Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Развёрнутое широкое строительство в нашей стране предусматривает увеличение вводимых в строй жилых, общественных и промышленных сооружений, обуславливающих увеличение потребностей в тепловой и электрической энергиях.

В качестве главного направления в области электрофикации на ближайшие годы намечается строительство теплоэлектростанций. Потребность в тепловой энергии в более значительной степени возрастает вследствие улучшения санитарно-технических условий труда, повышения нормы расхода горячей воды, создания новых производственных процессов. Следует также иметь ввиду, что в климатических условиях нашей страны стоимость отопления составляет 20-60% общих расходов и является основным показателем экономичности. Большие затраты тепловой энергии определяют необходимость рационального решения вопросов технологии теплоснабжения. Начинается развитие теплоснабжения направленного на повышение экономичности тепловых систем. Основными этапами этого развития является укрупнение мощных источников теплоснабжения, повышение сборности конструкций котельных установок и тепловых сетей.

Наиболее рациональным способом обеспечение тепловых потребителей является централизованное теплоснабжение от теплоцентралей (ТЭЦ). На ТЭЦ источником теплоснабжения является пар, предварительно используемый в паровых турбинах для выработки электрической энергии, достигается значительная экономия топлива. Однако при сравнительно небольших тепловых нагрузках, наблюдающихся в некрупных городах и поселках городского типа, теплоснабжение может осуществляться от районных котельных

Выбор источников теплоснабжения, теплоносителя и его параметров, а также систем теплоснабжения производят на основе технико-экономических расчетов с учетом котельных расходов и эксплуатационных затрат.

Современные котельные установки и тепловые сети оснащены контрольно-измерительной аппаратурой, а также средствами автоматизации и дистанционным управлением, что значительно повысило эффективность систем теплоснабжения. Однако имеются еще значительные возможности для дальнейшего снижения затрат системы теплоснабжения городов и промышленных предприятий. Для ТЭЦ и котельных, жилых районов повышение качества труда означает достижение без эффективности работы. Для этого надо выполнить целую систему мероприятий, к которым относится повышение квалификации, тренировка персонала, система профилактических ремонтов.

Эффективность производства обеспечивается высокими его технико-экономическими показателями, среди которых важнейшие - удельные расходы топлива на отпущенную теплоту и электроэнергию

1. Общий раздел

1.1. Краткая характеристика местности объекта проектирования

Город Брянск расположен в западном регионе европейской части РФ. Город Брянск является крупным промышленным центром Местность - холмистая лесистая (смешанные леса)равнина, местами заболочены

Климат умеренно - холодный, с теплым влажным летом и умеренно-холодной снежной зимой. Средняя температура июля 18-220 С, января -18-250С, характерны умеренные ветра летом, зимой - снежные метели и бураны.

Большое влияние на климат оказывает Балтийское море и поэтому очень часты циклоны, а с центральной России анти цеклоны

1.2 Обоснование целесообразности ЦТС

Централизованное теплоснабжение - это подача теплоты от одного источника тепловой энергии к многочисленным потребителям.

Теплоснабжение является одной из основных подсистем энергетики. На теплоснабжение народного хозяйства и населения расходуется около 1/3 всех используемых в стране первичных топливно-энергетических ресурсов. Основным назначением любой СЦТС состоит в обеспечении потребителей необходимым количеством теплоты требуемых параметров. Комплекс установок предназначенных для подготовки транспорта и использования теплоносителя размещены раздельно и передача теплоты от источника к потребителям производится по тепловым сетям.

Процесс централизованного теплоснабжения состоит из трех последующих операций:

1. Подготовка теплоносителя;

2. Транспортировка теплоносителя;

3. Потребление теплоносителя.

Подготовка теплоносителя производится в ТЭЦ. Транспортируется теплоноситель по тепловым сетям, используемый теплоноситель - вода, теплоприемники - потребители. Централизованное теплоснабжение (ЦТС) способствует благоустройству, качеству теплоснабжения районов и повышению комфортности зданий, снабжаемых теплом, позволяет уменьшить затраты на обслуживание теплового хозяйства, облегчает использование низкосортного топлива (в нашем проекте бурого угля). При центральном теплоснабжении происходит более экономичное сжигание топлива, а следовательно меньше затрат на транспорт, меньше загрязняется окружающая природная среда, повышаются санитарно-гигиенические нормы в отапливаемых помещениях.

К недостаткам относятся: высокая стоимость тепловых сетей для транспортировки теплоносителя от источника к потребителю.

1.3 Исходные данные для проектирования

1. Генплан объекта проектирования (см. задание).

2. Размеры зданий (см. задание).

3. Количество проживающих, рабочих мест (см. задание).

4. Назначение зданий (см.задание).

5. Уровень грунтовых вод (-1,8-2,8м.).

6. Температурный график работы ЦТП - 150 - 70 ( t1 =1500С; t2 =700С).

7. Степень благоустройства жилья (расход горячей воды на одного человека в сутки):

Общежитие 9-ти этажный а = 50 л/сут

Жилой дом 9-ти этажный а = 105л/сут.

Жилой дом 5-ти-этажный а = 105 л/сут.

Больница 3-х этажная а = 90 л/сут

Администрация округа а = 5 л/сут

Гараж с мойкой а = 250 л/сут

Ремонтная мастерская а = 70 л/сут

8. Продолжительность работы:

Общежитие 9-ти этажное -24 часа

Жилой дом 9-ти этажное -24часа

Жилой дом 5-ти этажный - 24 часа

Больница 3-х этажное -24 часа

Администрация округа - 8 часов

Гараж с мойкой -10 часов

Ремонтная мастерская -10 часов

9. Удельные отопительные и вентиляционные характеристики зданий, в зависимости от объемов по наружному обмеру и назначению.

10. Расчетные внутренние температуры зданий, ti, С0: жилые домаti = + 20С0;

11. Температура водопроводной воды tс = + 5С0, тоже для не отапливаемого периода ts = + 15 С0.

