Разработка теплоснабжения района города Архангельск

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Разработка теплоснабжения района города Архангельск

Содержание

теплоснабжение отопление тепловая сеть

Введение

1. Определение расчетных тепловых нагрузок, построение графиков расхода теплоты

1.1 Определение расчетных тепловых нагрузок

1.2 Построение графика зависимости тепловых нагрузок от температуры наружного воздуха и графика продолжительности тепловых нагрузок. Построение интегрального графика продолжительности тепловых нагрузок

2. Центральное регулирование отпуска теплоты

2.1 Рекомендации по выбору способа регулирования

2.2 Отопительный температурный график. Регулирование по тепловой нагрузке на отопление

2.3 Расчет температуры сетевой воды на выходе из первой ступени водоподогревателя, закрытые системы, смешанное подключение водоподогревателей

3. Разработка генерального плана тепловой сети и гидравлический расчет в первом приближении

3.1 Разработка плана тепловой сети

3.2 Расчет расходов сетевой воды по ЦТП

3.3 Гидравлический расчет тепловой сети в первом приближении

4. Схема тепловой сети и гидравлический расчет во втором приближении

5. Построение пьезометрического графика

6. Расчет толщины тепловой изоляции

7. Расчет на прочность

7.1 Расчет толщин стенок труб с учетом внутреннего давления

7.2 Проверка прочности по нормальным напряжениям

7.3 Расчет осевых усилий на неподвижные опоры

7.4 Расчет криволинейных участков (отводов) на самокомпенсацию

8. Выбор насосного оборудования системы теплоснабжения

8.1 Основные сетевые насосы

8.2 Летние сетевые насосы

8.3 Подпиточные насосы

8.4 Аварийная подпитка

Список литературы

Введение

Теплоснабжение является основной подсистемой энергетики. На теплоснабжение народного хозяйства расходуется около трети всех используемых в нашей стране первичных топливно-энергетических ресурсов. Основными путями совершенствования этой подсистемы являются концентрация и комбинирование производства теплоты и электрической энергии и централизация теплоснабжения.

Ужесточение экологических и планировочных требований к современным городам и промышленным районам приводит к размещению ТЭЦ на большом расстоянии от районов теплового потребления, что усложняет тепловые и гидравлические режимы систем теплоснабжения и выдвигает повышенные требования к их надежности. Существующие системы теплоснабжения в зависимости от взаимного расположения источника и потребителей теплоты можно разделить на централизованные и децентрализованные. В централизованных системах теплоснабжения один источник тепла обслуживает теплоиспользующие устройства ряда потребителей, расположенных отдельно, поэтому передача тепла от источника до потребителей осуществляется по специальным теплопроводам — тепловым сетям. Централизованное теплоснабжение состоит из трёх взаимосвязанных и последовательно протекающих стадий: подготовка, транспортировка и использование теплоносителя. Каждая система централизованного теплоснабжения состоит из источника тепла, тепловых сетей и потребителей тепла.

Тепловая сеть -- один из наиболее дорогостоящих и трудоемких элементов систем централизованного теплоснабжения. Тепловые сети подразделяются на магистральные, распределительные, квартальные и ответвления от магистральных и распределительных тепловых сетей к отдельным зданиям и сооружениям. Разделение тепловых сетей устанавливается проектом или эксплуатационной организацией.

Она представляет собой теплопроводы, сложные сооружения, состоящие из соединенных тепловых удлинителей, запорной и регулирующей арматуры, строительных конструкций, подвижных и неподвижных опор, камер, дренажных и воздухоспускных устройств. По количеству параллельно проложенных теплопроводов тепловые сети могут быть однотрубными, двух- и многотрубными. Теплопотребляющие системы присоединяют к тепловым сетям в тепловых пунктах. Основное назначение теплового пункта -- подготовка теплоносителя определенной температуры и давления, регулирование их, поддерживание постоянного расхода, учета потребления теплоты.

1. Определение расчетных тепловых нагрузок, построение графиков расхода теплоты

1.1 Определение расчетных тепловых нагрузок

Расчетные тепловые нагрузки определяются для каждого квартала заданного района города, затем суммируются.

Расчетная тепловая нагрузка на отопление, МВт:

,

где qo=35,8 Вт/мІ - тепловой поток на отопление 1 м2 жилой площади, по правилам установления и определения нормативов потребления коммунальных услуг для домов этажностью 8 этажей, температуре наружного воздуха -26?С;

i = 1,2,3…Nкв,

Nкв = 46 — расчетное количество кварталов;

— общая площадь жилого фонда квартала, м2;

S — площадь территории квартала, га, определяемая по генеральному плану района;

f = 3500 м2/га — (для 8 этажей) плотность жилого фонда, зависящая от этажности застройки;

К1 — коэффициент, учитывающий тепловую нагрузку на отопление общественных зданий, принят равным 0,25.

Расчетная тепловая нагрузка на вентиляцию, МВт:

,

где К2 — коэффициент, учитывающий долю тепловой нагрузки на вентиляцию общественных зданий, принимается равным 0,6 (здания постройки после 1985 г).

Среднечасовая тепловая нагрузка на ГВС в отопительный период, МВт:

,

где, а = 105 л — среднесуточная норма расхода горячей воды на одного человека в сутки, принимаемая в зависимости от степени комфортности зданий в соответствии со СНиП 2. 04. 01−85*[6] (для жилых домов, оборудованных умывальниками, мойками и ваннами длиной от 1500 до 1700 мм, оборудованными душами);

m = A/18 — количество жителей;

b = 25 л — расход горячей воды в общественных зданиях, принимается равным на одного жителя;

= 55 °C — расчетная температура горячей воды, принятая равной;

= 5 °C — расчетная температура холодной водопроводной воды в отопительный период,

с = 4,19 кДж/кг•К — удельная теплоемкость воды.

Максимальная часовая тепловая нагрузка на ГВС в отопительный период, МВт:

Среднечасовая тепловая нагрузка на ГВС в летний период, ГДж/ч:

= 15 °C — расчетная температура холодной водопроводной воды в летний период;

Максимальная часовая тепловая нагрузка на ГВС в летний период, ГДж/ч:

Суммарная тепловая нагрузка в отопительный период:

Максимальная суммарная тепловая нагрузка в отопительный период:

Результаты расчета представлены в таблице 1. 1, в которой также приведены суммарные по району значения тепловых нагрузок.

