Теплоснабжение жилого района

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное агентство по образованию

Уральский государственный технический университет - УПИ им. первого Президента России Б.Н. Ельцина

Строительный факультет

Кафедра "Теплогазоснабжение и вентиляция"

Теплоснабжение

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

Теплоснабжение жилого района в г. Нижний Новгород.

Преподаватель Ю.И.Толстова

Екатеринбург

2013



Содержание

1. Исходные данные

2. Гидравлический режим

2.1 Схема тепловой сети

2.2 Статический режим

3. Динамический режим

4. Гидравлический расчет

4.1 Определение расходов теплоносителя по участкам

4.2 Предварительный гидравлический расчет

4.3 Расстановка неподвижных опор, компенсаторов, задвижек

4.4 Окончательный гидравлический расчет

5. Подбор насосов

6. Проектирование абонентского ввода

6.1 Элеватор

6.2 Подогреватели горячего водоснабжения

7. Механическое оборудование и строительные конструкции тепловых сетей

7.1 Компенсаторы

7.2 Сальниковый компенсатор

7.3 Участок самокомпенсации

7.4 Каналы тепловой сети

7.5 Опоры трубопроводов

7.6 Тепловая изоляция

7.7 Продольный профиль

7.8 Узел тепловой сети

Библиографический список



1. Исходные данные

№ варианта: 7

Индекс варианта: б.

Город: Нижний Новгород (Горький)

ТЭЦ находится на расстоянии 12 км к северу от жилого района,

Отметка ТЭЦ - 50 м.

Расчетная температура теплоносителя:

- в магистральной тепловой сети 180 °С

- в городской тепловой сети 140 °С

Генплан приведен на рис.1, план квартала на рис.2.

Рис.1. Генплан жилого района

- кварталы 9-этажной застройки

- кварталы 5-этажной застройки

- - кварталы 1-2-этажной застройки

Рис.2. План квартала

1. 9-этажный жилой дом на 144 квартиры

2. 9-этажный жилой дом на 215 квартир

3. 5-этажный жилой дом на 80 квартир

4. 5-этажный жилой дом на 60 квартир

5. продовольственный магазин на 6 рабочих мест, n = 1 этаж

6. 9-этажный жилой дом на 36 квартир

7. детский сад-ясли круглосуточный на 280 мест, n = 2 этажа

8. школа на 1000 мест, n = 3 этажа

9. поликлиника на 100 больных, n = 3 этажа

10. 9-этажный жилой дом на 100 квартир

11. 5-этажный жилой дом на 70 квартир

12. 5-этажный жилой дом на 100 квартир



2. Гидравлический режим

2.1 Схема тепловой сети

Намечается рациональная схема (план) тепловой сети из условия обеспечения минимальной длины трассы и наименьшего количества камер. При составлении схемы (плана) тепловой сети самостоятельно добавляем к генплану района генплан квартала с титульным списком зданий таким образом, чтобы этот квартал был последним на главной магистрали. Схема тепловой сети приведена на рис. 2.1.

2.2 Статический режим

В курсовом проекте строится совмещенный график напоров по главной магистрали (от ТЭЦ до последнего потребителя) и ответвлению. На графике наносится рельеф местности вдоль тепловой сети, указываются нижние и верхние отметки подсоединения зданий. Разработка графика начинается со статического режима. При статическом состоянии системы, т.е. при выключенных сетевых и подкачивающих насосах, давление должно обеспечить заполнение водой трубопроводов, а также местных систем и оборудования источника теплоты, гидравлически связанных с тепловой сетью. Напор в любой точке системы не должен превышать допустимых по прочности пределов. Для чугунных радиаторов систем отопления, допустимый напор составляет 55 м, трубопроводов тепловых сетей 160 м, оборудования ТЭЦ 200м.

Статический напор на графике характеризуется горизонтальной линией, проходящей на 5 метров выше верхней точки рельефа или одного из элементов системы теплоснабжения, гидравлически связанного с ней.



3. Динамический режим

Перед построением пьезометрического графика на динамическом режиме (сетевые и подкачивающие насосы работают) назначается величина удельных потерь напора на трение Rуд = 5 мм/м. Расчетный перепад напоров у последнего абонента на главной магистрали в курсовом проекте принято DНаб = 30м; потери напора на ТЭЦ принимаются DНТЭЦ = 20м. Намечается низшее положение начальной точки пьезометрического графика при напоре подпиточного насоса DНППН=10 м. Определяются потери напора в обратной магистрали.

DHобр = RудеL,

где УL - общая длина обратной магистрали от ТЭЦ до последнего абонента, м.

DHобр = 0,005 · 13609,2 = 68,05 м.