12. Температура горячей воды для ГВС th = + 55 С0.

нагрузка теплоноситель горячий температурный

1.4 Климатические условия для проектирования

1. Расчётная температура наружного воздуха для проектирования отопления t0 = - 26 С0.

2. Расчётная температура наружного воздуха для проектирования вентиляции tv = - 13 С0.

3. Средняя температура отопительного периода tот = -2,7С0.

4. Продолжительность отопительного периода Nот = 216сутки = 5184 часа.

5. Скорость ветра ? = 6 м/c.

Таблица продолжительности отопительного периода со среднесуточной температурой наружного воздуха (см. задание)

Время отопительного периода со среднесуточной t0C, наружного воздуха ,ч.
-50 и иже	-49,9;45	-44,8;-40	-39,9;-35	-34,9;-30	-29,9;-25	-24,9;-20	-19,9;-15	-14,9;-10	-9,9;-5	-4,9;0	+0,1;+5	+5,1;+8	Всего часов
-	-	-	- 2	2	14	72	265	519	859	1240	1298	674	4944

2. Технологический раздел

2.1 Устройство тепловых камер

При подземных прокладках теплоносителей для обслуживания запорной арматуры устраивают подземные камеры прямоугольной формы. В камерах прокладывают ответвление сети к потребителям. Горячая вода подаётся в здание по трубопроводу укладываемому с правой стороны канала. Трубопроводы падающий и обратный устанавливают на опоры и покрывают изоляцией. Стены камер делают из кирпича, блоков или панелей, перекрытия - сборные из железобетона в виде ребристых или плоских камер из бетона. Вход в камеры через чугунные люки. Для спуска в камеру под люками в стену заделывают скобы. Высота в камеры должна быть не менее 1800 мм. Ширину выбирают с таким расчётом, чтобы проходы между стенками и трубами были не менее 500 мм.

2.2 Арматура данной тепловой сети

Арматура тепловых сетей подразделяется на запорную, регулировочную, предохранительную, дросселирующую и контрольно - измерительную. В паровых сетях, кроме того, применяют специальную арматуру.

В ТС всю арматуру предпочитают выполнять из стали, даже когда это не предписывается правилами Ростехнадзора России. Это вызвано желанием полностью предотвратить опасность разрыва задвижек от температурных напряжений, достигающих трубопроводов больших диаметров.

В качестве запорных органов применяются в основном задвижки, шаровые краны и вентили. Применять запорную арматуру в качестве регулирующей не допускается. В магистральных и квартальных тепловых сетях преимущественное применение получила стальная арматура. Она обязательна к применению на выводах тепловых сетей от источников теплоснабжения, на вводах в центральные тепловые пункты (ЦТП), на ответвлениях в качестве секционирующих.

На ответвлениях диаметром от 50 до 200 мм возможно применение стальных затворов, которые допускается применять и в качестве регулирующей арматуры.

В качестве контрольно-измерительной арматуры используются механические манометры, присоединяемые через трёхходовые краны и трубки-сифоны, а так же спиртовые термометры, устанавливаемые в масляных ванночках.

Контрольно-измерительные приборы устанавливаются в теплофикационных камерах, узлах трубопроводов, на выходе из теплоисточника, в центральных и индивидуальных тепловых пунктах на подающем и циркуляционном (обратном) трубопроводах.

2.3 Неподвижные опоры

Неподвижные опоры предназначены для закрепления трубопровода в отдельных точках, разделения его на независимые по температурным деформациям участки и для восприятия усилий, возникающих на этих участках, что устраняет возможность последовательно нарастания усилий и передачу их на оборудование и арматуру. Изготавливают эти опоры, как правило, из стали или железобетона. Стальные неподвижные опоры представляют собой обычно стальную несущую конструкцию (балку или швеллер), располагаемую между упорами, приваренными к трубе. Несущая конструкция защемляется в строительные конструкции камер, приваривается к мачтам, эстакадам и др. При разработке монтажной схемы тепловых сетей неподвижные опоры устанавливают на выходе из источника тепла, на входе и выходе ЦТП, насосных подстанций и т.п. для снятия усилий на оборудование и арматуру. В местах ответвлений для устранения взаимного влияния участков, идущих в перпендикулярных направлениях: на поворотах трассы для устранения влияния изгибающих и крутящих моментов, возникающих при естественной компенсации. В результате указанной расстановки неподвижных опор трасса тепловых сетей разбивается на прямолинейные участки, имеющие различные длины и диаметры трубопроводов. Для каждого из этих участков выбирают тип и требуемое число компенсаторов, в зависимости от которого определяются и число промежуточных опор (на одно меньше, чем компенсаторов). При гнутых компенсаторах, которые могут изготовляться для компенсации любых деформаций, исходят из условия сохранения прямолинейности участков и допустимых изгибающих напряжений в опасных сечениях компенсатора. В зависимости от принятой длины участка, на концах которого устанавливают неподвижные опоры, определяют его удлинения, а затем расчётом или по номограммой - габаритные размеры гнутых компенсаторов и горизонтальную реакцию.

На неподвижные опоры в общем случае действуют вертикальные и горизонтальные усилия. Вертикальные усилия определяют также, как и для подвижных опор. Горизонтальные усилия на неподвижные опоры обуславливаются реакцией компенсаторов и участков естественной компенсации, реакцией от сил трения в подвижных опорах или в грунте при бесканальной прокладке и неуравновешенными силами внутреннего давления. Эти усилия могут суммироваться и вычитаться или уравновешиваться (частично или полностью) вследствие взаимной компенсации.

2.4 Компенсаторы

В данном курсовом проекте применяются П-образная компенсирующая установка. Компенсаторы используются для восприятия температурных напряжений возникающих в трубопроводе при тепловом удлинении, а также в качестве устройств самокомпенсации используется повороты трубопроводов по трассе. Установка компенсаторов взывают дополнительные капитальные и эксплуатационные затраты.