Таблица 1.1 — Определение расчетных тепловых нагрузок

№ квартала

S, га

А, м2

m

, МВт

, МВт

, МВт

, МВт

, МВт

, МВт

, МВт

, МВт

1

4,5

15 755

875,25

0,74

0,09

0,35

0,83

1,18

1,66

0,22

0,53

2

5,63

19 711

1095,035

0,93

0,11

0,43

1,04

1,47

2,08

0,28

0,67

3

5,06

17 715

984,17

0,83

0,10

0,39

0,94

1,32

1,87

0,25

0,60

4

5,06

17 715

984,17

0,83

0,10

0,39

0,94

1,32

1,87

0,25

0,60

5

5,63

19 711

1095,035

0,93

0,11

0,43

1,04

1,47

2,08

0,28

0,67

6

5,63

19 711

1095,035

0,93

0,11

0,43

1,04

1,47

2,08

0,28

0,67

7

5,63

19 711

1095,035

0,93

0,11

0,43

1,04

1,47

2,08

0,28

0,67

8

10,1

35 430

1968,34

1,66

0,20

0,78

1,88

2,65

3,74

0,50

1,20

9

4,5

15 755

875,25

0,74

0,09

0,35

0,83

1,18

1,66

0,22

0,53

10

5,63

19 711

1095,035

0,93

0,11

0,43

1,04

1,47

2,08

0,28

0,67

11

5,06

17 715

984,17

0,83

0,10

0,39

0,94

1,32

1,87

0,25

0,60

12

5,06

17 715

984,17

0,83

0,10

0,39

0,94

1,32

1,87

0,25

0,60

13

5,63

19 711

1095,035

0,93

0,11

0,43

1,04

1,47

2,08

0,28

0,67

14

5,63

19 711

1095,035

0,93

0,11

0,43

1,04

1,47

2,08

0,28

0,67

15

5,63

19 711

1095,035

0,93

0,11

0,43

1,04

1,47

2,08

0,28

0,67

16

7,42

25 977

1443,19

1,22

0,15

0,57

1,38

1,94

2,74

0,37

0,88

17

4,5

15 755

875,25

0,74

0,09

0,35

0,83

1,18

1,66

0,22

0,53

18

5,63

19 711

1095,035

0,93

0,11

0,43

1,04

1,47

2,08

0,28

0,67

19

5,06

17 715

984,17

0,83

0,10

0,39

0,94

1,32

1,87

0,25

0,60

20

5,06

17 715

984,17

0,83

0,10

0,39

0,94

1,32

1,87

0,25

0,60

21

5,63

19 711

1095,035

0,93

0,11

0,43

1,04

1,47

2,08

0,28

0,67

22

5,63

19 711

1095,035

0,93

0,11

0,43

1,04

1,47

2,08

0,28

0,67

23

5,5

19 256

1069,75

0,90

0,11

0,42

1,02

1,44

2,03

0,27

0,65

24

3,12

10 923

606,84

0,51

0,06

0,24

0,58

0,82

1,15

0,15

0,37

25

8,89

31 124

1729,105

1,46

0,18

0,69

1,65

2,32

3,29

0,44

1,05

26

8,18

28 638

1591,01

1,35

0,16

0,63

1,52

2,14

3,02

0,40

0,97

27

6,47

22 651

1258,415

1,06

0,13

0,50

1,20

1,69

2,39

0,32

0,77

28

4,78

16 735

929,71

0,79

0,09

0,37

0,89

1,25

1,77

0,24

0,57

29

1,63

5707

317,035

0,27

0,03

0,13

0,30

0,43

0,60

0,08

0,19

30

0,5

1751

97,25

0,08

0,01

0,04

0,09

0,13

0,18

0,02

0,06

31

4

14 004

778

0,66

0,08

0,31

0,74

1,05

1,48

0,20

0,47

32

5

17 505

972,5

0,82

0,10

0,39

0,93

1,31

1,85

0,25

0,59

33

4,5

15 755

875,25

0,74

0,09

0,35

0,83

1,18

1,66

0,22

0,53

34

4,5

15 755

875,25

0,74

0,09

0,35

0,83

1,18

1,66

0,22

0,53

35

4,5

15 755

875,25

0,74

0,09

0,35

0,83

1,18

1,66

0,22

0,53

36

4,5

15 755

875,25

0,74

0,09

0,35

0,83

1,18

1,66

0,22

0,53

37

5

17 505

972,5

0,82

0,10

0,39

0,93

1,31

1,85

0,25

0,59

38

4

14 004

778

0,66

0,08

0,31

0,74

1,05

1,48

0,20

0,47

39

7,25

25 382

1410,125

1,19

0,14

0,56

1,34

1,90

2,68

0,36

0,86

40

9,06

31 719

1762,17

1,49

0,18

0,70

1,68

2,37

3,35

0,45

1,08

41

9,94

34 800

1933,33

1,64

0,20

0,77

1,84

2,60

3,67

0,49

1,18

42

4,5

15 755

875,25

0,74

0,09

0,35

0,83

1,18

1,66

0,22

0,53

43

4,5

15 755

875,25

0,74

0,09

0,35

0,83

1,18

1,66

0,22

0,53

44

9,06

31 719

1762,17

1,49

0,18

0,70

1,68

2,37

3,35

0,45

1,08

45

7,02

24 577

1365,39

1,15

0,14

0,54

1,30

1,84

2,59

0,35

0,83

46

5,9

20 656

1147,55

0,97

0,12

0,46

1,09

1,54

2,18

0,29

0,70

Всего по генплану

256

894 960,6

49 720,04

42,052

5,4 624

19,7477

47,3944

66,8459

94,49 258

12,639

30,332

1.2 Построение графика зависимости тепловых нагрузок от температуры наружного воздуха и графика продолжительности тепловых нагрузок. Построение интегрального графика продолжительности тепловых нагрузок

Графики расхода теплоты строятся на базе расчета тепловых нагрузок при различных температурах наружного воздуха.

;

при ,

при

Здесь tн — текущая температура наружного воздуха, 0С;

tно = -26 0С — расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления, 0С;

tнв = -26 0С — расчетная температура наружного воздуха для проектирования вентиляции, 0С, в соответствии СНиП 41−02−2003, в настоящее время tнв= tно;

tвр — расчетная температура воздуха внутри помещений.

Тепловая нагрузка на ГВС принята независящей от температуры наружного воздуха.

При (летний период) учитываются только тепловые нагрузки на ГВС.

°С в районах с расчетной температурой наружного воздуха для проектирования отопления tно до минус 30 °C и усредненной расчетной температурой внутреннего воздуха отапливаемых зданий tвр= 18 °C;

°С в районах с расчетной температурой наружного воздуха для проектирования отопления tно ниже минус 30 °C и усредненной расчетной температурой внутреннего воздуха отапливаемых зданий tвр =20 °С.

Результаты расчета представлены в таблице 1.2.

На основе данных таблицы 1.2 и данных по продолжительности стояния температур наружного воздуха строится график зависимости тепловых нагрузок от температуры наружного воздуха, а также график продолжительности тепловых нагрузок. Последний может быть построен графическим методом, а также на базе расчетных данных. Кроме того, на базе расчетных данных строится интегральный график продолжительности тепловых нагрузок. Кроме того, на базе расчетных данных строится интегральный график продолжительности тепловых нагрузок. Примеры расчетов и графиков для данного района города показаны в таблицах 1. 3…1.5 и на рис. 1. 1, 1.2.