Линия обратного пьезометра, как правило, должна проходить выше самых высоких точек отопительных систем и трубопроводов. Исключением могут являться абоненты, располагаемый напор перед которыми больше требуемого. После этого проводится вертикальная линия, соответствующая потерям напора у последнего абонента DНаб. Затем строится пьезометрический график подающей магистрали. Помимо этого на пьезометрическом графике откладываются потери напора на ТЭЦ -

DНТЭЦ. Таким образом, получаем предварительный график напоров. Производится проверка выполнения требований предъявляемых к динамическому режиму:

1) напор в подающем трубопроводе тепловой сети должен обеспечивать не вскипание воды при ее максимальной температуре (t1') в любой точке подающего трубопровода, в оборудовании источника теплоты и в приборах местных систем, присоединенных по непосредственной схеме. Напоры, обеспечивающие невскипание теплоносителя, приведены в таблице 3.1. При температуре теплоносителя в магистральном подающем трубопроводе 180 °С, напор обеспечивающий не вскипание теплоносителя равен 93 м; при температуре теплоносителя в городской сети 140 °С, напор, обеспечивающий не вскипание теплоносителя равен 30 м.

2) все системы, присоединенные к тепловой сети, должны быть заполнены водой, т.е. напор в любой точке обратного трубопровода и местных систем, гидравлически связанных с тепловой сетью, должен быть избыточным (не менее 3 - 5 м),

DН minобр - DНрельеф = 60 - 50 = 10 >5

3) напор в любой точке тепловой сети не должен превышать допустимого для оборудования и трубопроводов, присоединенных в этой точке (см. раздел 3.2.),

DН maxпод - DНрельеф = 158,0 - 27,0 = 131,0 м, 131,0 м <160 м - условие выполняется;

DН maxобр - DНрельеф= 128,0 - 27,0 = 98,95 м 98,15 м > 55 м - условие не выполняется;

DНТЭЦ - DНрельеф = 246,1 - 50 = 196,1 м, 196,1 м <200 м - условие выполняется.

Для удовлетворения выше приведенных условий принято решение об установке подкачивающих насосов на обратной магистралях.

DН maxпод - DНрельеф = 112 - 27,0 = 85 м, 85 м < 160 м - условие выполняется;

DН maxобр - DНрельеф= 82,0- 27,0 = 55 м, 55 м = 55 м - условие выполняется;

DНТЭЦ - DНрельеф = 200 - 50 = 150 м, 150 м < 200 м - условие выполняется.

4) Напор в тепловой сети должен обеспечивать требуемую циркуляцию теплоносителя.

DНР = DНаб. = 30 м - условие выполняется.

График напоров приведен на Рис.2.2.



4. Гидравлический расчет

4.1 Определение расходов теплоносителя по участкам

Производим разбивку тепловой сети на участки. Участок имеет свой определенный диаметр и расход теплоносителя. На каждом участке определяем тепловые нагрузки Qo max Q v max Q hm Qh max Q max .

Cуммарный расчетный расход теплоносителя на участке жилого района определяется по формуле:

Gd = Go max + Gv max + k3 ·Ghm

где: Go max расчетный расход теплоносителя на отопление кг/с:

Gv max расчетный расход теплоносителя на вентиляцию кг/с:

Ghm средний расход теплоносителя на горячее водоснабжение кг/с;

k3 - коэффициент, учитывающий долю среднего расхода на горячее водоснабжение, принимается по 2

Расчетный расход теплоносителя на отопление:

,

Расчетный расход теплоносителя на вентиляцию:

,

При двухступенчатой схеме присоединения подогревателей расход теплоносителя на горячее водоснабжение определяется по формуле:

;

где: tп температура нагреваемой воды после нижней ступени подогревателя, которая на 5 ч 10 °С меньше "2 .

tП = 2 (510) = 44 - 7 = 37 °С ,

В соответствии с [2] при регулировании по нагрузке отопления для систем теплоснабжения с тепловым потоком 100 МВт и более k3 = 1, при тепловом потоке менее 100 МВт k3 = 12. Для потребителей, не имеющих баков - аккумуляторов, при Qh max/Qo max>1, а также при тепловом потоке на участке 10 МВт и менее суммарный расчетный расход воды определяем по формуле:

Gd = Go max + Gv max + Gh max

При смешанной двухступенчатой схеме присоединения подогревателей: тепловой опора компенсатор строительный

При расчете расхода теплоносителя на участке от ТЭЦ до смесительной станции (на входе в жилой район) в формулы вместо 1 подставляем 1 маг.

Результат расчета приведен в таблице 3.1.



Таблица 3.1

Тепловые нагрузки на участках тепловой сети

№ участка	Тепловые нагрузки, кВт
	Q0max	Qvmax	Qhm	Qhmax	УQmax
1~2	243,65	0	54,99	131,99	298,64
2~3	259,76	0	58,39	140,15	318,15
3~4	742,65	0	190,38	456,93	933,03
4~5	1083,76	0	263,71	632,91	1347,47
5~6	1327,41	0	318,7	764,9	1646,11
6~7	1568,86	0	351,69	844,09	1920,55
7~8	1690,59	9,87	369,13	885,95	2069,59
8~9	3555,69	50,27	799,68	1919,27	4405,64
9~10	4923,35	50,27	1213,05	2911,36	6186,67
10~11	9331,91	579,3	1980,46	4753,14	11891,67
11~12	16024,31	1382,39	2615,9	6278,2	20022,6
12~13	20877,83	1964,81	3460,77	8305,89	26303,41
13~14	24148,07	2357,24	4030,03	9672,12	30535,34
14~15	44495,27	4798,9	7571,96	18172,77	56866,13
15~16 (CC-ТЭЦ)	44495,27	4798,9	7571,97	18172,75	56866,14