Гнутые компенсаторы изготавливают из отводов и прямых участков труб при помощи электродуговой сварки. Диаметр труб должен быть такой же как и для трубопровода основных участков.

Для максимальной компенсационной способности гнутые компенсаторы перед монтажем растягиваются и закрепляется распорками и в таком положении устанавливается в трубопроводы.

Осевую компенсацию выполняют с помощью осевых (сальниковых, линзовых, волнистых)компенсаторов (рис. 1).

Сальниковые компенсаторы: представляют собой трубу 1, вставленную в корпус 7. В зазоре между ним установлено уплотнительное кольцо 5 с грундбуксой 2. По конструкции сальниковые компенсаторы подразделяют на односторонние и двусторонние.

Рисунок 1. Сальниковые компенсаторы: а -односторонний; б - двухсторонний; 1 - труба; 2 - грундбукса, 3 - болт; 4 - упор; 5 - уплотнительное кольцо; 6 -ограничительное кольцо; 7-корпус

Применяются на всех трубопроводах, не связанных со средами повышенной опасности. В тепло энергетике они применяются на теплофикационных трубопроводах (в водных тепловых сетях), трубопроводах диаметром Dy?100 мм при подземной прокладке и надземной прокладке на низких опорах с параметрами теплоносителя Ру?2,5 МПа и температуре?300 градусов.

Преимущества: имеют высокую компенсирующую способность, небольшие габариты и малое гидравлическое сопротивление. Вследствие малых габаритов сальниковые компенсаторы легко размещаются в камерах и проходных каналов.

Недостатки: необходимость систематического наблюдения и ухода за ними в процессе эксплуатации повышенная чувствительность к перекосам осей, устройство камер для размещения компенсатора. Для уменьшения числа камер предусматривают двусторонние сальниковые компенсаторы. Устройство одного двустороннего компенсатора дешевле устройство двух односторонних. Кроме того, гидростатические усилия и усилия от трения в сальниках компенсаторов вызывают необходимость строить сложные и дорогостоящие конструкции неподвижных опор

2.5 Прокладка трубопроводов подземная безканальная

Наибольшее применение имеет безканальная прокладка теплосетей. К недостаткам этой конструкции следует отнести отсутствие вентиляции, в результате чего увеличивается влажность теплоизоляции. Бес канальная прокладка является наиболее экономичным видом подземной прокладки, т.к. в результате отсутствие каналов стоимость теплосетей снижается на 20…25%. В тоже время этот тип прокладки требует дополнительной гидроизоляции и затрудняет проведение ремонтных работ (рис. 2).

Наименьшее расстояние от поверхности земли до поверхности трубопровода принимают не менее 1м .

Трубопроводы теплосети изолируют, при бесканальной прокладке после соответствующей подготовки наносят антикоррозийное покрытие, основной слой теплоизоляции (минеральная вата или скорлупы) и наружную отделку. В качестве антикоррозийного покрытия при температуре до 150С0 обычно применяют битумную мастику с оклейкой верхних двух слоёв изола. При температуре свыше 150С0 используют для гидроизоляции стеклоизолирование. В качестве теплоизоляционного материала основного слоя принимают асбозурит, войлок строительный, минеральную вату, пенобетон автоклавный, пеностекло, стекловолокно, совелит мастичный или совелитовые плиты. Коэффициент их теплопроводности в сухом состоянии составляет от 0,034 до 0,140 Вт(м0с). При возможности намокания асбозурит, войлок строительный, стекловолокно, совелит мастичный и совелитовые плиты не применяются. Пеностекло может применяться только при возможном увлажнении до 10%.. В безканальных прокладках в основном применяют трубы, покрытые теплоизоляционными и защитным слоем в заводских условиях.

Стыки теплоизолируют с применением мокрой штукатурки.

Толщину основного слоя тепловой изоляции рассчитывают в зависимости от диаметра трубопровода, стоимости 1м2 тепловой изоляции, её коэффициента теплопроводности, продолжительности работы теплосети в год, стоимости единицы тепловой энергии, температуры теплоносителя.

Устанавливают минимальную сумму капиталовложений (стоимость теплоизоляции) и эксплуатационных расходов (затрат на текущий ремонт) стоимость потери теплоты. В соответствии с технико-экономическими расчетами толщину основного слоя теплоизоляции принимают от 20 до 120мм.

В настоящем проекте применяется пенополиуретановая изоляция (ППУ) трубопроводов выполненная в заводских условиях методом заливки в металлических опалубках, места сварочных соединений гнутые фасонные участки и арматура изолируются наборными сегментами(скорлупами) изготовленными промышленным способом из того же изоляционного материала.

2.6 Эксплуатация тепловых сетей

Предприятия тепловых сетей (ПТС) при эксплуатации систем тепловых сетей должны обеспечивать надежность теплоснабжения потребителей, подачу ему теплоносителей (воды или пара) с расходом параметрами в соответствии с температурным графиком регулирования и перепадом давления на воде. Эти функции регламентируются в «Тепловой инструкции по технической эксплуатации тепловых сетей систем коммунального теплоснабжения» (утвержденным приказом Госстроя России от 13.12,2000г, № 285),а в промышленных и с/х предприятиях - соответствующими утвержденными руководством эксплуатациями ТС.

Текущая эксплуатация тепловых сетей.

При текущей эксплуатации необходимо:

поддерживать в исправном состоянии все оборудование, строительные и другие конструкции ТС;

наблюдать за работой компенсаторов, опор, арматуры, дренажей воздушников и других элементов оборудования;

выявлять и восстанавливать разрушенную тепловую изоляцию и антикорозийное покрытие;

удалять скапливающуюся в каналах и камерах воду и предотвращать попадание туда грун6товых верховых вод;

отключать неработающие участки сети;

своевременно удалять воздух из ТС через воздушники;

поддерживать чистоту в камерах и проходных каналах;

принимать меры к предупреждению и ликвидации аварий в тепловой сети;

осуществлять контроль за коррозией.