Таблица 1.2 — Зависимость тепловых нагрузок от температуры наружного воздуха

tн, 0С

, МВт

, МВт

, МВт

, МВт

, МВт

, МВт

tно = -26

42,05

5,05

19,75

47,39

66,85

94,49

(+8)

9,56

1,15

19,75

47,39

30,46

58,13

> (летний период)

(> +8)

0

0

= 12,64

= 30,33

=12,64

= 30,33

Таблица 1.3 -Число часов за отопительный период со среднесуточной температурой наружного воздуха, равной и ниже данной

Город

Температура наружного воздуха, 0С

-26

-20

-15

-10

-5

0

8

Архангельск

0

144

291

601

1238

2460

4128

Таблица 1.4 — Расчеты для построения графика продолжительности тепловых нагрузок

tн, 0С

Число часов, n

, МВт

, МВт

, МВт

, МВт

, МВт

МВт

-26

0

42,05

5,05

19,75

47,39

66,85

94,49

-20

144

36,31

4,36

19,75

47,39

60,42

88,06

-15

291

31,54

3,79

19,75

47,39

55,08

82,72

-10

601

26,76

3,21

19,75

47,39

49,72

77,36

-5

1238

21,98

2,64

19,75

47,39

44,37

72,01

0

2460

17,20

2,07

19,75

47,39

39,02

66,66

+8

4128

9,56

1,15

19,75

47,39

30,46

58,13

Таблица 1.5 — Расчет интегрального графика продолжительности тепловых нагрузок

i

tн, 0С

, МВт

Удельная тепловая нагрузка

Приращение удельной тепловой нагрузки

Количество часовni,

Среднее количество часов

Площади

Относительные площади

Удельная годовая тепловая нагрузка: (10)i=(10)i-1+(9)i

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

0

8

0

0,00

-

4128

-

-

-

0,00

1

8

30,46

0,456

0,456

4128

4128

1882,4

0,735

0,735

2

0

38,02

0,568

0,112

2460

3294

368,9

0,144

0,879

3

-5

44,37

0,664

0,096

1238

1849

177,5

0,069

0,948

4

-10

49,72

0,744

0,08

601

919,5

73,6

0,029

0,977

5

-15

55,08

0,824

0,08

291

446

35,7

0,014

0,991

6

-20

60,42

0,904

0,08

144

217,5

17,4

0,007

0,998

7

-26

66,85

1,0

0,096

0

72

6,9

0,002

1,0

2562,4

Рис. 1.1 — График зависимости тепловых нагрузок от температуры наружного воздуха и График продолжительности тепловых нагрузок

Рис. 1.2 — Интегральный график продолжительности тепловых нагрузок

2. Центральное регулирование отпуска теплоты

2.1 Рекомендации по выбору способа регулирования

Рекомендации по выбору способа регулирования представлены в таблицах 2.1.

Таблица 2.1 — Рекомендации по центральному качественному регулированию отпуска теплоты и определению расхода сетевой воды в закрытых системах (тепловая нагрузка потребителей ЖКХ более 65% полной нагрузки)

Условие

Способ регулирования

Расход сетевой воды

Подключение подогревателей систем ГВС

Расчетная тепловая нагрузка для выбора ЦТП (см. раздел 3. 1)

1

По нагрузке отопления

— при суммарной тепловой нагрузке 100 и более МВт;

— при суммарной тепловой нагрузке менее 100 МВт

Параллельное одноступенчатое

2

По совмещенной нагрузке отопления и ГВС, повышенный температурный график.

Последовательное двухступенчатое

3

По нагрузке отопления

Смешанное

4

Суммарная тепловая нагрузка менее 10 МВт, независимо от соотношения

По нагрузке отопления

Параллельное или смешанное

В курсовом проекте принято центральное качественное регулирование отпуска теплоты. По условию

=19,75/42,05= 0,469 > 0,3.

Таким образом способ регулирования — по нагрузке отопления. Подключение подогревателей системы ГВС — смешанное.

2.2 Отопительный температурный график. Регулирование по тепловой нагрузке на отопление

В курсовом проекте принято центральное качественное регулирование отпуска теплоты. В качестве базовых потребителей теплоты приняты местные системы отопления с зависимым (элеваторным) их присоединением к тепловым сетям. Расчет выполнен для четырёх значений температур наружного воздуха tн (см. таблицу 2. 2).

Значения расчетных температур теплоносителя (- сетевой воды в подающей магистрали, — на выходе из местных систем отопления, — на входе в местные системы отопления) при расчетной температуре наружного воздуха tно считаются заданными.

При этом принимается:

= 150 °C; = 95 °C; = 70 °C (для закрытых систем).

Значения текущих температур теплоносителя, , ,°С определяются по формулам:

где

— текущее значение тепловой нагрузки на отопление, определяется по графику зависимости тепловых нагрузок от температуры наружного воздуха, либо по формуле, приведенной в п. 1.2.

— расчетный температурный напор отопительных приборов:

= 0,5•(95 + 70) — 18 = 64,5°С

— разность расчетных температур теплоносителя в местных системах отопления:

= 95 — 70 = 25°С

— разность расчетных температур сетевой воды:

= 150 — 70 = 80°С

Результаты расчета представлены в таблице 2. 2, на их основе построен отопительный температурный график (рис. 2. 2). Для обеспечения работы систем ГВС на графике предусматривается излом при температуре =700С= для закрытых систем В последних строках таблицы 2.2 приводятся данные по тепловым нагрузкам и температурам, соответствующие точке излома.

Таблица 2.2. — Температуры теплоносителя по отопительному температурному графику

tн, 0С

, МВт

,

,0С

,0С

,0С

-26

42,05

1,00

150

95,0

70,0

-15

31,54

0,750

120,1

79,1

60,45

-5

21,98

0,523

92,52

63,74

50,66

8

9,56

0,204

50,76

39,54

34,44

2,25

15,05

0,358

70

51

42,5

2.3 Расчет температуры сетевой воды на выходе из первой ступени водоподогревателя, закрытые системы, смешанное подключение водоподогревателей

Балансовая нагрузка для закрытых систем определяется по формуле:

Кроме того, определяются три значения температуры сетевой воды в обратном трубопроводе на выходе из первой ступени водоподогревателя

· в точке излома температурного графика ()

· в расчетных условиях ():

· в точке, соответствующей условию (точке):

= 24,91

= 19,91

= 17,70

На рисунке 2.1. показан график температуры, рассчитанный по приведенным выше формулам.

3. Разработка генерального плана тепловой сети и гидравлический расчет в первом приближении

3.1 Разработка плана тепловой сети

Перед разработкой плана тепловой сети был выбран способ ее прокладки: подземная прокладка в непроходных каналах. При прокладке в каналах теплопроводы защищены со всех сторон от механических воздействий и нагрузок и, в некоторой степени, от грунтовых и поверхностных вод. Стоимость прокладки в непроходных каналах на 25--30% больше, чем бесканальной, однако условия работы теплопроводов легче.

