди тепловых потерь котла и составляют qуг = 5… 12 % располагаемой теплоты. При работе котла на газообразном и жидком топливах поверхности нагрева могут загрязняться сажей и золой топлива. Это приводит к ухудшению теплообмена продуктов сгорания с поверхностями нагрева. При этом для сохранения заданной паропроизводительности приходится идти на увеличение расхода топлива. Занос поверхностей нагрева приводит также к увеличению сопротивления газового тракта котла. В связи с этим для обеспечения нормальной эксплуатации агрегата требуется систематическая очистка его поверхностей нагрева.
q3 — потери теплоты отопительного котла от химической неполноты сгорания q2 (qх.н.) возникают при неполном сгорании топлива в пределах топочной камеры и появлении в продуктах горения горючих газообразных составляющих — СО, Н2, СН4, СmНn и др.
Догорание же этих горючих газов за пределами топки практически невозможно из-за относительно низкой температуры. Причинами появления химической неполноты сгорания могут быть: общий недостаток количества воздуха; плохое смесеобразование, особенно на начальных стадиях горения топлива; низкая температура в топочной камере, особенно в зоне догорания топлива; недостаточное время пребывания топлива в пределах топочной камеры, в течение которого химическая реакция горения не может завершиться полностью.
Графическое определение оптимальных значений коэффициента избытка воздуха αтопт в топке котла от потерь с уходящими газами (qу.г) и потерь от химического недожога (qх.н).
q4 — потери тепла с механическим недожогом топлива сумма потерь теплоты с уносом, шлаком и провалом. Для слоевых топок величина потерь с уносом зависит от теплонапряжения в топочном объёме (МВт) отнесённого к площади зеркала горения (qv / площадь решётки = qr ). С увеличением qr (т.е. с форсировкой котла), резко увеличивается доля несгоревшего топлива уносимого с продуктами сгорания (потери с уносом). Так, с увеличением qr с 0.93 до 1.63 (в 1.7 раза) величина потерь с уносом возрастает с 3 до 21% (в 7 раз). Потери теплоты со шлаком, возрастают, с увеличением зольности топлива и ростом теплонапряжения. Потери теплоты с провалом зависят от спекаемости топлива, содержания в топлива мелочи и от конструкции колосниковой решётки. При использовании охлаждаемой уголковой решётки потери теплоты с провалом не превышают 0.5%. В современном котле со слоевой топкой потери тепла с механическим недожогом – q4 — составляют 1-5%.
q5 — потери тепла от наружного охлаждения – наблюдаются в связи с тем, что температура наружной поверхности котла всегда выше температуры окружающей среды. Котёл в лёгкой обмуровке имеет величину потерь – q5 – в пределах 0.5%
q6 — прочие потери тепла – сумма потерь с физической теплотой шлака, на охлаждение панелей и балок, не включённых в циркуляционную систему котла – как правило, не превышают 0.5-2%
Типы тепловых трат
Для каждого участка характерен свой тип тепловых трат. Рассмотрим каждый из них подробнее.
Котельная
В ней установлен котел, который преобразует топливо и передает тепловую энергию теплоносителю. Любой агрегат теряет часть вырабатываемой энергии по причине недостаточного сгорания топлива, выхода тепла через стенки котла, проблем с продувкой. В среднем, используемые на сегодняшний день котлы имеют КПД 70-75%, тогда как более новые котлы будут обеспечивать коэффициент 85% и процент потерь у них существенно ниже.
Дополнительное влияние на растраты энергии оказывают:
- отсутствие своевременной наладки режимов котла (потери возрастают на 5-10%);
- несоответствие диаметра сопел горелок нагрузке теплового агрегата: снижается теплоотдача, топливо сгорает не до конца, потери увеличиваются в среднем на 5%;
- недостаточно частая чистка стенок котла — появляется накипь и отложения, эффективность работы уменьшается на 5%;
- отсутствие контролирующих и регулировочных средств — измерителей пара, счетчиков электроэнергии, датчиков тепловой нагрузки, — или их неверная настройка уменьшают коэффициент полезности на 3-5%;
- трещины и повреждения стенок котла снижают КПД на 5-10%;
- использование устаревшего насосного оборудования уменьшает затраты котельной по ремонту и обслуживанию.
