Добавил:

ivanov666 Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Башкирский Государственный Аграрный Университет

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

Методы и приборы коммерческого учета топливно-энергетических ресурсов в энергетике, промышленности и коммунальном хозяйстве. Учебное пособие

.pdf

Скачиваний:

Добавлен:

07.09.2026

Размер:

2 Мб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 12 / 82 3 4 5 6 7 8 > Следующая >>>

2.2. ОРГАНИЗАЦИЯ УЧЕТА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ И ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ

Следует отметить, что тепловые сети в России создавались в течение

последних 100 лет. За это время были внесены существенные изменения в действующую нормативно-техническую документацию.

Так, с 1973 г. действовал СНиП 11-Г.10-73* «Тепловые сети» [11], который был заменен в 1988 г. на СНиП 2.04.07-86 «Тепловые сети» [2]. С 1976 г. установка приборов учета осуществлялась по «Инструкции по учету отпуска тепла электростанциями и предприятиями тепловых сетей» [12]. В 1986 г. она была заменена на «Правила учета отпуска тепловой энергии ПР 34-70-010-85» [13], которые в 1995 г. были заменены на «Правила учета тепловой энергии и теплоносителя, П-683, 1995» [5]. Подобные изменения нормативно-правовой базы следует считать обоснованными с точки зрения как организационной структуры, так и новых функциональных возможностей применяемых технических средств учета.

СНиП 2.04.07-86* «Тепловые сети». Нормы СНиП [2] следует соблюдать при проектировании тепловых сетей, транспортирующих горячую воду с температурой до 2000С, давлением до 2,5 МПа, и водяной пар с давлением до 6,3 МПа. Они распространяются на тепловые сети от выходных задвижек наружных коллекторов или от сети источников теплоты до выходной запорной арматуры тепловых пунктов зданий и сооружений.

В соответствии с п. 11.1 СНиП [2] тепловые пункты подразделяются на индивидуальные (ИТП) для присоединения одного здания или его части; центральные (ЦТП) – для двух зданий и более. Для промышленных предприятий устройство ЦТП является обязательным при снабжении от внешнего источника теплоты.

На основании п. 11.2 СНиП [2] в тепловых пунктах предусматривается размещение оборудования, арматуры, приборов контроля управления и автоматизации, посредством которых осуществляется:

– преобразование вида теплоносителя и его параметров;

– контроль параметров теплоносителя;

– регулирование расхода теплоносителя и распределение его по систе-

мам теплопотребления;

– отключение систем потребления теплоты;

– защита местных систем от аварийного повышения параметров тепло-

носителя;

– учет тепловых потоков и расходов теплоносителя и т.д.

Установку приборов контроля параметров теплоносителя и учета теплоты следует предусматривать во всех тепловых пунктах.

СП 41-101-95 «Проектирование тепловых пунктов». Свод правил по проектированию и строительству СП 41-101-95 «Проектирование тепловых пунктов» [4] распространяется на вновь строящиеся и реконструируемые тепловые пункты, предназначенные для присоединения к тепловым сетям систем отопления, вентиляции, кондиционирования воздуха, горячего водоснабжения и технологических теплоиспользующих установок промышленных предприятий.

Правила СП 41-101-95 [4] дополняют и развивают требования по проектированию тепловых пунктов, содержащиеся в [2]. Так, в п. 8.3 [4] указано, что для учета расхода тепловых потоков и воды потребителями должны предусматриваться приборы учета тепловой энергии в соответствии с «Правилами учета отпуска тепловой энергии» [13]. В настоящее время действуют «Правила учета тепловой энергии и теплоносителя» [5].

В п. 8.5 определено, что расходомеры должны рассчитываться на максимальный часовой расход теплоносителя и подбираться так, чтобы стандартное значение верхнего предела измерения было ближайшим по отношению к значению максимального часового расхода.

Правила учета тепловой энергии и теплоносителя. Действовавшие до 1995 г. Правила [13] основывались на трѐх типах систем учѐта:

– расчетный учет (без использования приборов потребителя);

– расчетно-приборный учет (с частичным использованием приборов по-

требителя):

– приборный учет (только по приборам потребителя).

Такая система учета была обусловлена слабым развитием средств измерительной техники, поэтому практически отсутствовали многопоточные теплосчетчики. Введение в 1995 г. Правил [5] обусловило переход на приборный учет тепловой энергии и теплоносителя.