Генеральный план тепловой сети разработан с учетом требований СНиП 41−02−2003 в упрощенном виде, и показан на генеральном плане района одной линией. Квартальные сети присоединены к магистральным трубопроводам через ЦТП. На плане показан источник теплоты, магистральные трубопроводы и ответвления к ЦТП, узловые теплокамеры УТ, сами ЦТП и идущие от них до кварталов главные трубопроводы квартальных сетей. Для определения количества и расположения ЦТП были учтены следующие рекомендации:

­ количество кварталов, объединяемых одним ЦТП — от 2 до 6;

­ тепловая нагрузка одного ЦТП — от 8 до 30 МВТ, она определяется суммированием расчетных тепловых нагрузок кварталов, которые определяются по формулам, приведенным в таблице 2.1. ;

­ ЦТП должен находиться в центре обслуживаемой территории.

План показан на чертеже № КПТС. 48. 270 109. 62. 08ТВ. ВО лист 2.

На основе плана составляется расчетная схема, на которой показываются магистральные трубопроводы, ответвления к ЦТП и сами ЦТП с их нумерацией.

Таблица 3.1 — Расчетные тепловые нагрузки для определения количества и расположения ЦТП

№ кв

, МВт

, МВт

, см табл. 2. 1, МВт

, см табл. 2. 1, МВт

МВт

1

0,74

0,09

0,83

1,66

0,53

2

0,93

0,11

1,04

2,08

0,67

3

0,83

0,10

0,94

1,87

0,60

4

0,83

0,10

0,94

1,87

0,60

5

0,93

0,11

1,04

2,08

0,67

6

0,93

0,11

1,04

2,08

0,67

7

0,93

0,11

1,04

2,08

0,67

8

1,66

0,20

1,88

3,74

1,20

9

0,74

0,09

0,83

1,66

0,53

10

0,93

0,11

1,04

2,08

0,67

11

0,83

0,10

0,94

1,87

0,60

12

0,83

0,10

0,94

1,87

0,60

13

0,93

0,11

1,04

2,08

0,67

14

0,93

0,11

1,04

2,08

0,67

15

0,93

0,11

1,04

2,08

0,67

16

1,22

0,15

1,38

2,74

0,88

17

0,74

0,09

0,83

1,66

0,53

18

0,93

0,11

1,04

2,08

0,67

19

0,83

0,10

0,94

1,87

0,60

20

0,83

0,10

0,94

1,87

0,60

21

0,93

0,11

1,04

2,08

0,67

22

0,93

0,11

1,04

2,08

0,67

23

0,90

0,11

1,02

2,03

0,65

24

0,51

0,06

0,58

1,15

0,37

25

1,46

0,18

1,65

3,29

1,05

26

1,35

0,16

1,52

3,02

0,97

27

1,06

0,13

1,20

2,39

0,77

28

0,79

0,09

0,89

1,77

0,57

29

0,27

0,03

0,30

0,60

0,19

30

0,08

0,01

0,09

0,18

0,06

31

0,66

0,08

0,74

1,48

0,47

32

0,82

0,10

0,93

1,85

0,59

33

0,74

0,09

0,83

1,66

0,53

34

0,74

0,09

0,83

1,66

0,53

35

0,74

0,09

0,83

1,66

0,53

36

0,74

0,09

0,83

1,66

0,53

37

0,82

0,10

0,93

1,85

0,59

38

0,66

0,08

0,74

1,48

0,47

39

1,19

0,14

1,34

2,68

0,86

40

1,49

0,18

1,68

3,35

1,08

41

1,64

0,20

1,84

3,67

1,18

42

0,74

0,09

0,83

1,66

0,53

43

0,74

0,09

0,83

1,66

0,53

44

1,49

0,18

1,68

3,35

1,08

45

1,15

0,14

1,30

2,59

0,83

46

0,97

0,12

1,09

2,18

0,70

?

42,052

5,4 624

47,3944

94,49

30,332

3.2 Расчет расходов сетевой воды по ЦТП

Вначале суммируются тепловые нагрузки по кварталам, обслуживаемым каждым ЦТП, затем по формулам, приведенным ниже, определяются расходы сетевой воды на отопление, вентиляцию и ГВС, а также суммарные по всем видам тепловых нагрузок по каждому ЦТП.

Расчетный расход сетевой воды на отопление и вентиляцию, т/ч

с=4,19 кДж/кг/К — удельная теплоемкость воды.

Расчетный максимальный расход сетевой воды на горячее водоснабжение, т/ч, закрытые системы, смешанное присоединение водоподогревателей:

Суммарный расчетный расход сетевой воды, т/ч, определяется по формулам, приведенным в таблице 2.1.

Расчетный летний расход сетевой воды, т/ч, закрытые системы:

Результаты расчетов расходов по ЦТП удобно представлять в табличной форме, пример которой — таблица 3.2.

Таблица 3.2 — Определение расчетных расходов сетевой воды по ЦТП

№ ЦТП

№ квар-талов

ЦТП

Qр, МВт

Qор, +Qвр, МВт

Qmaxгв, МВт

Gсвво, т/ч

Gmaxсгв,т/ч

Gсв, т/ч

МВт

т/ч

1

2

3

4

5

6

8

9

10

11

ЦТП-1

1

11,23

5,60

5,63

60,14

79,15

139,30

3,61

77,54

2

9

10

17

18

ЦТП-2

3

11,22

5,59

5,63

60,04

79,15

139,19

3,60

77,33

4

11

12

19

20

ЦТП-3

5

12,48

6,22

6,26

66,80

88,01

154,81

3,94

84,63

6

13

14

21

22

ЦТП-4

7

13,83

6,89

6,94

74,00

97,57

171,57

4,44

95,37

8

15

16

23

24

ЦТП-5

25

11,26

5,61

5,65

60,25

79,44

139,69

3,61

77,54

26

27

28

29

30

ЦТП-6

31

14,69

7,32

7,37

78,62

103,62

182,23

4,72

101,38

32

33

39

40

41

ЦТП-7

34

11,66

5,81

5,85

62,40

82,25

144,65

3,74

80,33

35

36

41

3.3 Гидравлический расчет тепловой сети в первом приближении

Основная цель расчета — определение диаметров трубопроводов. В первую очередь определяются расходы сетевой воды по участкам сети (расчет в первом приближении ведется для подающего трубопровода) путем их суммирования по ЦТП и соответствующим участкам, начиная с концевых.

Внутренние диаметры трубопроводов d, м, определяются, исходя из заданной величины потерь давления на единицу длины (80 Па/м для магистральных трубопроводов и 300 Па/м — для ответвлений):

здесь kэ — абсолютная эквивалентная шероховатость внутренней поверхности стенок труб, для водяных тепловых сетей, согласно СНиП 41−02−2003, принимается равной 0,0005 м;

с — плотность воды, в первом приближении принимается равной 1000 кг/м3;

G — расход сетевой воды на участке, т/ч.