Потери в трубопроводах
Эффективность работы теплотрассы определяют следующие показатели:
- КПД насосов, с помощью которых теплоноситель двигается по трубам;
- качество и способ укладки теплопровода;
- правильные настройки тепловой сети, от которых зависит распределение тепла;
- протяженность трубопровода.
При грамотном проектировании тепловой трассы нормативные потери тепловой энергии в тепловых сетях составят не более 7%, даже если потребитель энергии будет располагаться от места производства топлива на расстоянии 2 км. Фактически на сегодняшний день на данном участке сети теплопотери могут достигать 30 и более процентов.
Потери объектов потребления
Определить лишние траты энергии в отапливаемом помещении можно при наличии прибора учета или счетчика.
Причинами такого рода потерь могут быть:
- неравномерное распределение отопления по помещению;
- уровень обогрева не соответствует погодным условиям и времени года;
- отсутствие рециркуляции горячего водоснабжения;
- отсутствие датчиков контроля температуры на бойлерах горячей воды;
- загрязнение труб или наличие внутренних утечек.
Рассчитываем для квартиры
Математические операции для квартирного отопления следуют по тому же принципу: 10 квадратных метров – это расход в 1 киловатт тепла. Но расчёт осуществляется по иным показателям:
- Есть ли над или под квартирой помещение без отопления. Если есть квартира по соседству с отоплением, учитываем показатель 0,7. Если имеется помещение без отопления, изменения в расчёт не вносим. Если устроено подвальное или чердачное помещение, действует показатель 0,9.
- Внешние стены (количество стен, смотрящих наружу). Так, к примеру, для угловой квартиры нужно большее количество тепла. Если устроена только одна наружная стена, то используем в расчете цифру 1,1. Если уже 2 стены, то цифру 1,2. Три – 1,3. И так далее.
Это главные места, где нагретый воздух покидает жилое помещение.
- Качество и материалы окон. Если сооружены стеклопакеты, без арифметических изменений можно обойтись. Если – давние конструкции из дерева, полученное значение умножаем на 1,2.
Развитие мощности также происходит при приобретении котла с двумя контурами. Расчёт осуществляется по тем же схемам.
Уравнение обратного баланса
Применяется в основном при испытаниях котлов. При этом высчитывается величина тепловых потерь и по известной теплоте сгорания топлива определяется КПД брутто котла: ηбр = 100 – (Q2 + Q3 + Q5).
Погрешности при определении потерь тепла ниже, чем при подсчете расхода топлива, поэтому метод определения КПД по обратному балансу более точен.
Тепловой расчет топочной камеры
Используя конструктивные данные котла, составим расчетную схему топки.
Рис. 2.1 — Схема топочной камеры
Расчет топки представим в таблице 2.3.