4.2 Предварительный гидравлический расчет

Гидравлический расчет производим для главной магистрали от ТЭЦ до наиболее удаленного потребителя и одного ответвления. Предварительный гидравлический расчет выполняется без учета потерь в местных сопротивлениях. При выборе диаметра труб для главной магистрали в предварительном расчете исходим из величины удельных потерь на трение, определенной на основании предварительного пьезометрического графика.

Зная расходы теплоносителя на участках и средние удельные потери на трение, находим внутренний диаметр dвн трубопровода и соответствующие значения Rуд. Расчет производится по формулам:

;

,

где Gd - расход теплоносителя на участке, кг/с;

Rуд - удельные потери, Па/м;

dвн - внутренний диаметр, м.

По вычисленному значению dвн подбираем стандартный диаметр, по которому уточняется величина Rуд. Минимальный диаметр трубопроводов тепловой сети - 32 мм. Стандартные диаметры приведены в [5]. Предварительный гидравлический расчет приведен в таблице 3.2.

Таблица 3.2

Предварительный гидравлический расчет

№ участка	Расчётные расходы теплоносителя, кг/с	l, м	dвн, мм	dу, мм	Rуд, Па/м	?H, Па
	G0max	Gvmax	Ghm (Ghmax)	Gd
1~2	0,83	0,00	0,67	1,50	7,7	65	70	35,45	273,0
2~3	0,89	0,00	0,71	1,60	23,8	67	70	40,33	959,9
3~4	2,53	0,00	2,31	4,84	51,6	102	100	56,74	2927,8
4~5	3,70	0,00	3,20	6,90	47,7	116	125	35,74	1704,8
5~6	4,53	0,00	3,86	8,39	34,6	125	125	52,84	1828,3
6~7	5,35	0,00	4,26	9,61	91,1	132	150	26,62	2425,1
7~8	5,77	0,03	4,48	10,28	38,7	135	150	30,46	1178,8
8~9	12,13	0,17	9,70	22,00	59,1	181	200	30,80	1820,3
9~10	16,80	0,17	14,71	34,62	138,3	215	250	23,64	3269,4
10~11	31,84	1,98	10,19	46,05	304,6	239	250	41,83	12741,4
11~12	54,67	4,72	13,46	75,54	139,6	289	300	43,22	6033,5
12~13	71,23	6,70	17,80	99,29	262	320	350	33,24	8708,9
13~14	82,39	8,04	20,73	115,31	109,3	339	350	44,83	4899,9
14~15	151,81	16,37	38,95	214,92	301,1	430	450	41,63	12534,8
15~16 (CC-ТЭЦ)	96,61	10,42	38,95	153,77	12000	378	500	12,26	147120,0



4.3 Расстановка неподвижных опор, компенсаторов, задвижек

В тепловых сетях для труб диаметром менее 200 мм принимаем П-образные компенсаторы, более 200 мм - сальниковые. Допустимые расстояния между неподвижными опорами в зависимости от типа компенсатора и диаметра трубопровода принимаются по табл. 6.2 [9]. При расстановке неподвижных опор максимально используются участки самокомпенсации. Расстояния между опорами на участках самокомпенсации принимаются не более 60% от указанных для П-образных компенсаторов.

Схема тепловой сети с неподвижными опорами и компенсаторами приведена на рис.4.3. На схеме указаны места расположения секционирующих и отключающих задвижек. В соответствии с [2,6] установка отключающих задвижек предусмотрена на всех выводах тепловых сетей от источников теплоты. На трубопроводах тепловых сетей dУ100 мм устанавливаем секционирующие задвижки на расстоянии не более 1000 м друг от друга. Отключающие задвижки предусматриваются в узлах на трубопроводах ответвлений dУ100 мм, а также в узлах ответвлений на трубопроводах тепловых сетей к отдельным зданиям. В соответствии с разработанной схемой тепловой сети составляется перечень и определяется сумма эквивалентных длин местных сопротивлений по участкам основной магистрали и для ответвления. Эквивалентная длина местных сопротивлений участка тепловой сети последнего на ответвлении квартала ориентировочно принимаем равной 0,2 его расчетной длины.