После расчета внутренних диаметров выбираются условные диаметры DN и стандартные наружные диаметры dн и толщины стенок труб д. Результаты расчета представлены в таблице 3.3.

Таблица 3.3 — Определение диаметров труб и расстояний между неподвижными опорами

№ уч.

Нач. узел

Конц. узел

G, т/ч

ДPн, Па/м

d, м

dу, мм (DN)

dН, мм

д, мм

лК, мм

LНО, м

1

ТЭЦ

УТ1

1171,91

80

0,46

450

480

10

350

149,1

2

УТ1

ЦТП1

139,30

300

0,16

150

159

6

120

52,3

3

УТ1

УТ2

465,57

80

0,33

350

377

8

320

136,4

4

УТ2

ЦТП2

139,19

300

0,16

150

159

6

120

52,3

5

УТ2

УТ3

326,38

80

0,29

300

325

7

260

110,8

6

УТ3

ЦТП3

154,81

300

0,17

200

219

6

160

68,2

7

УТ3

ЦТП4

171,57

300

0,17

200

219

6

160

68,2

8

УТ1

УТ4

567,04

80

0,35

350

377

8

320

136,4

9

УТ4

ЦТП5

139,69

300

0,16

150

159

6

120

52,3

10

УТ4

УТ5

427,35

80

0,32

350

377

8

320

136,4

11

УТ5

ЦТП6

182,23

300

0,18

200

219

6

160

68,2

12

УТ5

УТ6

245,12

80

0,26

300

325

7

260

110,8

13

УТ6

ЦТП7

144,65

300

0,16

150

159

6

120

52,3

14

УТ6

ЦТП8

100,47

300

0,14

150

159

6

120

52,3

4. Схема тепловой сети и гидравлический расчет во втором приближении

Для разработки схемы тепловой сети необходимо определить максимальное расстояние между неподвижными опорами, м:

где бt — коэффициент линейного расширения стали, принимается равным 1,2•10-5 1/К;

— осевой ход компенсатора, мм, он зависит от принятых типа и марки компенсаторов. Для прокладки в непроходных каналах приняты П-образные компенсаторы;

— коэффициент, учитывающий предварительное растяжение компенсатора, осуществляемое при монтаже, принят =1 для П-образных компенсаторов.

Полученные значения приведены в таблице расчета диаметров (таблица 4. 2).

Схема сети разработана с учетом требований ГОСТ 21. 605−82 и СНиП 41−02−2003. После разработки схемы произведено определение коэффициентов местных сопротивлений по участкам теплопроводов (отдельно для подающего и обратного трубопроводов), результаты которого представлены в таблице 4.1.

Основной задачей гидравлического расчета является определение потерь напора по участкам, а также суммарных потерь напора от источника теплоты.

Потери напора на участке Дh, м, (отдельно для подающего и обратного трубопроводов) определяются по формуле:

где — коэффициент гидравлического трения, он определяется по формуле Альтшуля:

kэ = 0,5 мм — абсолютная эквивалентная шероховатость внутренней поверхности стенок труб;

dвн — внутренний диаметр трубопровода, м;

— протяженность участка трубопровода, м;

— сумма коэффициентов местного сопротивления (табл. 5. 1);

w — скорость потока сетевой воды, м/с:

G — расход сетевой воды, т/ч;

Re — число Рейнольдса:

н — кинематическая вязкость, м2/с, соответствующая (также как и плотность) температурам сетевой воды в точке излома температурного графика.

Для подающего трубопровода: при = 70 °C н = 0,414?10-6 м2/с, с = 977,7кг/м3.

Для обратного трубопровода: при = 19,91 °С н = 1,005?10-6 м2/с, с = 978,3кг/м3.

Потери напора от источника теплоты ДHит, м, определяются путем суммирования потерь напора на соответствующих участках.

Результаты расчета представлены в таблице 4.2.

Таблица 4.1 — Коэффициенты местного сопротивления

Участок

Трубопровод

Местные сопротивления

Отвод

Арматура (задвижки)

Переход диаметра

Тройник на проход

Тройник ответвление

Тройник — расход. потоки

Тройник — сход. потоки

Компенсатор

?о по трубопроводу участка

К-во

К-во

К-во

К-во

К-во

К-во

К-во

К-во

1

Подающий

1

0,5

1

2

2,5

Обратный

1

0,5

1

3

3,5

8

Подающий

1

0,5

1

0,5

1

1,5

3

1,7

7,6

Обратный

1

0,5

1

0,5

1

2

3

1,7

8,1

10

Подающий

1

0,5

1

1,5

8

1,7

15,6

Обратный

1

0,5

1

2

8

1,7

16,1

12

Подающий

1

0,5

1

1,5

7

1,7

13,9

Обратный

1

0,5

1

2

7

1,7

14,4

14

Подающий

2

0,5

1

0,5

1

0,5

12

1,7

22,4

Обратный

2

0,5

1

0,5

1

0,5

12

1,7

22,4

Таблица 4.2 — Гидравлический расчет во втором приближении

№ участка

dвн, мм

lуч, м

G, т/ч

Подающий трубопровод

Обратный трубопровод

ДHп+ ДHо, м

v, м/с

Re

лтр

Дh, м

ДHп, м

v, м/с

Re

лтр

Дh, м

ДHо, м

1

460

83

1171,91

2,004

2 227 195

0,0201

2,5

0,96

0,96

1,963

898 539

0,0203

3,5

1,41

1,41

2,37

8

361

521

567,04

1,575

1 373 183

0,0214

7,6

3,72

4,69

1,542

553 997

0,0217

8,1

4,77

6,18

10,87

10

361

1000

427,35

1,187

1 034 900

0,0215

15,6

4,13

8,81

1,162

417 520

0,0218

16,1

5,27

11,45

20,26

12

311

873

245,12

0,917

689 033

0,0223

13,9

2,52

11,33

0,898

277 984

0,0228

14,4

3,23

14,67

26,0

14

147

801

100,47

1,683

597 504

0,0268

22,4

18,6

29,92

1,648

241 057

0,0271

22,4

23,53

38,20

68,12

5. Построение пьезометрического графика

Пьезометрический график построен на основе результатов гидравлического расчета (отопительный период), для расчетной линии от источника теплоты до наиболее удаленного ЦТП. При построении учтены основные требования к гидравлическим режимам, изложенные в СНиП 41−02−2003, наиболее существенными из которых являются:

­ напор в обратном трубопроводе при зависимом присоединении местных систем отопления не должен превышать допустимое значение, соответствующее максимальному допускаемому давлению для элементов местных систем минус 0,1 МПа, что, при обычно принимаемом значении давления в местных системах 0,6 МПа, соответствует напору в обратном трубопроводе 50 м водяного столба, т. е:

Hобр? 50 м;

Hобр = 38,2 м < 50 м — условие выполняется;

­ напор в обратном трубопроводе при зависимом присоединении местных систем отопления должен быть не менее статического напора, () необходимого для заполнения местных систем отопления плюс 5 м. Это значение приближенно может быть оценено следующим образом.