Таблица 2.3
| Рассчитываемая величина | Обозна-чение | Размер-ность | Формула или обоснование | Расчет |
| Диаметр и толщина экранных труб | dx | мм | По чертежу | 32х6 |
| Шаг труб | S1 | мм | То же | 46 |
| Поверхности: | ||||
| фронтовой стены | Fф | м2 | По рис. 2.1 | 33,3.16,32=543,5 |
| задней стены | Fз | То же | ||
| боковой стены | Fб | |||
| пода | Fпод | 8,47.16,32=138,2 | ||
| потолка | Fп | 3,2.16,32=52,2 | ||
| выходного окна | Fвых | (9+2,8+1,34).16,32=214,4 | ||
| Суммарная поверхность стен топочной камеры | Fст | Fф+Fз+2Fб+Fпод+Fп+
+Fвых |
543,5+442,9+2.233,5+138,2+52,2+214,4=1860 | |
| Объем топочной камеры | Vт | м3 | По рис. 2.1 | 233,5.16,32=3811 |
| Эффективная толщина излучающего слоя | s | м | ||
| Тепловое напряжение топочного объема | кВт/м3 | |||
| Коэффициент избытка воздуха в топке | т | — | Принят ранее | 1,05 |
| Температура горячего воздуха | tг.в. | С | Задана | 333 |
| Энтальпия горячего воздуха | кДж/м3 | По табл. 2.2 | 4271,6 | |
| Тепло, вносимое воздухом в топку | Qв | кДж/м3 | ||
| Полезное тепловыделение в топке | QТ | кДж/м3 | ||
| Теоретическая температура горения | а | С | По табл. 2.2 | 2145С |
| Абсолютная теоретическая температура горения | Та | К | а+273 | 2418 |
| Высота расположения горелок | hг | м | По рис. 2.1 | |
| Высота топки (до середины выходного газового окна) | Нт | м | То же | |
| Смещение максимума температур выше зоны горелок | х | — | При использовании вихревых горелок в несколько ярусов и D>110кг/с | 0,05 |
| Относительное положение максимума температур по высоте топки | хт | — | ||
| Коэффициент | М | — | ||
| Температура газов на выходе из топки | С | Принимаем предварительно | 1350 | |
| Абсолютная температура газов на выходе из топки | К | 1623 | ||
| Энтальпия газа | кДж/м3 | По табл. 2.2 | 23993 | |
| Средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания | Vcср | кДж/(м3.К) | ||
| Давление в топке | р | МПа | принимаем | 0,1 |
| Коэффициент ослабления лучей трехатомными газами | ||||
| Коэффициент теплового излучения несветящихся газов | г | — | ||
| Соотношение между содержанием углерода и водорода в топливе | — | |||
| Коэффициент ослабления лучей сажистыми частицами | ||||
| Коэффициент ослабления лучей светящимся факелом | k | |||
| Коэффициент теплового излучения светящейся части факела | с | — | ||
| Коэффициент, характеризующий долю топочного объема, заполненную светящейся частью факела | m | — | При сжигании газа и | 0,1 |
| Коэффициент теплового излучения факела | ф | — | ||
| Угловой коэффициент экрана | х | — | Для плавниковых экранов | 1 |
| Условный коэффициент загрязнения поверхности | — | При сжигании газа и настенных мембранных экранах | 0,65 | |
| Коэффициент тепловой эффективности экрана | эк | — | .х | 0,65 |
| Температурный коэффициент | А | — | Для природного газа | 700 |
| Поправочный коэффициент на взаимный теплообмен газовых объемов верхней части топки и ширм | — | |||
| Условный коэффициент загрязнения поверхности входа в ширмы | вых | — | 0,65.0,52=0,338 | |
| Коэффициент тепловой эффективности выходной поверхности | вых | — | вых.х | 0,338 |
| Средний коэффициент тепловой эффективности | ср | — | ||
| Коэффициент теплового излучения топки | т | — | ||
| Значение для формулы расчетной температуры газов на выходе из топки | R | — | ||
| Расчетная температура газов на выходе из топки | С | Отличается от ранее принятой менее, чем на 100С, следовательно второе приближение делать не нужно | ||
| Энтальпия газа | кДж/м3 | По табл. 2.2 | 24590 | |
| Количество тепла, воспринятое в топке | кДж/м3 | |||
| Поверхность стен топки, занятая горелками | Fгор | м2 | Из чертежа | 14 |
| Лучевоспринимающая поверхность нагрева экранов топки | Нл | м2 | ||
| Средняя тепловая на-грузка поверхности нагрева топочных экранов | qл | кВт/ м2 |
Тепловой расчет котла
Тепловой расчет котла
При тепловом расчете парогенератора или водогрейного котла тепловой баланс составляется для определения КПД брутто и расчетного расхода топлива.