2.7 Защита трубопроводов от коррозии

Металлы, используемые при изготовлении труб, имеют в своем составе различные примеси, которые образуют ряд гальванических элементов, обуславливающих коррозию. Те части металла, которые являются анодами, разрушаются и переходят в раствор в виде ионов, образуя каверны и свищи.

К числу способов защиты металла от коррозии следует отнести дегазацию воды от агрессивных газов с помощью деаэратора.

Наибольшее применение получили термические деаэраторы смешивающего типа низкого атмосферного давления (0,02-0,025 МПа), барботажные устройства, а также вакуумные деаэраторы и декарбонизаторы.

2.8 Мероприятия по охране окружающей среды

Защите окружающей среды уделяется в настоящее время исключительно большое внимание как у нас в стране, так и во всём мире. При ситуации на электростанциях органических топлив (угля, мазута, газа) в атмосферу выбрасываются продукты сгорания: зола, оксиды серы, азота и углерода, углекислый газ, которые, накапливаясь в атмосфере в больших количествах, приводит к нарушениям экологического равновесия и вызывают серьёзные последствия. Для наблюдения и контроля за загрязнением атмосферы создана соответствующая общегосударственная служба метеорологии и контроля окружающей среды. На электростанциях и промышленных предприятиях должны быть созданы службы или лаборатории для постоянного контроля за выбросами вредных веществ в атмосферу и систематизации результатов. Для тепловых электростанций и котельных вредными выбросами считаются твёрдые частицы (зола, канцерогены, оксиды серы, азота, углерода, ванадия, углекислый газ, сероводород и др.). Оценивается их концентрация в приземном слое, которая не должна превышать предельно допустимых значений концентрации (ПДК).

Для каждого промышленного предприятия в населённом пункте устанавливаются с учётом обеспечения ПДК вредных веществ нормативные значения предельно допустимых выбросов (ПДВ). Входящую в техническую документацию электростанции, где наряду с ограничениями излагаются мероприятия по достижения ПДВ.

Эта документация утверждается Минэнерго и согласовывается местными органами, санитарными органами и инспекцией по охране труда. Защита водных бассейнов от недопустимых сбросов загрязняющих веществ и необходимость их очистки перед сбросами в водоёмы регламентированы: основами водного законодательства, правилами охраны вод от загрязнения сточными водами.

3. Расчётная часть

3.1.Теплотехнический расчёт

При расчёте систем теплоснабжения различают два вида тепловых нагрузок: расчётные тепловые нагрузки, тепловые нагрузки отличаются от расчётных. От сопоставления в практике эксплуатации систем отопления зданий и тепловых сетей возникает необходимость регулирование систем отопления и тепловой сети. Расчётные тепловые нагрузки на отопление и вентиляцию зданий зависят от температуры наружного воздуха для данного района, наружного объёма зданий и их удельных тепловых характеристик. Расчётные тепловые нагрузки позволяют определить расход теплоносителя, расход топлива на выработку тепловой энергии, источник теплоснабжения, диаметр трубопроводов тепловых сетей. Однако при наличие проектной документации расчётные тепловые нагрузки и расходы теплоносителя следует принимать по проектным данным.

3.1.1 Определение объёмов зданий по наружному обмеру

Определение объёмов зданий по наружному обмеру на примере 5-ти этажного жилого дома

Vн = a*b*h, м3 (1)

где a - длина здания, м;

b - ширина здания, м;

h - высота здания, м.

Vн = 80*18*28=40320 м3

Остальные расчёты сводим в таблицу 1.

Таблица 1. Исходные данные для проектирования

Позиция объекта по ген. Плану	Наименование объекта	a * b * h, м	Vн, м3	g0, Вт/м2 * к	g0* V1, Вт/ м2 * к	tвн, C0	tн.о, C0	tнv, C0	m, приб чел	а, л/сут		th, C0	tc, C0	C, КДж/кг.к
1	Общежитие 9-ти этажное	80*18*28	40320	0,407	-	18	-26	-13	1000	50	0,92	55	5	4,187
2	Жилой дом 9-ти этажный	80*18*28	40320	0,407	-	18	-26	-13	480	105	0,92	55	5	4,187
3	Жилой дом 5-ти этажный	70*13*15	13650	0,43	-	18	-26	-13	210	105	0,92	55	5	4,187
4	Больница 3-х этажная	51*13*10	6630	0,419	0,326	18	-26	-13	100	90	0,92	55	5	4,187
5	Администрация округа	120*18*14	30240	0,372	0,186	18	-26	-13	-	5	0,92	55	5	4,187
6	Гараж с мойкой	120*18*6,5	14040	0,582	0,756	10	-26	-13	70	250	0,92	55	5	4,187
7	Ремонтная мастерская	54*25*10	13500	0,47	0,35	10	-26	-13	25	70	0,92	55	5	4,187

3.2 Определение тепловых потерь зданий

3.2.1 Определение максимального часового расхода теплоты на отопление

Определяем максимальный расход теплоты на отопление для жилых и общественных зданий по формуле:

Qomax = * g0 * Vн * (tвн - tн.о) * 10-3, кВт (2)

где - поправочный коэффициент, учитывающий климатические условия, принимаемый в тех случаях, когда расчётная температура наружного воздуха отличается от - 30С0, определяется по формуле:

= 0,54 + 22/ tвн - tн.о (3)

Vн - объём здания по наружному объёму (см. таблицу №1), м3;

tвн - расчётная температура внутри отапливаемого здания, 0С;

tн.о - расчётная температура наружного воздуха для проектирования отопления, 0С;

10-3 - коэффициент перевода Вт в кВт.

= 0,54 + 22/20-(-37) = 0,92

Определяем Qomax на примере 5-ти этажного жилого дома.

Qomax = 1,04*0,43*13650*(18-(-26)) =268588,32 (Вт/ м3 К)

3.2.2 Определение максимального часового расхода теплоты на вентиляцию

Определяем далее максимальный часовой расход тепла на вентиляцию по формуле:

Qvmax = * * gv * Vн * (tвн - tн.v)*10-3, кВт (4)

где gv - удельная вентиляционная характеристика здания Вт/м3*к;

tн.v - расчётная температура для проектирования системы вентиляции.

Определяем максимальный часовой расход тепла на вентиляцию на примере ремонтной мастерской.

Qvmax = 1,04*0,47*13500*(16-(-13)) = 277149,6 (Вт)

3.2.3 Определение максимального часового расхода теплоты на ГВС.

Qhmax =К* Qhср=5,25*101743=534150,7 (Вт) (5)

Qhср - средний расход теплоты на горячее водоснабжение

К - коэффициент неравномерности потребления горячей воды;

3.2.3.1. Определяем средний расход теплоты на ГВС

Qhср =1,2*m*a*(55-tx )*C\ n*3600 ,кВт (6)

Qhср - средний расход теплоты на горячее водоснабжение

К - коэффициент неравномерности потребления горячей воды;

Qhср = 70*250*4,187*(55-5)/24*3,6= 101743(Вт)

Все остальные теплотехнические расчёты выполняются аналогично и сводятся в таблицу 2.

Таблица 2. Максимальные тепловые потоки

Позиция объекта по ген. Плану	Наименование объекта	Максимальный расход теплоты, кВт
		Qomax	Qvmax	Qhmax	Qd	Qhср
1	Общежитие 9-ти этажное.	750932,6	-	396070,9	1147003,5	121122,6
2	Жилой дом 9-ти этажный.	750932,5	-	457843,5	1208776	122091,6
3	Жилой дом 5-ти этажный.	268588,32	-	248380,2	1030667,7	53415,1
4	Больница 3-х этажная	132898	74178,5	52324,8	921223,2	21802
5	Администрация округа	514767	181338,3	10464,9	543570,2	4360,4
6	Гараж с мойкой	305932,7	253892,6	687782,6	1247607,9	101743
7	Ремонтная мастерская	277149,6	142506	534150,7	953806,3	101743

3.2.4 Построение годового графика продолжительности тепловой нагрузки

По полученным суммарным тепловым нагрузкам и таблице климатических данных (см. задание) и расчётным и текущим температурам строим годовой график продолжительности тепловой нагрузки в зависимости от расчётной и текущей температур наружного воздуха (см. рис. 1), а также среднечасовым летним расходом теплоты на ГВС. Определяем Qhm по формуле:

Qhmл = Qhср * (th - tc)/(th - tc)*?, кВт (7)

где Qhср - среднечасовой расход теплоты на нужды ГВС, кВт;

th - температура горячей воды, С0 (55 С0);

tc - температура водопроводной воды, летняя (15 С0);

tc - температура водопроводной воды, (5С0);

? - коэффициент, учитывающий изменение среднего расхода воды на ГВС в не отапливаемый период (при отсутствии данных принимаем для жилищно-коммунального сектора ? = 0,8).

Qhmл = Qhm * (55-15)/(55-5)*0,8 = 0,64Qhm (кВт).

Qhmл = 0,64*90132 = 57,7 кВт

т.е. в не отапливаемый период величина часового расхода теплоты суммарного будет равна среднечасовому лет.нему тепловому потоку на ГВС:

? Qd = Qhmл



Рисунок 1. Годовой график продолжительности тепловой нагрузки

3.3 Расчёт расходов теплоносителя

Переводим максимальные расходы теплоты Qi max в расход теплоносителя заданных параметров по формуле:

Gi max = 1,1Qi max/C*(?1 - ?2), кг/с (8)

где ?1 - температура воды в подающем трубопроводе, 0С;

?2 - температура воды в обратном трубопроводе, 0С.

Для жилого дома 5-ти этажного (ПОЗ 1 по генплану):

Gоmax = 1,1Qоmax /C*(?1 - ?2) = 271848,96/4,187*(150-70) = 0,812 кг/с.

Для ГВС Gh max =1,1 Qh max /C*(?/1 - ?/2)= 137386/4,187*(55-5)* 10-3 = 0,656 (кг/с) (9)

Gd = Gоmax + Gvmax+ Ghmax= 0,812+0,656= 1,468 (кг/с) (10)

Остальные расчёты выполняем аналогично и сводим в таблицу № 3.

Таблица 3. Максимальны расходы теплоносителя

Позиция по ген. плану	Наименование объекта	Расход теплоносителя, кг/с
		Gomax	Gvmax	Ghmax	Gd
1	Общежитие 9-ти этажное	2,989	-	0,965	3,953
2	Жилой дом 9-ти этажный	2,989	-	0,973	3,961
3	Жилой дом 5-ти этажный	1,070	-	0,426	1,496
4	Больница 3х этажная	0,529	0,295	0,174	0,99
5	Администрация округа	2,049	0,72	0,35	3,119
6	Гараж с мойкой	1,218	1,010	0,810	3,03
7	Ремонтная мастерская	1,103	0,567	0,810	2,48

3.4 Расчет гидравлических характеристик ТС и гидравлический режим

3.4.1 Разбивка тепловой сети на расчётные участки

Разбиваем тепловую сеть на расчётные участки.

магистраль

1 участок от ЦТП- УТ1

2 участок от УТ1-до УТ2

3 участок от УТ2-до УТ3

4 участок от УТ3-до УТ4

5 участок от УТ4-до позиций 4 (Больница 3х этажная)

Ответвление

6 участок от УТ1-до УТ5

7участок от УТ5-до УТ6

8участок от УТ6- до позиций 5 (Администрация округа)

9участок от УТ6- до позиций 6 (Гараж с мойкой)

10участок от УТ5- до позиций 7 (Ремонтная мастерская)

11участок от УТ2- до позиций1 (Общежитие 9-ти этажное)

12участок от УТ3- до позиций2 (Жилой дом 9-ти этажный)

13участок от УТ4- до позиций 3 (Жилой дом 5-ти этажный)

3.4.2 Определение расхода теплоносителя на расчётных участках

Определяем расход теплоносителя, на расчётных участках суммируя расход от наиболее удобного потребления до котельной.