Правила учета тепловой энергии и теплоносителя 1995 г. [5] распро- страняются на энергоснабжающие организации и потребителей тепловой энергии при взаимных расчетах за поставку и потребление тепловой энергии. Расчеты потребителей тепловой энергии за полученное ими тепло осу-

ществляются на основании показателей приборов учета, установленных у потребителя и допущенных в эксплуатацию в качестве коммерческих в соответствии с требованиями Правил [5].

Учет и регистрация отпуска и потребления тепловой энергии организуется с целью:

– осуществления взаимных финансовых расчетов между энергоснаб-

жающими организациями и потребителями;

– контроля за тепловыми и гидравлическими режимами работы систем

теплопотребления и теплоснабжения;

– контроля за рациональным использованием тепловой энергии и теп-

лоносителя;

– документирования параметров теплоносителя: массы, температуры,

давления.

Потребитель по согласованию с энергоснабжающей организацией имеет право устанавливать для своих технологических целей дополнительные приборы для определения количества тепловой энергии и теплоносителя. Показания дополнительно установленных приборов не используются при взаимных расчетах между потребителями и энергоснабжающей организацией.

2.3. ОРГАНИЗАЦИЯ УЧЕТА НА ИСТОЧНИКАХ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ, ПАРА И ГОРЯЧЕЙ ВОДЫ

Организация учета тепловой энергии и теплоносителя должна осуществляться по видам теплоносителя на каждом из выводов у границ раздела балансовой принадлежности. Параметры, измеряемые и определяемые на узлах учета в водяных тепловых сетях, представлены в табл. 2.1, в паровых тепловых сетях – в табл. 2.2.

Размещение измерительных преобразователей и приборов на выходах паровой и водяной сети и источника тепла представлено на рис. 2.1.

В соответствии с п. 2.2.1. Правил [5] количество тепловой энергии Q, отпущенной источником по каждому выводу водяных тепловых сетей, определяют по формуле:

Q = ( G1 h1 – G2 h2 – Gп hхв ) 10

–3

(Гкал), (2.1)

где G1 – масса теплоносителя, отпущенного источником теплоты по подающему трубопроводу; G2 – масса теплоносителя, возвращенного источнику

теплоты по обратному трубопроводу; Gп – масса теплоносителя, израсходо-

Наименование параметра

Опреде-

ляемые

параметры

Измеряемые

и регистрируемые

параметры

1. Время работы приборов узла учѐта.

2. Отпущенная тепловая энергия.

3. Масса теплоносителя, отпущенного и полученного

источником теплоты соответственно по подающему и обратному трубопроводам.

4. Масса теплоносителя, расходуемого на подпитку

системы теплоснабжения.

5. Тепловая энергия, отпущенная за каждый час.

6. Масса теплоносителя, отпущенного и полученного

источником теплоты соответственно по подающему и обратному трубопроводам за каждый час.

7. Масса теплоносителя, расходуемого на подпитку

системы теплоснабжения за каждый час.

8. Среднечасовая и среднесуточная температура теп-

лоносителя в подающем, обратном т/проводах и т/проводе холодной воды, используемой для подпитки.

9. Среднечасовое давление в подающем, обратном

т/проводах и т/проводе холодной воды, используемой для подпитки.

1 ср, t1суточ

2 ср, t2суточ

п ср, tпсуточ

1 ср;P2 ср

;

п ср

t1 t

tп

P1; P2; Pп

ванного на подпитку системы теплоснабжения; h1, h2, hхв – энтальпия соответственно сетевой воды и холодной воды, используемой на подпитку.

Таблица 2.1

Параметры, измеряемые и определяемые на узле учёта теплоисточника

в водяной системе теплоснабжения

Среднечасовые значения энтальпий определяются на основании измерений среднечасовых температур и давлений.

В соответствии с п. 2.4.1. Правил [5] количество тепловой энергии Q, отпущенной источником по каждому выводу паровых тепловых сетей определяют по формуле

Q = [D ( h1 – hхв ) – Gk( hk – hхв )] 10

–3

(Гкал), (2.2)

где D – масса пара, отпущенного источником теплоты по трубопроводу; Gк –

Наименование параметра

Опреде-

ляемые

параметры

Измеряемые и

регистрируемые

параметры

1. Время работы приборов узла учѐта.