Hст = Nэ•3 + 5 = 8•3 + 5 = 29 м

где — этажность основных зданий района.

38,2 > 29 м — условие выполняется;

­ напор в подающем трубопроводе не должен превышать допустимое значение, которое в курсовом проекте принимается равным 120 м, т. е:

Hпод? 120 м;

Hпод = 83,1 м < 120 м — условие выполняется;

­ напор в подающем трубопроводе должен обеспечить условие невскипания сетевой воды, которое может быть выражено следующим образом:

где = 0,4760 МПа — давление насыщенных паров воды, соответствующее температуре сетевой воды в подающей магистрали = 150 °C;

Hнк = 0,4760•100 — 10 = 47,60 м

83,1 > 57,60 м — условие выполняется;

­ напор на входе в сетевые насосы должен быть не менее, чем 5 м водяного столба.

Кроме того, потери напора в ЦТП составляют ДHЦТП = 15 м, потери напора в оборудовании источника теплоты, в напорной его части ДHпод = 20 м, в приемной части (перед сетевыми насосами) — ДHобр = 5 м.

Уровень статического напора с учетом рельефа (143,5 м — наиболее возвышенная точка в рассматриваемом районе):

+ 114,5 = 29 + 114,5 = 143,5 м

Таким образом, линия статического напора построена из условий заполнения водой отопительных установок всех потребителей и создания в их верхних точках избыточного давления 5 м. Линия невскипания воды проведена параллельно профилю местности с ординатой в каждой точке, равной давлению вскипания воды при расчетной температуре в подающей магистрали (57,60 м. вод. ст.). Линии потерь давления построены по данным гидравлического расчета.

Полный напор насоса:

ДHнас = ДHобр + ДHо 14+ ДHЦТП + ДHп 14+ ДHпод =5 +38,2 + 15 + 29,92 + 20 = 108,12 м

6. Расчет толщины тепловой изоляции

Расчет выполняется по нормированной линейной плотности теплового потока, значения которой принимаются по СНиП 41−03−2003 в зависимости от среднегодовой температуры теплоносителя, которая определяется также по СНиП 41−03−2003 и равна для подающего трубопровода и = 50 °C — для обратного трубопровода.

Величина tв1 зависит от расчетной температуры сетевой воды в подающем трубопроводе, как показано в таблице 6. 1

Таблица 6.1 — Значения температур tв1

950С

1500С

1800С

tв1

650С

900С

1100С

При = 150 °C температура = 90 °C. Определение плотности теплового потока производится по СНиП 41−03−2003.

Указанным СниП нормируется суммарная линейная плотность теплового потока подающего и обратного трубопроводов q, Вт/м. Это значение распределяем по подающему и обратному трубопроводам следующим образом:

, Вт/м — для подающего трубопровода,

, Вт/м — для обратного трубопровода,

где = = 5 °C — средняя температура окружающей среды, по СНиП 41−03−2003 она принимается равной температуре грунта, которая принята равной 5 °C.

Плотности теплового потока откорректированы с учетом района строительства тепловых сетей:

; ,

Здесь и — откорректированные значения нормированной линейной плотности теплового потока, Вт/м;

К = 0,92 — поправочный коэффициент, принимаемый по СНиП 41−03−2003 в зависимости от расчетного района строительства (Крайний Север) и способа прокладки трубопровода (в непроходных каналах).

Теплоизоляционное покрытие принимается однослойным, термическое сопротивление покровного слоя не учитывается.

Результаты определения плотностей теплового потока приведены в таблице 6.2.

Таблица 6.2 — Плотности теплового потока для различных условных диаметров

Условный проход трубопроводов

dН, мм

q, Вт/м

q1, Вт/м

q2, Вт/м

q'1, Вт/м

q'2, Вт/м

150

159

50

32,7

17,3

30,1

15,9

200

219

61

39,9

21,1

36,7

19,4

300

325

79

51,7

27,3

47,5

25,2

350

377

88

57,5

30,5

52,9

28,0

450

480

104

68,0

36,0

62,6

33,1

Температура воздуха в канале:

где — коэффициент дополнительных потерь, принимается по СП 41−103−2000:

= 1,2 при DN < 150; = 1,15 при DN? 150.

— термическое сопротивление теплоотдаче от воздуха к поверхности канала, м 0С/Вт;

= 11 Вт/(м2•К) — коэффициент теплоотдачи от воздуха к стенке канала;

b, h — ширина и высота канала, м. Для их определения толщина изоляции в первом приближении диз11 принимается равной максимально допустимому значению по СНиП 41−03−2003, после чего определяется наружный диаметр трубопроводов с изоляцией dиз. Минимальные размеры канала в свету определяются с учетом требований СНиП 41−02−2003 к расстояниям между трубопроводами и до конструкций канала. Окончательно размеры выбираются из числа типовых по альбому серии 3. 006. 1−2. 87.

— термическое сопротивление грунта, м°С/Вт,

Здесь Н = 0,5 + 0,5h — расстояние от поверхности грунта до оси трубопровода, м, определяется с учетом расстояния от верха перекрытия канала до поверхности земли, которое не должно быть менее 0,5 м;

= 1,92 Вт/(м•°С) — теплопроводность грунта (песок), принимается по СП 41−103−2000.

Толщины изоляции, м, определяются по формулам:

для подающего трубопровода

для обратного трубопровода

, — наружные диаметры подающего и обратного трубопровода, м.

,

,

, — теплопроводность изоляции подающего и обратного трубопроводов, Вт/(м•°С), принимается по СП 41−103−2000 с учетом температуры теплоносителя;

, — термические сопротивления теплоотдаче от поверхности изоляции подающего и обратного трубопроводов, приближенные значения которых принимаются по СП 41−103−2000.

Результаты расчета представлены в таблице 6.3.