Расчет производится в следующем порядке:
1. Определяется располагаемая теплота. Тепловой расчет котла для твердого и жидкого топлива (кДж/кг)
Тепловой расчет котла для газообразного топлива (кДж/м3)
где Qнр — низшая теплота сгорания рабочей массы твердого и жидкого топлива, кДж/кг, принимается по данным табл. 2-7, а при отсутствии данных — на основании анализа проб топлива; Qнс — низшая теплота сгорания сухой массы газа, кДж/м3, принимается по данным табл. 2-8, а при отсутствии данных — на основании анализа проб газа; Qв.вн — теплота, внесенная в котельный агрегат воздухом при подогреве его вне агрегата отборным паром, отработанным паром пли другим теплоносителем в калорифере, устанавливаемом перед воздухоподогревателем, кДж/кг или кДж/м3; iтл — физическая теплота, внесенная топливом, кДж/кг или кДж/м3; Qф — теплота, вносимая в агрегат при паровом распыливании жидкого топлива, кДж/кг; QK — теплота, затраченная на разложение карбонатов (учитывается только при сжигании сланцев).
В случае предварительного подогрева воздуха в калорифере теплота, внесенная воздухом, кДж/кг или кДж/м3,
где I°вп — энтальпия теоретического объема воздуха при входе в воздухоподогреватель после предварительного подогрева в калорифере; определяется по температуре воздуха после калорифера tвп линейной интерполяцией значений I°в из табл. 3-7; I°хв — энтальпия теоретического объема холодного воздуха при его расчетной температуре.
Энтальпия холодного воздуха подсчитывается по формуле
где (сƟ)в находится по температуре воздуха из табл. 3-4; при обычно принимаемой температуре холодного воздуха tх.n = 30 °С формула (4-17) принимает вид I°х. n = 39,8 /°.
Отношение количества воздуха на входе в котельный агрегат (воздухоподогреватель) к теоретически необходимому, входящее в формулу (4-16),
где ∆αт, ∆αпл, ∆αвп — присос воздуха в топку, систему пылеприготовления и воздухоподогреватель; принимается по данным табл. 3-5 и 5-9.
Физическая теплота топлива, кДж/кг или кДж/м3,
Где tтл — температура топлива, °С (для твердого топлива принимается 20 °С, для мазута в зависимости от его вязкости 90— 130 °С): стл — удельная теплоемкость топлива, кДж/(кг*К).Удельная теплоемкость твердого топлива
Удельная теплоемкость мазута
Здесь Wp — содержание влаги в рабочей массе топлива, %; сстл — удельная теплоемкость сухой массы топлива, кДж/ (кг *К), принимается для бурых углей 1, 1,3; каменных 1,09; углей типов А, ПА, Т — 0,92.
Физическую теплоту топлива следует учитывать при его предварительном подогреве от постороннего источника теплоты (паровой подогрев мазута, паровые сушилки для твердого топлива и т. д.).
Теплота, вносимая в агрегат через форсунку при паровом распыливании жидкого топлива, кДж/кг,
Где iф — энтальпия пара, расходуемого на распыливание топлива, определяется из таблиц для водяного пара по его параметрам, кДж/кг.
Теплота, затраченная на разложение карбонатов, кДж/кг
где k — коэффициент разложения карбонатов (при слоевом сжигании 0,7; при камерном 1,0); (С02)рк – содержание диоксида углерода в карбонатах в рабочей массе, %.
Для промышленных парогенераторов и водогрейных котлов при сжигании твердого топлива можно принимать QPp = = QHp, а при сжигании газа Qpp=QHc. При сжигании мазута QPP = QHP + iтл.
2. Определяется (только при сжигании твердого топлива) потеря теплоты от механической неполноты горения. Значения потери от механической неполноты горения для различных топок и топлив приведены в табл. 5-1 — 5-4.
3.Определяется потеря теплоты с уходящими газами (%)
где Iух — энтальпия уходящих газов, определяется из табл. 3-7 при соответствующих значениях аух и выбранной температуре уходящих газов, кДж/кг или кДж/м3; Iв° — энтальпия теоретического объема холодного воздуха, определяется при /„ = 30 °С по формуле (4-17); аух коэффициент избытка воздуха в уходящих газах, определяется по формуле (3-29).Для определения потери теплоты с уходящими газами необходимо произвести выбор температуры уходящих газов (Iух). Выбор производится на основе технико-экономического расчета по условию оптимального использования топлива и расхода металла на хвостовые поверхности нагрева. Однако во избежание низкотемпературной коррозии при температурах металла, меньших температуры точки росы, приходится выбирать повышенные температуры уходящих газов по сравнению с экономически выгодной или принимать специальные меры по защите воздухоподогревателя.
Избежать коррозии поверхности нагрева воздухоподогревателя (без специальных мер защиты) можно, если температура его металлической стенки будет примерно на 10 К выше температуры точки росы.
Для парогенераторов производительностью свыше 75 т/ч среднего и высокого давления обычно принимают меньшие температуры уходящих газов, чем для парогенераторов низкого давления. Для парогенераторов низкого давления с хвостовыми поверхностями нагрева температуру уходящих газов рекомендуется принимать не менее следующих значений (°С):
При сжигании сернистых топлив в качестве специальных мер защиты от коррозии может применяться покрытие поверхности нагрева воздухоподогревателя кислотостойкой эмалью, изготовление воздухоподогревателя из неметаллических материалов (керамика, стекло и др.).
4. Определяется потеря теплоты от химической неполноты горения. Значения этих потерь для различных топок и топлив приведены в табл. 5-1 — 5-4.
5. Определяется потеря теплоты от наружного охлаждения (%) по формулам:
где qном и qвк5ном — потери теплоты от наружного охлаждения при номинальной нагрузке парогенератора и водогрейного котла, определяются по табл. 4-1 и 4-2 соответственно; Dном -номинальная нагрузка парогенератора, т/ч; D — расчетная нагрузка парогенератора, т/ч; Nном -номинальная мощность водогрейного котла, МВт; N — расчетная мощность водогрейного котла, МВт.
6.Определяется потеря в виде физической теплоты шлаков и потеря от охлаждения балок и панелей топки, не включенных в циркуляционный контур котла, %,
где αшл =1 – αуп — доля золы в топливе, перешедшей в шлак; αуп принимается из табл. 5-1, 5-2 и 5-4 в зависимости от способа сжигания топлива; (сƟ)зл — энтальпия золы, кДж/кг; определяется из табл. 3-4 для температуры золы (шлака) 600 °С при сухом шлакозолоудалении; Нохл — лучевоспринимающая поверхность балок и панелей, м2 (для панелей в расчет принимается только боковая, обращенная в топку поверхность); Qпг и Qв. к — полезная мощность парогенератора водогрейного котла (см. ниже).
При камерном сжигании с твердым шлакоудалением q6шл может не учитываться при Аȵ,>2,5Qнр*10-3. Учитывая, что промышленные паровые и водогрейные котлы, оборудованные слоевыми топками, работают на малозольных топливах, потерей теплоты н в этом случае можно пренебречь.
Определяется КПД брутто парогенератора или водогрейного котла (%) из уравнения обратного теплового баланса
8.Определяется полезная мощность парогенератора или водогрейного котла (кВт) по формулам:
где Dпе — расход выработанного перегретого пара, кг/с; Dн.п — расход выработанного насыщенного пара и пара, отданного потребителям помимо пароперегревателя, кг/с; iп.п, iв.в, iн.п, iкпп — энтальпия перегретого пара, питательной воды на входе в индивидуальный водяной экономайзер, насыщенного пара и кипящей воды в барабане парогенератора, кДж/кг; Dпр — расход продувочной воды, кг/с; Gв — расход воды через водогрейный котел, кг/с; гх. в, Кв — энтальпии холодной и горячей воды (на входе и выходе водогрейного котла), кДж/кг;
(здесь р — непрерывная продувка парогенератора, %, учитывается только при р≥2 %).