Эквивалентные длины местных сопротивлений по участкам:

№ уч-ка	Dнар, м	Вид местных сопротивлений	Lэ, м	?Lэ, м
1-2	76	1 задвижка	1	1
2-3	76	1 тройник при слиянии потоков на проход 1 П-образный компенсатор	2 6,8	8,8
3-4	108	1 тройник при слиянии потоков на проход 1 П-образный компенсатор 1 отвод	3,3 9,8 1,65	14,75
4-5	133	1 тройник при слиянии потоков на проход 2 П-образных компенсатора 1 отвод	4,4 12,5х2 2,25	31,65
5-6	133	1 тройник при слиянии потоков на проход 1 П-образный компенсатор	4,4 12,5	16,9
6-7	159	1 тройник при слиянии потоков на проход 1 П-образный компенсатор 2 отвода	5,6 15,4 2,8х2	26,6
7-8	159	1 тройник при слиянии потоков на проход 1 П-образный компенсатор 1 задвижка	5,6 15,4 2,24	23,24
8-9	219	1 тройник при слиянии потоков на ответвление 1 сальниковый компенсатор 1 задвижка	12,6 2,52 3,36	18,48
9-10	273	1 тройник при слиянии потоков на ответвление 2 сальниковых компенсатора	16,7 2х3,33	23,36
10-11	273	2 тройника при слиянии потоков на проход 4сальниковых односторонних компенсатора 1 задвижка	11,1х2 4х3,33 3,33	38,85
11-12	325	1 тройник при слиянии потоков на ответвление 2 сальниковых односторонних компенсатора	20,8 2х4,17	29,14
12-13	377	2 тройника при слиянии потоков на проход 3 сальниковых односторонних компенсатора	16,8х2 15	48,6
13-14	377	2 тройника при слиянии потоков на проход 1 сальниковый односторонний компенсатор 1 задвижка	33,6 5 4,3	42,9
14-СС	426	1 тройник при слиянии потоков на ответсвление 4 сальниковых односторонних компенсатора 1 задвижка	30 30 4,4	64,4
CC-ТЭЦ	426	12 задвижек 86 односторонних сальниковых компенсатора	12х4,4 86х10	912,8
Ответвление
14-17	377	1 тройник при слиянии потоков на ответвление 1 сальниковый односторонний компенсатор 1 задвижка	25,2 5 4,3	34,5
17-18	325	2 тройника при слиянии потоков на проход 2 сальниковых односторонних компенсатора	13,9х2 4,17х2	36,08
18-19	273	2тройника при слиянии потоков на ответвление 1 сальниковый односторонний компенсатор 1 задвижка	16,7х2 3,33 3,33	40,06
18-20	273	1задвижка 4 сальниковых односторонних компенсатора 1 тройник при делении потоков на проход	3,33 3,33х4 11,1	27,75
20-21	273	1 тройник при слиянии потоков на проход 3 односторонних сальниковых компенсатора 1 отвод	11,1 3,33х3 5,55	26,64
21-22	219	2 П-образных компенсатора 2 тройника при делении потоков на проход 2тройника при делении потоков на ответвление	23,4х2 2х8,4 2х12,6	88,8

4.4 Окончательный гидравлический расчет

Таблица 4.3

Окончательный гидравлический расчет

№ участка	Gd,кг/с	l,м	Уlэ,м	l+ Уlэ, м	dу , мм	Rуд , Па/м	ДH=Rуд·(l+Уlуд),	УДH, Па
1 - 2	1,50	7,7	1,00	8,70	70	35,45	308,4	308,4
2 - 3	1,60	23,8	8,80	32,60	70	40,33	1314,8	1623,2
3 - 4	4,84	51,6	14,75	66,35	100	56,74	3764,7	5387,9
4 - 5	6,90	47,7	31,65	79,35	125	35,74	2836,0	8223,9
5 - 6	8,39	34,6	16,90	51,50	125	52,84	2721,3	10945,2
6 - 7	9,61	91,1	26,60	117,70	150	26,62	3133,2	14078,4
7 - 8	10,28	38,7	23,24	61,94	150	30,46	1886,7	15965,1
8 - 9	22,00	59,1	18,48	77,58	200	30,80	2389,5	18354,6
9 - 10	34,62	138,3	23,36	161,66	250	23,64	3821,6	22176,2
10 - 11	46,05	304,6	38,85	343,45	250	41,83	14366,5	36542,7
11 - 12	75,54	139,6	29,14	168,74	300	43,22	7292,9	43835,6
12 - 13	99,29	262,0	48,60	310,60	350	33,24	10324,3	54159,9
13 - 14	115,31	109,3	42,90	152,20	350	44,83	6823,1	60983,0
14~15	214,92	301,1	64,40	365,50	450	41,63	15215,8	76198,8
15-16(CC-ТЭЦ)	153,77	12000,0	912,80	12912,80	500	12,26	158310,9	234509,7
Ответвление
14~17	99,614	110	34,50	144,50	350	33,45	4833,5	47984,5
17~18	76,86	152,9	36,08	188,98	300	44,74	8455,0	43151,0
18~19	33,24	75,2	40,06	115,26	250	21,79	2511,5	34696,0
18~20	43,64	309,1	27,75	336,85	250	37,56	12652,1	32184,5
20~21	41,46	206,1	26,64	232,74	250	33,90	7889,9	19532,4
21~22	25,05	202,7	88,8	291,50	200	39,94	11642,5	11642,5

С учетом эквивалентных длин местных сопротивлений рассчитываем действительные потери напора в тепловой сети. Результаты расчета заносим в таблицу 4.3. По данным таблицы строим окончательный пьезометрический график главной магистрали и расчетного ответвления.