2. Отпущенная тепловая энергия.

3. Масса отпущенного пара и возвращенного источнику

теплоты конденсата.

4. Тепловая энергия, отпущенная за каждый час.

5. Масса отпущенного пара и возвращенного источнику

теплоты конденсата за каждый час.

6. Среднечасовое значение температуры пара, конденса-

та и холодной воды, используемой для подпитки.

7. Среднечасовое давление пара, конденсата и холодной

воды, используемой для подпитки.

Т Q D

d g

п ср,

к ср,

хв ср,

1 ср

2 ср

хв ср

Т Q D

D g

t1 t

tхв P

хв

масса конденсата, возвращенного источнику теплоты по конденсатопроводу; h1, h2, h

энтальпия соответственно пара, конденсата и холодной воды,

хв –

используемой на подпитку.

Параметры, измеряемые и определяемые на узле учёта теплоисточника

в паровой системе теплоснабжения

Таблица 2.2

открытых водяных систем теплопотребления. В соответствии с п. 3.1.1 Правил [5] на узле учѐта должны измеряться, регистрироваться и определяться основные параметры процесса теплопотребления. Перечень измеряемых и определяемых параметров для объектов с нагрузкой более 0,5 Гкал/ч приведѐн в табл. 2.3, с нагрузкой от 0,1 до 0,5 Гкал/ч – в табл. 2.4, с нагрузкой менее 0,1 Гкал/ч – в табл. 2.5.

2.4. ОРГАНИЗАЦИЯ УЧЕТА НА ИТП И ЦТП ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

Рассмотрим организацию учѐта тепловой энергии и теплоносителя для

Таблица 2.3

Наименование параметра

Определяемые

параметры

Измеряемые

и регистрируе-

мые

параметры

1. Время работы приборов узла учѐта.

2. Полученная тепловая энергия.

3. Масса теплоносителя, полученного по подающему

трубопроводу и возвращенного по обратному трубопроводу.

4. Масса теплоносителя, полученного по подающему

трубопроводу и возвращенного по обратному трубопроводу, за каждый час.

5. Среднечасовая и среднесуточная температура теп-

лоносителя в подающем и обратном трубопроводах узла учѐта.

6. Масса теплоносителя, израсходованная на водоразбор в системе ГВС.

7. Среднечасовое давление в подающем и обратном трубопроводах.

Т Q G

1 ср, t1суточ

2 ср, t2суточ

гвс

1 ср

2 ср

Т Q G

t1 t

гвс

Наименование параметра

Опреде-

ляемые

параметры

Измеряемые

и регистрируемые

параметры

1. Время работы приборов узла учѐта.

2. Полученная тепловая энергия.

3. Масса теплоносителя, полученного по по-

дающему трубопроводу и возвращенного по обратному трубопроводу.

4. Среднечасовая и среднесуточная температу-

ра теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах узла учѐта.

5. Масса теплоносителя, израсходованного на

водоразбор в системе ГВС.

1 ср, t1суточ

2 ср, t2суточ

гвс

t1 t

гвс

Параметры, измеряемые и определяемые на узле учёта

в открытой системе теплоснабжения с нагрузкой более 0,5 Гкал/ч

Параметры, измеряемые и определяемые на узле учёта в открытой системе

теплоснабжения с нагрузкой от 0,1 до 0,5 Гкал/ч

Таблица 2.4

Таблица 2.5

Наименование параметра

Определяемые

параметры

Измеряемые

и регистрируемые

параметры

1. Время работы приборов узла учѐта.

2. Масса теплоносителя, полученного по по-

дающему трубопроводу и возвращенного по обратному трубопроводу.

3. Масса теплоносителя, израсходованного на

водоразбор в системе ГВС.

гвс

Параметры, измеряемые и определяемые на узле учёта в открытой системе

теплоснабжения с нагрузкой менее 0,1 Гкал/ч

Принципиальные схемы размещения точек измерения массы теплоносителя, его температуры и давления, состав измерительных и регистрирующих параметров для ИТП с нагрузкой более 0,5 Гкал/ч; с нагрузкой от 0,1 до 0,5 Гкал/ч и с нагрузкой менее 0,1 Гкал/ч представлены на рис. 2.3 – 2.4.

В соответствии с п. 3.21 Правил [5] количество тепловой энергии Q и масса теплоносителя определяются теплоснабжающей организацией по формулам

Q = Qи + Qп + (Gп + G

Gу = G1 – ( G2 + G

+ Gу ) (h2 – h

гвс

), (2.4)

гвс

хв

) 10

-3

(Гкал); (2.3)

где Qи – тепловая энергия, израсходованная по показателям теплоисточника;

Qп – тепловые потери на участке от границы балансовой принадлежности

системы теплоснабжения до его узла учѐта; Gп – масса сетевой воды, израсходованная на подпитку системы отопления при независимой схеме; G

гвс

–

масса сетевой воды, израсходованная потребителем на водоразбор при открытой системе; Gу – масса утечек сетевой воды в системах теплопотребления. h2 – энтальпия сетевой воды на выходе обратного трубопровода источника тепла; hхв – энтальпия холодной воды, используемой для подпитки системы теплоснабжения на источнике теплоты.

Величины h2 и h

определяется по измеренным на источнике теплоты

х.в

средним за рассматриваемый период значениям температур и давлений.

Алгоритм учёта тепловой энергии и теплоносителя. Требования к приборам учѐта. В Правилах [5] не рассмотрено, какой алгоритм расчѐта Qи должен реализовывать теплосчѐтчик. Этот вопрос уточняется в Рекомендациях МИ 2412-97 [14].

Р и с. 2.1. Схема размещения измерительных преобразователей и приборов

на выходах паровой и водяной тепловой сети источника тепла:

TE – преобразователь температуры; PT – преобразователь избыточного давления; FE – преобразователь расхода; QY – теплосчетчик (тепловычислитель); T-1 – подающий трубопровод водяной теплосети;

T-2 – обратный трубопровод водяной теплосети; Tп – подпиточный трубопровод водяной теплосети; T-7 – паропровод тепловой сети; T-8 – конденсатопровод; Tхв – трубопровод исходной воды

Тепловая энергия на источнике тепловой энергии по каждому выводу (двухтрубной магистрали) определяется по одной из следующих формул при неравенстве расходов теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах.



1 1 1

Q =  g1 h1 d –  g2 h2 d –  (g1 – g2)h



о о о



1 1 1

d; (2.5)

x.в.

Q =  g1( h1 – h2)d +  (g1 – g2)h2d –  (g1 – g2)h



о о о

d. (2.6)

x.в.

Р и с. 2.2. Схема размещения преобразователей на тепловом пункте с нагрузкой более

0,5 Гкал/ч при открытой схеме теплоснабжения и наличие циркуляции в сетях ГВС:

ТЕ – преобразователь температуры; РТ – преобразователь избыточного давления;

FE – преобразователь расхода; QY – теплосчетчик (тепловычислитель)

Р и с. 2.3. Схема размещения преобразователей на тепловом пункте с нагрузкой более

0,5 Гкал/ч при открытой схеме теплоснабжения и отсутствии циркуляции в сетях ГВС:

ТЕ – преобразователь температуры; РТ – преобразователь избыточного давления;

FE – преобразователь расхода; QY – теплосчетчик (тепловычислитель)

Ри с . 2.4. Схема размещения преобразователей на тепловом пункте с нагрузкой от 0,1 до

0,5 Гкал/ч при открытой схеме теплоснабжения и отсутствии циркуляции в сетях ГВС:

ТЕ – преобразователь температуры; FE – преобразователь расхода;

QY – теплосчетчик (тепловычислитель)

Ри с . 2.5. Схема размещения преобразователей на тепловом пункте с нагрузкой до 0,1

Гкал/ч при открытой схеме теплоснабжения:

FQ – счетчик количества воды



1 1 1

Q =  g2( h1 – h2)d +  (g1 – g2)h1d –  (g1 – g2)h



о о о

d, (2.7)

x.в.

где Q – тепловая энергия, выраженная в МДж; g1 и g2 – массовый расход теплоносителя, соответственно в подающем и обратном трубопроводах, т/ч; h

h2,h

– энтальпия теплоносителя, подающего, обратного, и трубопровода

x.в

холодной воды, кДж/кг (энтальпия определяется в соответствии с температурой (t) и давлением (Р) теплоносителя);



– моменты времени, соответ-

о ,

<<< < Предыдущая 12 / 82 3 4 5 6 7 8 > Следующая >>>

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]