9.Определяется расход топлива (кг/с или м3/с), подаваемого в топку парогенератора или водогрейного котла;
10.При сжигании твердого топлива определяется расчетный расход топлива (кг/с) с учетом потери тепла от механической неполноты горения
Расчетный расход топлива вносится во все формулы, по которым подсчитывается суммарный объем продуктов сгорания и количество теплоты. При подсчете удельных объемов продуктов сгорания (см. табл. 3-6) и энтальпий (табл. 3-7) поправка на потерю теплоты от механической неполноты горения не вносится.
11.Для последующих расчетов определяется коэффициент сохранения теплоты
Так производится тепловой расчет котла.
Расчёт мощности. Метод по площади
Как рассчитать мощность котла по этому методу? Легкий способ – подборка отопительного котла по его же мощности. При изучении множества сделанных расчётов получился такой результат: чтобы отопить 10 кв. м необходимо 1 кВт тепла. Эта аксиома касается помещений, где высота потолка не более 250-270 см и есть обычное утепление. Если ваше жилище соответствует этим критериям, то имея данные о площади жилища, вы без проблем вычислите данные по производительности котла.
Далее представлен пример вычисления по площади. Условие: одноэтажное жилое строение 12 х 14 м. Значит, его площадь 168 кв.м. Это значение делится на 10. Так определяется нужный параметр по кВт. Он равен 16,8 кВт. Допустимо округление этого результата – 17 кВт.
Классификация систем теплоснабжения
Существует классификация систем теплоснабжения по различным признакам:
- По мощности — различаются по дальности транспортировки тепла и количеству потребителей. Местные системы теплоснабжения находятся в одном или соседних помещениях. Нагрев и передача тепла воздуху объединены в одно устройство и располагаются в печи. В централизованных системах один источник обеспечивает обогрев нескольких помещений.
- По источнику тепла. Выделяют районное теплоснабжение и теплофикацию. В первом случае источником отопления является котельная, а при теплофикации тепло обеспечивает ТЭЦ.
- По виду теплоносителя выделяют водяные и паровые системы.
Теплоноситель, нагреваясь в котельной или ТЭЦ, переносит теплоту к приборам отопления и водоснабжения в зданиях и жилых домах.
Водяные тепловые системы бывают одно- и двухтрубными, реже — многотрубными. В многоквартирных домах наиболее часто применяют двухтрубную систему, когда по одной трубе горячая вода поступает в помещения, а по другой трубе, отдав температуру, возвращается к ТЭЦ или котельной. Подразделяют открытые и закрытые водяные системы. При открытом типе теплоснабжения горячую воду потребители получают из подающей сети. Если вода используется в полном объеме, применяют однотрубную систему. При закрытом водоснабжении теплоноситель возвращается к источнику тепла.
Системы централизованного теплоснабжения должны соответствовать следующим требованиям:
- санитарно-гигиеническим — теплоноситель не оказывает неблагоприятного воздействия на условия помещений, обеспечивая среднюю температуру приборов нагрева в районе 70-80 градусов;
- технико-экономическим — пропорциональное соотношение цены трубопровода к расходу топлива для обогрева;
- эксплуатационным — наличие постоянного доступа для обеспечения регулировки уровня тепла в зависимости от температуры окружающей среды и времени года.
Прокладывают теплосети над и под землей, учитывая особенности местности, технические условия, температурные режимы эксплуатации, бюджет проекта.
Выбирая территорию для прокладки теплопровода, нужно учитывать безопасность, а также предусмотреть возможность быстрого доступа к сети в случае аварии или ремонта. С целью обеспечения надежности, сети теплоснабжения не прокладывают в общих каналах с газопроводами, трубами, проводящими кислород или сжатый воздух, в которых давление превышает 1,6 МПа.