Удельные потери напора в ответвлении принимаются с учетом необходимости использования всего располагаемого напора, но не более 30 мм/м.

где Нрасп - разность отметок подающего и обратного пьезометра в месте присоединения ответвления к тепловой сети

, Нрасп = 42,2 м;

Наб - разность напоров у абонента, Наб =30 м;

Lотв - длина ответвления с учетом длины сетей последнего на ответвлении квартала, равной половине его периметра, Lотв =291,5· 2=583 м;

Rотв - удельные потери на трение в ответвлении, мм/м.

Гидравлический расчет ответвления проводим аналогично расчету магистральной ветви, ориентируясь на предполагаемые удельные потери на трение.

Производим увязку потерь напора в ответвлении. Для этого определяем избыточный перепад напора, м, который необходимо погасить в дроссельной шайбе:

DHизб = DHрасп - 2 Ч DHотв - DHаб, м,

где: DHизб - избыточный перепад напора, м;

DHрасп - располагаемый напор в точке присоединения ответвления (разность отметок подающего и обратного пьезометров в этой точке), м. DHрасп = 42,2 м;

DHотв - суммарные потери напора в ответвлении, м. Нотв = 4,8 м.

Низб = 42,2 - 2 Ч 4,8 - 30 = 2,6 м > 2м

DHизб> 2 м, требуется установка дроссельной шайбы.

Диаметр отверстия диафрагмы рассчитывается по формуле:

где: G - расчетный расход теплоносителя на участке установки дроссельной шайбы, кг/с;

HИЗ - избыточный перепад напора, м, который необходимо погасить в шайбе:

5. Подбор насосов

Подбираются сетевые, зимние и летние, подкачивающие, подпиточные и смесительные насосы. Подбор осуществляется по характеристикам [5]. Также в [5] приведены таблицы электродвигателей.

Зимние сетевые насосы. Производительность равна расчетному расходу теплоносителя на магистральном участке теплосети. Рабочий напор насосов определяется по пьезометрическому графику.

Gd = 153,77 кг/с = 553,57 м3/ч

Рабочий напор насосов определяем по пьезометрическому графику

ДНсн =170-15=155 м.

На основании этих данных выбираем насос СЭ 800 - 100-11, N=200кВт, з=70% и напором Н =85 м. К установке принимаем два последовательно подключенных насоса и один резервный.

Летние сетевые насосы. Подача берется из условий удовлетворения нагрузки горячего водоснабжения в теплый период года и рассчитывается по формуле:

,

где:

- коэффициент, равный 0,8;

Для определения напора летних сетевых насосов используем квадратичный закон изменения потерь напора при изменении расхода воды:

6,5м (у меня нет формул там меняется дельта Н мах на 155 . Поправь сама или от руки лучше впиши)

гдеН рсн - расчетный пьезометрический напор сетевых насосов в зимний период, м;

Нмах - суммарный напор подкачивающих насосов в зимний период, м;

Gмах - подача зимних сетевых насосов, кг/с.

На основании этих данных выбираем насос WILO BL 80/170-3/4 , N=3 кВт, з=70% и напором Н =7.1 м.

Подпиточные насосы. Подачу подпиточных насосов выбираем Gппн принимаем равной расходу воды на компенсацию утечки из тепловой сети численно равной 0,75 % фактического объема воды в трубопроводов тепловых сетей и присоединенных к ним системах отопления и вентиляции зданий. Расчетный расход воды принимаем 0,5% объема воды. Объем воды в системе теплоснабжения принимаем равным 65 м3 на 1 МВт расчетного теплового потока [2].

Vсис = 65*56,8 = 3692 м3

Gппн = 0,005 ·3692 = 18,46 м3/ч

Напор подпиточных насосов определяем из условия обеспечения статического режима и проверяем для условий динамического режима.

Для динамического режима:

где - напор подпиточных насосов по пьезометрическому графику, м;

- потеря напора в подпиточной линии химводоочистки, принимаем;

Для статического режима:

.

Так как незначительная разница напоров подпиточных насосов при статическом и динамическом режимах принимаем установку одной группы насосов.

Насос подбираем для наибольшей величины, т. е. для статического режима. Выбираем насос 6НДв с диаметром рабочего колеса Dк = 405мм, N=60кВт, з=70% и напором Н =50 м. К установке принимаем два параллельно соединенных насоса, один из которых резервный.

Смесительные насосы. Производительность этих насосов определяем как разность расчетных расходов теплоносителя до и после смесительной станции:

Gсм =153,77 - 115,71 = 38,06 кг/с = 137,016 м3/ч.

Напор принимаем на 10 м больше требуемого по пьезометрическому графику.

Нсм =45.5 + 10 = 55.5 м.

На основании этих данных выбираем насос TPED 80-570/2 фирмы grundfos,

N=2x22 кВт, з=66% и напором Н =56 м. Устанавливаем 2 насоса 1-рабочий, 1-резервный.