Таблица 6.3 — Результаты расчета толщины изоляции

№ уч.

dН 1, мм

dН 2, мм

H, м

диз11, мм

dиз, мм

h, м

b, м

Rкан, м•°С/Вт

Rгр, м•°С/Вт

tкан,°С

Rн1, м•°С/Вт

Rн2, м•°С/Вт

B1

B2

диз 1, мм

диз 2, мм

1

480

480

1,1

140

760

1,2

2,1

0,1 896

0,3 693

11,15

0,0788

0,0825

0,2447

0,2261

66,5

60,9

2

159

159

0,95

120

399

0,9

1,2

0,2 815

0,7 749

10,59

0,174

0,18

0,5107

0,4764

53,0

48,5

3

377

377

1,1

120

617

1,2

1,8

0,2 011

0,5 321

11,83

0,095

0,1

0,2866

0,2618

62,6

56,4

4

159

159

0,95

120

399

0,9

1,2

0,2 815

0,7 749

10,59

0,174

0,18

0,5107

0,4764

53,0

48,5

5

325

325

0,95

120

565

0,9

1,5

0,2 574

0,5 328

11,60

0,105

0,11

0,3203

0,2930

61,3

55,3

6

219

219

0,95

120

459

0,9

1,5

0,2 574

0,5 328

10,10

0,153

0,16

0,4195

0,3931

57,1

52,7

7

219

219

0,95

120

459

0,9

1,5

0,2 574

0,5 328

11,60

0,153

0,16

0,4110

0,3770

55,7

50,1

8

377

377

1,1

120

617

1,2

1,8

0,2 011

0,5 321

11,83

0,095

0,1

0,2866

0,2618

62,6

56,4

9

159

159

0,95

120

399

0,9

1,2

0,2 815

0,7 749

10,59

0,174

0,18

0,5107

0,4764

53,0

48,5

10

377

377

1,1

120

617

1,2

1,8

0,2 011

0,5 321

11,83

0,095

0,1

0,2866

0,2618

62,6

56,4

11

219

219

0,95

120

459

0,9

1,5

0,2 574

0,5 328

10,10

0,153

0,16

0,4195

0,3931

57,1

52,7

12

325

325

0,95

120

565

0,9

1,5

0,2 574

0,5 328

11,60

0,105

0,11

0,3203

0,2930

61,3

55,3

13

159

159

0,95

120

399

0,9

1,2

0,2 815

0,7 749

10,59

0,174

0,18

0,5107

0,4764

53,0

48,5

14

159

159

0,95

120

399

0,9

1,2

0,2 815

0,7 749

10,59

0,174

0,18

0,5107

0,4764

53,0

48,5

7. Расчет на прочность

7.1 Расчет толщин стенок труб с учетом внутреннего давления

Толщина стенки трубы, мм, должна быть не менее определенной по формуле:

где dн — наружный диаметр трубы, мм;

pи = 1,5 pp — внутреннее давление, в расчете толщины стенки трубы принимается равным давлению гидравлических испытаний; расчетное давление pp, МПа, принимается (по пьезометрическому графику) равным давлению в подающей магистрали на выходе из источника теплоты:

pp = 0,01•Hpаб = 0,01•115 = 1,15 МПа;

тогда pи = 1,5•1,15 = 1,73 МПа? 1,6 МПа.

ц = 0,8 — коэффициент прочности сварных швов (для электросварных труб);

уadm = 146 МПа — допускаемые нормальные напряжения, принимаются по СП 41−105−2002.

Расчет толщин выполнен для участков магистрального трубопровода, полученные значения не превышают фактические толщины д (см. табл. 7. 1).

7.2 Проверка прочности по нормальным напряжениям

В первую очередь определяется вес 1 метра теплопровода, Н/м:

здесь dн, д, диз — в метрах; сст = 7800 кг/м3— плотность стали; св = 1000 кг/м3— плотность воды; сиз = 100 кг/м3 — плотность изоляции, принимается по СП 41−103−2000; = 9,81 м/сІ - ускорение свободного падения.

Проверка прочности по продольным напряжениям у, МПа, выполняется по условию:

где N — продольное усилие, H;

Атр = р (dн — д)?д — площадь поперечного сечения трубопровода, м2;

М — изгибающий момент, Н/м;

W — осевой момент сопротивления сечения трубы.

Коэффициент а1=1 при прокладке в каналах.

Продольное усилие определяется по формуле:

Коэффициент a2 = 1 для прокладки в каналах с П-образными компенсаторами, а также при наличии на рассматриваемом участке запорной арматуры или отводов (канальная и бесканальная прокладка); a2 = 0 для канальной и бесканальной прокладке с сильфонными или сальниковыми компенсаторами при отсутствии отводов и запорной арматуры.

fтр — сила трения на 1 м длины трубопровода, Н/м, при прокладке в каналах она равна:

где мх = 0,3 — коэффициент трения при трении о сталь на скользящих опорах.

lmax — максимальное расстояние от неподвижной опоры до компенсатора, м (определяется по монтажной схеме).

Коэффициент a3 = 1 при наличии компенсатора, и a3 = 0 при отсутствии компенсатора (участок с отводами).

Fк — осевая реакция компенсатора, Н, для ее определения вычисляется температурное удлинение участка Дlmax, м:

где бt — коэффициент линейного температурного расширения, принимается равным 1,2•10-5 К-1;

= 150 °C — расчетная температура сетевой воды в подающей магистрали;

tно = -26°С — расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления.

Для П-образных компенсаторов осевая реакция на единицу удлинения трубопровода Fк определяется по паспортным данным компенсатора, которая затем умножается на Дlmax.

Изгибающий момент определяется по формуле:

lпо — расстояние между подвижными опорами, м, которое зависит от диаметра трубы.

Момент сопротивления, м3:

Расчеты толщин и напряжений приведены в таблице 8.1. Полученные продольные напряжения у не превышают допускаемого значения уadm = 146 МПа.

7.3 Расчет осевых усилий на неподвижные опоры

Осевое усилие на неподвижную опору Nно, Н, рассчитывается по формуле:

здесь — площадь внутреннего сечения трубопровода, м2, на котором находится запорная арматура либо отвод;

dвн1 — внутренний диаметр трубопровода слева от неподвижной опоры, м;

dвн2 — внутренний диаметр трубопровода справа от неподвижной опоры, м;

где, , , — соответственно силы трения и расстояния до компенсаторов по одну и другую сторону неподвижной опоры (из табл. 8. 1).

Величины Д (fтрlр) приняты не меньше, чем 0,3 меньшего произведения силы трения и длины.

,

где Fк1 и Fк2 — осевые реакции компенсаторов по одну и другую сторону неподвижной опоры. Величины ДFк приняты не меньше, чем 0,3 меньшего значения осевой реакции компенсатора.

Найденные осевые усилия на неподвижную опору не превышают допускаемые значения:

Nmax = P•104,

где P — максимальное осевое усилие на опору, тс (зависит от DN).

Результаты расчета представлены в таблице7.2.