G5 = Gd4 = 0,99 кг/с .

G4 = G5 + G13 = 0,99+1,495=2,385кг/с

G13= G3 = 1,495кг/с

G3 = G4+ G12 = 2,385+3,961 = 6,346 кг/с

G12 = Gd2 = 3,961кг/с

G2= G3+ G11 = 6,346+3,953 =10,299кг/с

G8 = Gd1=3,119кг/с

G5=G8 +G9= 3,119+3,03=6,149кг/с

G6=G7 =2,48 кг/с

G1=G2+G6=10,299+8,629=18,928 кг/с

G6 = G7 + G10=6,149+2,48=8,629 кг/с

G7 = G8+ G9= 3,119+3,03=6,149 кг/с

G\8= G5 = 3,119 кг/с

G9=G6=3,03

G10=G7=2,48

3.4.3 Определение расчетного диаметра расчётного участка

Определяем диаметры расчётных участков и приводим их к стандартным диаметрам труб, выпускаемым отечественным производителем по формуле:

di = (G0.38 учi)/(Rn 0,19) *Аb, м (11)

где Gучi - расход теплоносителя на расчётном участке, кг/с;

Ab - коэффициент, учитывающий абсолютную эквивалентную шероховатость внутренней поверхности труб, м0,62/кг0,19 принимается при Кэ =0,0005 м, Ab = 0,117;

Rn - удельная потеря давления на трение, Па/м.

Рекомендуется принимать для магистральных трубопроводов 80 = Па/м, для ответвлений 250 = Па/м. Определяем диаметр трубопроводов из предположения его работы в квадратичной области.

Для первого расчётного участка:

d1 = (G 0.38 * 0,117)/600,19 = (24,7920,38 * 0,117)/2.177 = 0.186м.

Округляем полученный диаметр до ближайшего по стандарту d1 0 ? 219*7,0 мм

Приведение определённых диаметров к стандартным

Уточняем значение удельной потери давления на трение по номограммам:

Rл = 32,7 Па/м.=33Па/м

3.4.4 Определение суммы коэффициентов местных сопротивлений на расчетном участке

Подающий трубопровод.

??1=0,5+0,3=0,8

Обратный трубопровод.

??1=1,2+0,3+0,5=2,0

3.4.5 Определение эквивалентных длин местных сопротивлений

Определяем эквивалентную длину трубопровода на расчётном участке по формуле:

?э = ?? Аl * d0, м (12)

где ? - сумма коэффициентов местных сопротивлений на расчётном участке трубопровода;

d0 - стандартный внутренний диаметр трубопровода, м.

?э = 60,7*0,8*0,2071,25= 6,78 м3.4.6. Определение приведённых длин расчётного участка

Определяем приведённую длину расчётного участка

?i1 =l + lэкв=56+6,78= 62,78м (13)

3.4.7. Определение потерь давления на расчётных участках

Определяем потери давления на участке по формуле:

? Pi = Rni * ?i 1, Па (14)

? Pi = 33*62,78=2072 Па

3.4.8 Определение потерь напора на расчётных участках

Определяем потери напора на участке м*?ст по формуле:

? Нi = ? Pi / ? = ? Pi / ?*g (15)

где ?=975 кг/м3плотность теплоносителя;

g =9,81 м/с2- ускорение свободного падения,.

=9565н/м? средний для подающего и обратного трубопроводов

? Нi = ? Pi / ? = 2072/9565=0,217 м

3.4.9 Определяем скорость теплоносителя на расчётных участках

Находим скорость теплоносителя на участке по формуле:

?1 = Gучi / (П*di2 /4)* ?, м/с (16)

где di - диаметр участка, м.

?1 =24,792/(3,14*0,2072/4)*977,81=0,937м/с.

Остальные расчёты выполняем аналогично и сводим в таблицу 4.

Таблица 4. Гидравлические параметры тепловой сети

№ расчётного участка	Характеристики участка	Расход теплоносителя, G кг/с	Расчётные данные участка	Потери
	Диаметры расчётный и стандартный, d / d0, мм	Длина участка, 1м	Сумма коэф-та местных сопротивл-й, ?		Удельное падение давления, , R1, Па/м	Эквивалентная длина, 1э, м	Коэф-т гидравл-го сопротив. Adb	Эквивал-я шероховатость, Кэ,м	Привидённая длина, 1 м	Давление на участке, ?Pi, Па	Напора на участке, ?Нi, м	Скорость
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
1	0,186/0,207	56	0,8	24,792	32,7/33	6,78	0,117	0,0005	62,78	2072	0,217	0,937
2	0,176/0,184	142	4,5	22,554	50,2/50	39,92			181,92	9096	0,951	0,883
3	0,169/0,184	150	3,0	20,41	41,1/41	21,94			171,94	7132	0,746	0,803
4	0,150/0,150	50	2,3	14,989	64,9/65	13,03			63,03	4097	0,428	1,083
5	0,135/0,150	50	1,6	11,262	36,6/37	9,07			59,07	2186	0,229	0,695
6	0,116/0,125	50	1,8	7,508	42,4/42	8,12			58,12	2441	0,255	0,957
7	0,089/0,1	110	4,8	3,754	34,2/34	13,65			123,65	4204	0,44	0,812
?											3,366
8	0,058/0,069	62	5,0	2,241	85,5/86	10,73			72,73	6255	0,654	0,789
9	0,057/0,069	35	2,2	2,141	78,0/78	4,72			39,72	3098	0,324	0,763
11	0,070/0,082	60	2,2	5,421	95,5/96	5,86			65,86	6323	0,661	0,890
12	0.071/0,082	60	2,2	5,421	96,9/97	5,86			65,86	6388	0,668	0,890
13	0,071/0,082	60	2,2	5,421	96,9/97	5,86			65,86	6388	0,668	0,890

Таблица 5 Обратный трубопровод имеет идентичные параметры

№ расчётного участка	Характеристики участка	Расход теплоносителя, G кг/с	Расчётные данные участка	Потери
	Диаметры расчётный и стандартный, d / d0, мм	Длина участка, 1м	Сумма коэф-та местных сопротивл-й, ?		Удельное падение давления, , R1, Па/м	Эквивалентная длина, 1э, м	Коэф-т гидравл-го сопротив. Adb	Эквивал-я шероховатость, Кэ,м	Привидённая длина, 1 м	Давление на участке, ?Pi, Па	Напора на участке, ?Нi, м	Скорость
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
1	0,186/0,207	56	0,8	24,792	32,7/33	6,78	0,117	0,0005	62,78	2072	0,217	0,937
2	0,176/0,184	142	4,5	22,554	50,2/50	39,92			181,92	9096	0,951	0,883
3	0,169/0,184	150	3,0	20,41	41,1/41	21,94			171,94	7132	0,746	0,803
4	0,150/0,150	50	2,3	14,989	64,9/65	13,03			63,03	4097	0,428	1,083
5	0,135/0,150	50	1,6	11,262	36,6/37	9,07			59,07	2186	0,229	0,695
6	0,116/0,125	50	1,8	7,508	42,4/42	8,12			58,12	2441	0,255	0,957
7	0,089/0,1	110	4,8	3,754	34,2/34	13,65			123,65	4204	0,44	0,812
?											3,366
8	0,058/0,069	62	5,0	2,241	85,5/86	10,73			72,73	6255	0,654	0,789
9	0,057/0,069	35	2,2	2,141	78,0/78	4,72			39,72	3098	0,324	0,763
10	0,081/0,082	60	2,2	5,421	202/202	5,86			65,86	13304	1,391	0,890
11	0,070/0,082	60	2,2	5,421	95,5/96	5,86			65,86	6323	0,661	0,890
12	0.071/0,082	60	2,2	5,421	96,9/97	5,86			65,86	6388	0,668	0,890
13	0,071/0,082	60	2,2	5,421	96,9/97	5,86			65,86	6388	0,668	0,890

3.5 Построение пьезометрического графика

Пьезометрический график строят следующим образом:

H N

м.вода D Ht K

M

Hn Hn S S H расп.

Hпод. Д

A B C

L₁m

K₀₁ 1 2

СИ

Рисунок 2. Пьезометрический график

принимая за нуль отметку самой низкой точки тепловой сети, наносят профиль местности по трассе основной магистрали и ответвлениям, отметки земли которых отличаются от отметок магистрали. На профиле проставляют высоты присоединенных зданий;

затем на высоте не менее 5 м выше самого высокого здания проводят горизонтальную линию, характеризующую статический режим S - S. При статическом режиме необходимо, чтобы все системы, которые подключены к тепловой сети, были заполнены водой, т.е. давление в тепловой сети, должно быть несколько выше статического давления систем отопления;

приступают к построению пьезометрического графика для динамического режима, в месте расположения источника теплоты вертикально вверх откладывают потери напора 5 м и получают первую точку графика - точку “А” ;

затем от точки “А” откладывают потери напора на участке от источника теплоты до точки 1, т.е. ? Нкот - 1;порядок нахождения точки “В” показан стрелками на рис. 1. Линия “АВ” характеризует падение напора в обратном трубопроводе тепловой сети на участке Кот -1. Далее от точки “В” вертикально вверх откладывают потери напора на участке 1 -2 и находят точку “С”. Линия “ВС” характеризует потери напора в обратном трубопроводе тепловой сети на участке 1 -2. Аналогично строят точку “Д”.

Затем откладывают вертикально вверх потери напора у абонента, т.е. в системе отопления (линия Дм). При зависимом подключении систем отопления без элеватора потери напора у абонента принимают равными 1- 15 м. Если в тепловой сети циркулирует перегретый теплоноситель, а подключение систем отопления предусматривается через элеватор, то потери напора у абонента принимают равными 10- 12 м;

Затем в обратной последовательности строят пьезометрическую линию для подающего трубопровода тепловой сети в обратной последовательности ( линия Мк);

Затем откладывают потери напора в котельной, они как правило при наличии подогревателей составляют 20- 25 м. Получают линию «КN”.

После построения графика напоров для динамического режима проверяют, исключается ли возможность теплоносителя при его перегреве, отсутствует ли вакуум в обратном трубопроводе тепловой сети, не нарушается ли прочность нагревательных приборов в процессе эксплуатации. Теплоноситель не будет вскипать если давление в подающем трубопроводе выше давления вскипания перегретой воды ( линия напоров в подающем трубопроводе выше линии напоров вскипания). Линию напоров вскипания наносят параллельно рельефу местности на высоте соответствующей давлению вскипания. При вскипании теплоносителя нарушается циркуляция воды и тем самым нормальный режим работы тепловой сети. Чтобы обеспечить отсутствие вакуума в обратном трубопроводе , избыточное давление в нем должно быть не менее 5 м. Образование вакуума в обратном трубопроводе вызывает подсос воздуха. В этом случае придётся из верхних точек системы теплоснабжения периодически выпускать воздух, что ухудшает процесс эксплуатации системы теплоснабжения. При зависимом подключении систем отопления к тепловой сети давление в подающем трубопроводе тепловой сети в точке подключения системы отопления не должно превышать 60 м ( из условий прочности нагревательных приборов, в частности чугунных радиаторов).

Если хотя бы одно из перечисленных условий не соблюдается , то меняют расположение графика относительно рельефа местности.

На графике имеют следующие потери( рис.1):

Нн - полный напор в точке N, в нагнетательном патрубке сетевого насоса;

Нн - напор развиваемый сетевым насосом;

Нпод - напор развиваемый подпиточным насосом;

Нст - полный напор статический;

Нст = Н под

Нт - потери напора сетевой воды в водоподогревательной установке;

Нрасп - распологаемый напор сетевой воды у последнего потребителя ( в узле присоединения абонента)

3.6 Построение температурного графика центрального качественного регулирования по совместной нагрузке отопления и горячего водоснабжения

Исходные данные:

Qhmгод/ Qо = 0,3; t1,0 = 150C0; t2,0 = 70C0; ; th = 55C0; ; tc = 5C0;

ti = 18C0;

Qh = 2,4* Qhmгод.

Отопительная система присоединения по зависимой схеме.

Предварительно строим отопительно - бытовой график регулирования и установим tIII = 70C0; tIII = 41,7C0; tн = -7,2C0.

Суммарный перепад температур сетевой воды в I и II ступенях подогревателя горячего водоснабжения по формуле:

? = Qh / Qо * ? * t0 (17)

? = 0,3*2,4*(150-70) = 57,6 С0.

Перепад температур сетевой воды в нижней ступени при tIII по формуле:

?2 = Qh / Qо * tIII - th/(th - tc)* (?* t0 ), C0 (18)

?2 = 2,4*0,3*(57,6 - 5)/(55 - 5)*(150 - 70) = 16 C0,

где tIII = tIII - 8 = 57,6 - 8 = 49,6 C0.

Перепад температур сетевой воды в верхней ступени при tIII по формуле:

?1 = ? - ?2 (19)

?1 = 28,8 - 16,5 = 12,3 C0.

Температура сетевой воды в подающем и обратном трубопроводах определяем по формулам:

t1 = t1,0 + ?1 (20)

t2 = t2,0 - ?2 (21)

t1 = 70 + 12,3 = 82,3 C0.

T2 = 41,7 - 16,5 = 25,2 C0.

Полученные данные наносим на график (см. рисунок 3).

В диапазоне II максимальный перепад температур воды в нижней ступени подогревателя будет при tо .

Найдём его по формуле:

?2 = ?III * (t2 - tc)/( t2 - tc) (22)

?2 = 16,5*(70 - 5)/(41,7 - 5) = 29,2 C0,

где t2,0 - при t0 принимаем по отопительному графику равным 70 C0.

Соответственно найдём:

?1 = ? - ?2 = 28,8 - 29,2 = - 0,4 C0.

T1 = 150 + (-0,4) = 149,6 C0.

T2 = 70 - 29,2 = 40,8 C0.

По полученным данным строим повышенный температурный график

Рис. 3. График температур при центральном качественном регулировании по совместной нагрузке отопления и ГВС в закрытой системе теплоснабжения («Повышенный» температурный график ?1,0, ?2,0 - отопительно-бытовой график регулирования; ?1, ?2, - повышенный график)

?1,0 = 1500С tc = 50C Qhm/Q' = 0,3

?2,0 = 700С tВн = 180С Система отопления присоединения по зависимой схеме

th = 550С Qhm = 1,2Qhmгод Закрытая система теплоснабжения

3.7 Выбор сетевых и питательных насосов

Напор сетевого насоса определяем по формуле:

Нн = ? Нп + ? Но + ? Нк + Нр, м. в. ст. (23)

где ? Нп- потери напора в подающем трубопроводе магистрали;

? Но- потери напора в обратном трубопроводе магистрали;

? Нк- потери напора в пароводяном подогревателе сетевой воды;

Нр- располагаемый напор у последнего потребителя.

Нн = 3,366 + 3,366 +25 + 20 = 51,73 м.

Производительность сетевого насоса определяем по формуле:

Gсн = Gуч.1*3600/?ср , м3/ч (24)

Gсн = 24,792*3600/975 = 91,5 м3/ч

По определённым параметрам выбираем сетевой насос К-90/55

Согласно СНиП 2.04.07 - 86*, если мы не знаем вместимость (объём воды) системы теплоснабжения, то допускается принимать равным 65 м3 на 1 мВт расчётного теплового потока для закрытой системы теплоснабжения. Определяем производительность подпитывающего насоса по формуле:

Gпн = 0,0025*Qс*Vуд , м3/ч (25)

Gпн =0,0025* 8,304* 65 = 1,35 м3/ч

Статический напор системы равен 27 м по высоте самого высокого здания. По известным параметрам выбираем сетевые и подпитывающие насосы. Насосов устанавливаем не менее двух, один из которых является резервным.

Таблица 5. Характеристика насосов (сетевого и питательного)

Марка насоса	Раб. параметры	Границы рабочей зоны	Справочные характеристики
	Н, м. в. ст.	G, м3/ч	Н1, м. в. ст.	G1, м3/ч	Н2, м. в. ст.	G2, м3/ч	Макс. темп сетевой воды, 0С	Частота вращения, об/мин	Мощность эл. двигателя, кВт	Диаметр рабочего колеса, мм	Допустимое давление на всосе, м.	Макс. высота всасывания, м. в. ст.
К90/55	55	90	60	66	45	113	150	2900	-	218	5,19	8
К20/30	30	20	59	25	35	62	105	2900	-	218	4,3	8

3.8 Тепловой расчет теплопроводов, проложенных при бесканальной прокладке

Проблема энергосбережения при передаче теплоты потребителями с помощью тепловых сетей заключается в технико-экономическом обосновании выбора конструкции тепловой изоляции; обеспечивающий возможно меньшее количество потерь теплоты в окружающую среду. Выбор конструкции и толщины тепловой изоляции, определение тепловых потерь теплоты на отдельных участках теплопровода и общих потерь сети, построение температурного поля вокруг теплопровода для расчёта температуры изоляции, воздуха в канале, стен каналов, группа: вычисление параметров температуры теплоносителя на расчётном участ...