Подкачивающие насосы.

Подкачивающий насос на обратной магистрали

Производительность насосов принимаем по максимальному расходу теплоносителя после смесительной станции

Gпн =153,77 кг/с=553,6 м3/ч

Напор принимаем на 10 м больше требуемого по пьезометрическому графику.

Нпн =14,1 + 10 = 24,1 м.

На основании этих данных выбираем насос ВМ-В 100/340-30/4,

N=55 кВт, з=70% и напором Н =25 м. Устанавливаем 3 насоса 2параллельно подключенных-рабочие, 1-резервный.

Подкачивающий насос на подающей магистрали

Производительность насосов принимаем по максимальному расходу теплоносителя до смесительной станции

Gпн =153,77 кг/с=553,6 м3/ч

Напор принимаем на 10 м больше требуемого по пьезометрическому графику.

Нпн =7,1 + 10 = 17,1 м.

На основании этих данных выбираем насос IPH-W 65/160-42,

N=55 кВт, з=70% и напором Н =25 м. Устанавливаем 4 параллельно подключенных насоса как рабочую группу, 1-резервный.



6. Проектирование абонентского ввода

В курсовом проекте предусматриваем систему теплоснабжения с индивидуальными тепловыми пунктами. Теплопункты (абонентские вводы) размещаем в подвалах зданий. Расчет и подбор оборудования абонентского ввода производим для одного жилого дома.

Грязевики, арматуру, измерительные приборы, регуляторы расхода и температуры выбираем в соответствии с рекомендациями [2,5].

В проекте производим расчеты элеватора и подогревателей горячего водоснабжения.

Проектирование абонентского ввода производим для последнего здания стоящего на главной магистрали (тип здания - пятиэтажный жилой дом на 60 квартир, первый этаж. Принципиальная схема абонентского ввода приведена в приложении 1 .

6.1 Элеватор

Принимаем к установке элеваторы конструкции ВТИ - Теплосети Мосэнерго. Номер элеватора принимаем по номограмме [8] в зависимости от коэффициента смешения U и приведенного расхода воды Gпр, кг/с:

где ?h - потери напора в местной системе отопления; ?h =1 ч1,5 м;

Qo max - максимальный тепловой поток на отопление жилого дома №4, Вт.

Пользуясь номограммой, найдем также основные размеры элеватора - диаметр горловины dг и диаметр сопла dc. :

dc = 8,8 мм; dг = 25 мм.

Потери напора в элеваторе ?НЭЛ определяем по формуле:

,

где Go max, - расход теплоносителя из тепловой сети через сопло элеватора, кг/с:

6.2 Подогреватели горячего водоснабжения

Тепловой расчёт подогревателей горячего водоснабжения выполняем с помощью ПК.

Исходные данные для расчета и программа приведены в [8], методика расчета составлена на основании [4].



7. Механическое оборудование и строительные конструкции тепловых сетей

7.1 Компенсаторы

При выполнении курсового проекта рассчитываются один П-образный компенсатор, один сальниковый и один естественный поворот трассы. Расстояние между неподвижными опорами lно = 23,8 м.

Рис.7.1. Схема П-образного компенсатора

Величина теплового удлинения Д?, м, определяется по формуле

,

где: - коэффициент линейного расширения, для стали

- длина рассматриваемого участка трубы между неподвижными опорами, м;

- максимально возможная температура теплоносителя, °С: ф'= 140 °С;

- минимально возможная температура стенки трубы,: tст = tо =-30 °С:

П-образный компенсатор.

Расчетное тепловое удлинение трубопровода для определения размеров П-образного компенсатора определяется с учетом предварительной растяжки в размере 50% полного теплового удлинения, Д? т.е. .

Подбор П-образного компенсатора на участке 2 - 3: Ду=70 мм, L=23,8 м;

Д? = 1,242 · 10 -5· 23,8 ·(140 - ( - 30)) = 0,050м;

Д?р = 0,5 · 0,075 = 0,025 м.

По таблице [3] определяем размеры компенсатора:

Диаметр труб	, м	, м	, мм	, мм	, мм	, мм	, мм	, мм	, м	, мм
, мм	, мм
70	74	1,0	1,2	500	600	100	150	200	314	2,85	100

Проверочный расчет производим согласно рекомендациям [9]

Приведенная длина осевой линии участка трубопровода при f=0,15

Координаты упругого центра тяжести:

Центральный момент инерции относительно оси x

Расчетное тепловое удлинение вдоль оси x

xo=0

Силы упругой деформации:

Максимальный изгибающий момент в точке C

Изгибающее компенсационное напряжение:

На спинке компенсатора на отводе

На участках прилегающих к компенсатору, на отводе

На прямых участках, прилегающих к компенсатору

не превышает допустимого напряжения

7.2 Сальниковый компенсатор

Расчет сальникового компенсатора сводится к определению его типоразмера по необходимой компенсирующей способности [3], основных конструктивных размеров и установочной длины.

Подбор сальникового компенсатора на участке 8-9: Ду = 200мм, l = 59,1 м.

Д? = 1,242 · 10 -5· 59,1 ·(140 - ( - 30)) = 0,124м=124 мм;

Принимаем к установке сальниковый компенсатор со следующими параметрами:

Ду=200мм, Ру = 2,5 МПа, t=180 °С, компенсирующая способность 300 мм, компенсатор сальниковый односторонний МН 2593-61

Рис. 7.2. Схема сальникового компенсатора

Техническая характеристика одностороннего сальникового компенсатора.

Dн=219 мм

А=1160 мм

L=490 мм

D=345 мм

D1=273 мм

D2=212 мм

D3=250 мм

S=4 мм

Площадь патрубка Fсн=353 см2

7.3 Участок самокомпенсации

Расчет производится для участка 3 -4 без учета предварительной растяжки труб, тепловое удлинение определяется для каждого направления координатных осей.

Dу=100мм, Дt=170 °С, в=0 °.

Для определения компенсационного напряжения расчет ведем по номограммам для участка с разными плечами.

?б = 31,9 м; ?м = 19,7 м;

n = ?б/ ?м = 30/20 = 1,61

Дt= 140 - (-30) = 170 °С

Приведенная длина осевой линии участка трубопровода:

Координаты упругого центра тяжести

Центральные моменты инерции относительно осей x0,y0

Напряжение на прямом участке

Напряжение на гнутых и гладких отводах

кгс/мм2 < 8 - не превышает допустимое напряжение,



7.4 Каналы тепловой сети

В проекте предусматривается подземная прокладка теплопроводов в непроходных каналах. Минимальные расстояния между трубопроводами и ограждающими конструкциями в свету принимаем по [5], в зависимости от диаметра, толщину изоляционного слоя принимаем 60 мм. Типы каналов выбираем для всех участков основной магистрали в зависимости от диаметра труб. Маркировку и габаритные размеры выбираем согласно [2].

Рис.7.4. Схема канала тепловой сети.

Например, для трубопровода диаметром 70 мм по [11]:

мм,

мм,

мм,

мм,

мм,

мм,

мм,

мм.

Далее согласно [2] подбираем маркировку и габаритные размеры канала:

Марка канала - КЛп90х45

Габаритные размеры мм, мм

Все результаты подбора каналов сведены в таблице 7.1.

Таблица 7.1

Типы каналов

№ участка	dy	Размеры, мм	Тип канала (непроходной)
		А	Н
1-2	70	712	386	КЛ(КЛп)90х45
2-3	70	712	386	КЛ(КЛп)90х45
3-4	100	836	418	КЛ(КЛп)90х45
4-5	125	886	443	КЛ(КЛп)90х45
5-6	125	886	443	КЛ(КЛп)90х45
6-7	150	938	469	КЛ(КЛп)120х60
7-8	150	938	469	КЛ(КЛп)120х60
8-9	200	1058	529	КЛ(КЛп)120х60
9-10	250	1166	583	КЛ(КЛп)120х60
10-11	250	1166	583	КЛ(КЛп)120х60
11-12	300	1420	735	КЛ(КЛп)150х90
12-13	350	1524	787	КЛ(КЛп)180х90
13-14	350	1524	787	КЛ(КЛп)180х90
14-15	450	1726	888	КЛ(КЛп)180х90
СС-ТЭЦ	500	1830	940	КЛ(КЛп)210х120

7.5 Опоры трубопроводов

Подвижные опоры трубопроводов тепловых сетей разрабатываем для промежутка между неподвижными опорами на участке 2-3, длиной 23,8 м, диаметром 76 мм.

Определяем максимально допустимое расстояние между подвижными опорами, м:

,

где W - момент сопротивления трубы, м3, W = 0,1*(dн4- dвн4)/ dн ;

dн - наружный диаметр трубопровода, м;

н - допускаемое напряжение, для стали н =126 · 106 Па;

q - вес одного метра трубопровода с теплоносителем и изоляцией,

в зависимости от диаметра. Q=10,47 кг

Тогда W = 0,1· (0,0764- 0,0694)/ 0,076=0,14·10-4 м3

.

Количество подвижных опор определяется в зависимости от допустимого расстояния между ними:

участков, 4 опоры.

где l -длина участка, м.

В зависимости от диаметра трубопровода по [7] определяем тип опоры 76-Т13.04

Рис 7.5. Принципиальная схема неподвижной опоры

Для расчета нагрузки на неподвижную опору согласно [7] применяется формула

,

Где Px - сила упругого отпора П-образного компенсатора

В зависимости от диаметра трубопровода и от P по [13] определяем тип опоры Неподвижная опора с вертикальными двухсторонними упорами. Тип I. МВН 1316.04

7.6 Тепловая изоляция

Определение толщины тепловой изоляции выполняем для участка 9-10 тепловой сети .В соответствии с указаниями СНиП 2.04.14-88* расчет тепловой изоляции производится по нормативной линейной плотности теплового потока ql. Значение ql принимаем по таблицам [5] в зависимости от способа прокладки (подземная прокладка в непроходных каналах), диаметра трубопровода( dн=273 мм) и температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах (1' = 140 °C, 2' = 70 °C ).

Определяем общее сопротивление теплопередаче изолированного трубопровода rtot:

где tw - среднегодовая температура теплоносителя для круглогодовых сетей или средняя за отопительный период для сетей отопления, °C; принимается в зависимости от расчетной температуры воды тепловой сети: tw под = 95 °С, tw обр = 54 °С.

tl - температура окружающей среды, в качестве неё берём среднегодовую температуру наружного воздуха tl = 3,1°C

kl - коэффициент, принимаемый в зависимости от способа прокладки и района строительства по [12].

Для подающего трубопровода:

Для обратного трубопровода:

Толщину теплоизоляционного слоя д определяем по приближённой формуле:

где

В=di/d

- отношение наружного диаметра изоляционного слоя di к наружному диаметру изолируемого слоя d; значение В определяем из выражения:

где л - коэффициент теплопроводности теплоизоляции; л=0,05 Вт/(м ·°С);

rm - термическое сопротивление других слоев, (м ·°С)/Вт;

бl - коэффициент теплоотдачи; для каналов бl =8 Вт/(м2 ·°С);

d - наружный диаметр трубопровода, м.

Для подающего трубопровода:

по условию 86-105 принимаем д=80мм.

Для обратного трубопровода:

Принимаем д=80мм.

Толщину изоляции основного слоя в подающем и обратном трубопроводе принимаем равной 80 мм, , вид изоляции: минеральная вата с теплопроводностью: 0,05 Вт/(м ·°С).

В конструкцию тепловой изоляции входят: антикоррозионное покрытие металлических поверхностей, основной изоляционный слой, армирующие и крепежные изделия, наружная отделка изоляции.

7.7 Продольный профиль

Выполняется фрагмент продольного профиля тепловой сети для участка 10 - 11 при построении профиля учитываются наименьшие допустимые расстояния по вертикали до пересекаемых сооружений, поверхности земли и покрытия дорог [2]. Также обеспечен минимальный уклон 0,002 для опорожнения сетей и выпуска воздуха. Продольный профиль приведен в приложении 2.

7.8 Узел тепловой сети

При конструировании камеры узла тепловой сети руководствуемся требованиями и рекомендациями [2,5].

Конструирование камеры узла тепловой сети (УТ) начинаем с разработки эскизов плана и разреза УТ в соответствии с монтажной схемой УТ. Размеры камеры приведены на рис11.

Рис.11. Эскиз камеры узла тепловой сети

Например, конструирование камеры узла тепловой сети № 11:

иопределяем по [1] в зависимости от диаметра трубопровода УТ.

мм,

мм,

мм,

мм.

По [2] определяем стандартные габаритные размеры и тип камеры УТ, в зависимости от : ж/б сборная камера коробчатого типа с размерами в плане 2,4х3,0, высотой 2,1 м (по типовому проекту 903-4-11). На основании эскиза и полученных стандартных размеров вычерчиваем план и разрез камеры УТ (прил.5).



Библиографический список

1. СНиП 2.01.01-82*. Строительная климатология и геофизика. Нормы проектирования. М.: ГП ЦГШ, 1996. 140 с.

2. СНиП 2.04.07-86*. Тепловые сети. М.: ГП ЦПП, 1997. 48 с.

3. СНиП 2.08.01-89*. Жилые здания. М.: ГП ЦПП, 1996. 15 с.

4. СНиП 2.04.01-85*. Внутренний водопровод и канализация зданий. М.: ГП ЦПП, 1996. 60 с.

5. СНиП 2.04.14-88*. Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов. М.: ГП ЦПП, 1998.28с.

6. Наладка и эксплуатация водяных тепловых сетей: Справочник / В. И. Манюк, Я. И. Каплинский, Э. Б. Хиж и др. 3-е изд., перераб. И доп М.: Стройиздат, 1988. 432 с.

7. Водяные тепловые сети: Справ, пособие по проектированию / И. В. Беляйкина, В. П. Витальев, Н. К. Громов и др. М.: Энергоатомиздат, 1988. 376 с.

8. Соколов Е. Я.. Теплофикация и тепловые сети. М.: Энергоатомиздат, 1982. 360с.

9. Теплоснабжение: Уч. пособие для студентов вузов / Под ред. В. Е. Козина и др. М.: Высшая школа, 1980. 408 с.

10. Толстова Ю.И., Михайлишин Е.В. Теплоснабжение: Задание и методические указания по выполнению курсовой работы и курсового проекта. Свердловск: изд. УПИ, 1985. 39 с.

11. Толстова Ю.И., Михайлишин Е.В. Теплоснабжение: Методические указания по графическому оформлению и применению ЭВМ при курсовом проектировании. Свердловск: изд. УПИ, 1987. 28 с.

12. ГОСТ 21.605 - 82. Сети тепловые. Рабочие чертежи. М.: Стандарты, 1982. 10с.

13. Справочник проектировщика. Тепловые сети.

Размещено на Allbest.ru

...