Таблица 7.1 — Расчет толщин стенок труб и проверка прочности по продольным напряжениям

№ участка

dн, м

д, м

диз, м

др, м

a2

a3

a4

qв, Н/м

fтр, Н/м

lmax, м

Дlmax, м

Fк, Н

N, Н

М, Н•м

W, мі

lпо, м

Авн, мІ

у, МПа

1

0,48

0,01

0,14

0,0035

1

0

0

2766

829,8

142

0,2999

41 986

327 948

14 752

0,362

8

0,1661

26,3

8

0,377

0,008

0,12

0,0028

1

1

-1

1718

515,3

66,7

0,1409

12 681

96 774

9163

0,179

8

0,1023

18,1

10

0,377

0,008

0,12

0,0028

-1

1

0

1718

515,3

66,7

0,1409

12 681

-82 358

9163

0,179

8

0,1023

16,2

12

0,325

0,007

0,12

0,0024

-1

1

-1

1284

385,2

53,5

0,113

6780

-101 579

6848

0,116

8

0,0759

20,4

14

0,159

0,006

0,12

0,0012

1

1

-1

389

116,7

24,6

0,052

5200

-42 955

810

0,24

5

0,017

18,3

Таблица 7.2 — Расчет осевых усилий на неподвижные опоры

№ опоры

dвн1, мм

dвн2, мм

Pраб?р?(dІвн 1 -dІвн 2)•106/4, мІ

a21

а22

Авн1, мІ

Авн2, мІ

Д

lmax1, м

lmax2, м

fтр1, Н/м

fтр2, Н/м

(Дfтр•l), Н

Fк1, Н

Fк2, Н

ДFк, Н

Nно, Н

Nmax, Н

Н63

0,361

0,311

30 332

-1

-1

0,1023

0,0759

60 665

66,5

51,6

515,3

385,2

14 391

12 681

6780

5901

80 957

450 000

Н73

0,311

0,159

64 492

-1

1

0,0759

0,0198

174 630

131,5

2,1

385,2

116,7

50 409

6780

5200

1580

226 618

240 000

7.4 Расчет криволинейных участков (отводов) на самокомпенсацию

На самокомпенсацию рассчитывается отвод УП8 на магистрали.

Основной задачей является определение максимального напряжения у у основания меньшего плеча угла поворота трассы, которое для угла поворота 90° вычисляют по формуле:

где Дl2 — температурное удлинение меньшего плеча:

= 35•1,2•10-5•(150 + 26) = 0,11 м

l2 = 52,5 м — длина меньшего плеча (расстояние до ближайшей неподвижной опоры);

Е — модуль продольной упругости, равный в среднем для стали 2·105 МПа;

dн — наружный диаметр трубы, м;

n = l1 / l2 = 138/52,5 = 2,63 — отношение длины большего плеча к длине меньшего.

Получаем:

Величина максимального напряжения у не превышает 80 МПа; условие прочности выполняется.

8. Выбор насосного оборудования системы теплоснабжения

8.1 Основные сетевые насосы

Основные сетевые насосы подобраны по значению напора Нн, котрое больше значения определенному по пьезометрическому графику как разность напоров на выходе и входе в источник теплоты плюс потери напора в напорной и приемной частях источника теплоты. Производительность насосов больше суммарного расхода сетевой воды.

Нн = (226,7 — 143,5) + 20 + 5 = 108,2 м

Gсв = 1171,91 т/ч

Марка сетевого насоса: 1Д 1250−125

Технические характеристики:

­ расход сетевого насоса=1250 т/ч,

­ напор сетевого насоса= 120 м;

­ мощность двигателя/частота вращения N = 630/1450 кВт/об/мин

Выбранные насосы имеют запас по производительности и напору? 10%.

Количество насосов -- два, один из них является резервным.

8.2 Летние сетевые насосы

Производительность летних насосов определена по расходу сетевой воды на горячее водоснабжение в летний период.

Gлсв = 649,98

Напор летних насосов определяется по формуле:

Марка летнего сетевого насоса: 1Д 800−56б

Технические характеристики:

­ расход летнего сетевого насоса= 700 т/ч,

­ напор летнего сетевого насоса= 40 м;

­ мощность двигателя/частота вращения N = 110/1450 кВт/об/мин

Количество насосов -- два, один из них является резервным.

8.3 Подпиточные насосы

Производительность подпиточных насосов в закрытых системах теплоснабжения:

где Vводы — фактический объем воды в трубопроводах тепловых сетей и присоединенных к ним системах отопления и вентиляции зданий, определяется следующим образом:

Vводы = 65•94,49 = 6141,9 мі

Тогда

Gпод = 0,75•6141,9/100 = 46,1 т/ч

Напор подпиточных насосов определяется по формуле:

Нподп = (ДНо/2+Нобр)•1,1

Нподп = (83,5/2+32,2)•1,1= 81,3 м

Марка подпиточного насоса: Кс 50−110−2-Т УХЛ4

Технические характеристики:

­ подача= 50 мі/ч,

­ напор = 110 м;

­ мощность двигателя/частота вращения N = 23/2920 кВт/об/мин

Количество подпиточных насосов — 3.

8.4 Аварийная подпитка

Производительность аварийной подпитки:

Gав = 2,0•6141,9/100 = 122,8 т/ч

Напор насосов аварийной подпитки принят равным напору основных подпиточных насосов. При возможности аварийную подпитку могут осуществлять основные подпиточные насосы.

Нав = 81,3 м

Марка аварийного подпиточного насоса: КсД 125−125 УХЛ4

Технические характеристики:

­ подача= 125 мі/ч,

­ напор = 125 м;

­ мощность двигателя/частота вращения N = 65,4/1480 кВт/об/мин

Количество аварийных насосов — 3.

Список литературы

1. ГОСТ 21. 605−82. Система проектной документации для строительства. Сети тепловые (тепломеханическая часть). Рабочие чертежи.

2. СНиП 2. 04. 12−86. РАСЧЕТ НА ПРОЧНОСТЬ СТАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

3. СНиП 23−01−99. Строительная климатология.

4. СНиП 41−02−2003 «Тепловые сети»

5. СНиП 41−03−2003 «Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов»

6. СП 41−103−2000 «Проектирование тепловой изоляции»

7. СНиП 2. 104−68 Единая система конструкторской документации. Основные надписи.

8. «Теплоснабжение»: Информ. бюл. Главгосэнергонадзора Р Ф. -- М. N 3(18). -- 2000. --12 с.: ил.

9. Теплоснабжение: Учебник для вузов/ А. А. Ионин, Б.M. Хлыбов, В.H. Братенков, E.H. Терлецкая; Под ред. А. А. Ионина. -- M.: Стройиздат, 1982. --336 с.

10. Соколов Е. А. «Теплофикация и тепловые сети» РФ -- М., 2001.

11. ГОСТ 2. 784−96 «Единая система конструкторской документации. Обозначения условные графические. Элементы трубопроводов»

12. ГОСТ 30 732–2001 «Трубы и фасонные изделия стальные с тепловой изоляцией из пенополиуретана в полиэтиленовой оболочке. Технические условия»

13. СНиП 2. 04. 01−85* «Внутренний водопровод и канализация зданий»

14. РД 10−249−98 «НОРМЫ РАСЧЕТА НА ПРОЧНОСТЬ СТАЦИОНАРНЫХ КОТЛОВ И ТРУБОПРОВОДОВ ПАРА И ГОРЯЧЕЙ ВОДЫ»

15. РД 10−400−01 «Нормы расчета на прочность трубопроводов тепловых сетей»

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой