Разработка теплоснабжения района города Архангельск

 















Разработка теплоснабжения района города Архангельск

Содержание

теплоснабжение отопление тепловая сеть

Введение

1.Определение расчетных тепловых нагрузок, построение графиков расхода теплоты

.1Определение расчетных тепловых нагрузок

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

2.Центральное регулирование отпуска теплоты

.1Рекомендации по выбору способа регулирования

2.2Отопительный температурный график. Регулирование по тепловой нагрузке на отопление

.3Расчет 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

.1Разработка плана тепловой сети

3.2Расчет расходов сетевой воды по ЦТП

.3Гидравлический расчет тепловой сети в первом приближении

4.Схема тепловой сети и гидравлический расчет во втором приближении

5.Построение пьезометрического графика

.Расчет толщины тепловой изоляции

.Расчет на прочность

7.1Расчет толщин стенок труб с учетом внутреннего давления

7.2Проверка прочности по нормальным напряжениям

.3Расчет осевых усилий на неподвижные опоры

.4Расчет криволинейных участков (отводов) на самокомпенсацию

8.Выбор насосного оборудования системы теплоснабжения

.1Основные сетевые насосы

8.2Летние сетевые насосы

.3Подпиточные насосы

.4Аварийная 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


1.1Определение 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/м² - 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°С - расчетная температура горячей воды, принятая равной;

= 5°С - 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°С - 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

№ кварталаS,гаА, м2m,МВт,МВт,МВт,МВт,МВт,МВт,МВт,МВт14,515755875,250,740,090,350,831,181,660,220,5325,63197111095,0350,930,110,431,041,472,080,280,6735,0617715984,170,830,100,390,941,321,870,250,6045,0617715984,170,830,100,390,941,321,870,250,6055,63197111095,0350,930,110,431,041,472,080,280,6765,63197111095,0350,930,110,431,041,472,080,280,6775,63197111095,0350,930,110,431,041,472,080,280,67810,1354301968,341,660,200,781,882,653,740,501,2094,515755875,250,740,090,350,831,181,660,220,53105,63197111095,0350,930,110,431,041,472,080,280,67115,0617715984,170,830,100,390,941,321,870,250,60125,0617715984,170,830,100,390,941,321,870,250,60135,63197111095,0350,930,110,431,041,472,080,280,67145,63197111095,0350,930,110,431,041,472,080,280,67155,63197111095,0350,930,110,431,041,472,080,280,67167,42259771443,191,220,150,571,381,942,740,370,88174,515755875,250,740,090,350,831,181,660,220,53185,63197111095,0350,930,110,431,041,472,080,280,67195,0617715984,170,830,100,390,941,321,870,250,60205,0617715984,170,830,100,390,941,321,870,250,60215,63197111095,0350,930,110,431,041,472,080,280,67225,63197111095,0350,930,110,431,041,472,080,280,67235,5192561069,750,900,110,421,021,442,030,270,65243,1210923606,840,510,060,240,580,821,150,150,37258,89311241729,1051,460,180,691,652,323,290,441,05268,18286381591,011,350,160,631,522,143,020,400,97276,47226511258,4151,060,130,501,201,692,390,320,77284,7816735929,710,790,090,370,891,251,770,240,57 291,635707317,0350,270,030,130,300,430,600,080,19300,5175197,250,080,010,040,090,130,180,020,06314140047780,660,080,310,741,051,480,200,4732517505972,50,820,100,390,931,311,850,250,59334,515755875,250,740,090,350,831,181,660,220,53344,515755875,250,740,090,350,831,181,660,220,53354,515755875,250,740,090,350,831,181,660,220,53364,515755875,250,740,090,350,831,181,660,220,5337517505972,50,820,100,390,931,311,850,250,59384140047780,660,080,310,741,051,480,200,47397,25253821410,1251,190,140,561,341,902,680,360,86409,06317191762,171,490,180,701,682,373,350,451,08419,94348001933,331,640,200,771,842,603,670,491,18424,515755875,250,740,090,350,831,181,660,220,53434,515755875,250,740,090,350,831,181,660,220,53449,06317191762,171,490,180,701,682,373,350,451,08457,02245771365,391,150,140,541,301,842,590,350,83465,9206561147,550,970,120,461,091,542,180,290,70Всего по генплану256894960,649720,0442,0525,0462419,747747,394466,845994,4925812,63930,332

1.2Построение 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 °С и усредненной расчетной температурой внутреннего воздуха отапливаемых зданий tвр= 18 °С;

°С в районах с расчетной температурой наружного воздуха для проектирования отопления tно ниже минус 30 °С 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,МВтtно = -2642,055,0519,7547,3966,8594,49

(+8)9,561,1519,7547,3930,4658,13> (летний период)

(>+8)00 = 12,64 = 30,33 =12,64 = 30,33Таблица 1.3 -Число часов за отопительный период со среднесуточной температурой наружного воздуха, равной и ниже данной

ГородТемпература наружного воздуха, 0С-26-20-15-10-508Архангельск0144291601123824604128

Таблица 1.4 - Расчеты для построения графика продолжительности тепловых нагрузок

tн, 0СЧисло часов,n,МВт,МВт, МВт, МВт, МВт МВт-26042,055,0519,7547,3966,8594,49-2014436,314,3619,7547,3960,4288,06-1529131,543,7919,7547,3955,0882,72-1060126,763,2119,7547,3949,7277,36-5123821,982,6419,7547,3944,3772,010246017,202,0719,7547,3939,0266,66+8 41289,561,1519,7547,3930,4658,13

Таблица 1.5 - Расчет интегрального графика продолжительности тепловых нагрузок

itн, 0С,МВтУдельная тепловая нагрузкаПриращение удельной тепловой нагрузкиКоличество часовni,Среднее количество часовПлощадиОтносительные площадиУдельная годовая тепловая нагрузка:(10)i=(10)i-1+(9)i123456789100800,00-4128---0,001830,460,4560,456412841281882,40,7350,7352038,020,5680,11224603294368,90,1440,8793-544,370,6640,09612381849177,50,0690,9484-1049,720,7440,08601919,573,60,0290,9775-1555,080,8240,0829144635,70,0140,9916-2060,420,9040,08144217,517,40,0070,9987-2666,851,00,0960726,90,0021,02562,4

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


2.1Рекомендации 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)

№УсловиеСпособ регулированияРасход сетевой водыПодключение подогревателей систем ГВСРасчетная тепловая нагрузка для выбора ЦТП (см. раздел 3.1)1По нагрузке отопления - при суммарной тепловой нагрузке 100 и более МВт;

- при суммарной тепловой нагрузке менее 100 МВтПараллельное одноступенчатое2По совмещенной нагрузке отопления и ГВС, повышенный температурный график.Последовательное двухступенчатое3По нагрузке отопленияСмешанное 4Суммарная тепловая нагрузка менее 10 МВт, независимо от соотношения По нагрузке отопленияПараллельное 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.


2.2Отопительный 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°С; = 95°С; = 70°С (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-2642,051,0015095,070,0-1531,540,750120,179,160,45-521,980,52392,5263,7450,6689,560,20450,7639,5434,44 2,2515,050,358705142,5

2.3Расчет 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


3.1Разработка 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.48.270109.62.08ТВ.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 МВт10,740,090,831,660,5320,930,111,042,080,6730,830,100,941,870,6040,830,100,941,870,6050,930,111,042,080,6760,930,111,042,080,6770,930,111,042,080,6781,660,201,883,741,2090,740,090,831,660,53100,930,111,042,080,67110,830,100,941,870,60120,830,100,941,870,60130,930,111,042,080,67140,930,111,042,080,67150,930,111,042,080,67161,220,151,382,740,88170,740,090,831,660,53180,930,111,042,080,67190,830,100,941,870,60200,830,100,941,870,60210,930,111,042,080,67220,930,111,042,080,67230,900,111,022,030,65240,510,060,581,150,37251,460,181,653,291,05261,350,161,523,020,97271,060,131,202,390,77280,790,090,891,770,57290,270,030,300,600,19300,080,010,090,180,06310,660,080,741,480,47320,820,100,931,850,59330,740,090,831,660,53340,740,090,831,660,53350,740,090,831,660,53360,740,090,831,660,53370,820,100,931,850,59380,660,080,741,480,47391,190,141,342,680,86401,490,181,683,351,08411,640,201,843,671,18420,740,090,831,660,53430,740,090,831,660,53441,490,181,683,351,08451,150,141,302,590,83460,970,121,092,180,70?42,0525,0462447,394494,4930,332

3.2Расчет 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-таловЦТПQр, МВтQор, +Qвр, МВтQmaxгв, МВтGсвво, т/чGmaxсгв,т/чGсв, т/чМВтт/ч123456891011ЦТП-1111,235,605,6360,1479,15139,303,6177,5429101718ЦТП-2311,225,595,6360,0479,15139,193,6077,33411121920ЦТП-3512,486,226,2666,8088,01154,813,9484,63613142122ЦТП-4713,836,896,9474,0097,57171,574,4495,37815162324ЦТП-52511,265,615,6560,2579,44139,693,6177,542627282930ЦТП-63114,697,327,3778,62103,62182,234,72101,383233394041ЦТП-73411,665,815,8562,4082,25144,653,7480,33353641

3.3Гидравлический 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;

? - 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 ?. Результаты расчета представлены в таблице 3.3.


Таблица 3.3 - Определение диаметров труб и расстояний между неподвижными опорами

№ уч.Нач. узелКонц. узелG, т/ч?Pн, Па/мd, мdу, мм (DN)dН, мм?, мм?К, ммLНО, м1ТЭЦУТ11171,91800,4645048010350149,12УТ1ЦТП1139,303000,16150159612052,33УТ1УТ2465,57800,333503778320136,44УТ2ЦТП2139,193000,16150159612052,35УТ2УТ3326,38800,293003257260110,86УТ3ЦТП3154,813000,17200219616068,27 УТ3ЦТП4171,573000,17200219616068,28УТ1УТ4567,04800,353503778320136,49УТ4ЦТП5139,693000,16150159612052,310УТ4УТ5427,35800,323503778320136,411УТ5ЦТП6182,233000,18200219616068,212УТ5УТ6245,12800,263003257260110,813УТ6ЦТП7144,653000,16150159612052,314УТ6ЦТП8100,473000,14150159612052,3

4.Схема тепловой сети и гидравлический расчет во втором приближении


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



где ?t - 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 ?h, м, (отдельно для подающего и обратного трубопроводов) определяются по формуле:



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


э = 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:


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

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

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


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

Результаты расчета представлены в таблице 4.2.


Таблица 4.1 - Коэффициенты местного сопротивления

УчастокТрубопроводМестные сопротивленияОтводАрматура (задвижки)Переход диаметраТройник на проходТройник ответвлениеТройник - расход. потокиТройник - сход. потокиКомпенсатор?? по трубопроводу участкаК-во??К-во??К-во??К-во??К-во??К-во??К-во??К-во??1Подающий 10,5 1 2 2,5Обратный 10,5 1 33,58Подающий 10,5 10,5 1 1,5 31,77,6Обратный 10,5 10,5 12 31,78,110Подающий10,5 1 1,5 81,7 15,6Обратный10,5 12 81,7 16,112Подающий 10,511,5 71,713,9Обратный 10,512 71,714,414Подающий20,510,510,5 121,722,4Обратный20,510,510,5 121,722,4

Таблица 4.2 - Гидравлический расчет во втором приближении

№ участкаdвн, ммlуч, мG, т/чПодающий трубопроводОбратный трубопровод?Hп+ ?Hо, мv, м/сRe?тр???h, м?Hп, мv, м/сRe?тр???h, м?Hо, м1460831171,912,00422271950,02012,50,960,961,963898 5390,02033,51,411,412,378361521567,041,57513731830,02147,63,724,691,542553 9970,02178,14,776,1810,87103611000427,351,18710349000,021515,64,138,811,162417 5200,021816,15,2711,4520,2612311873245,120,9176890330,022313,92,5211,330,898277 9840,022814,43,2314,6726,014147801100,471,6835975040,026822,418,629,921,648241 0570,027122,423,5338,2068,12

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.

,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°С;


Hнк = 0,4760?100 - 10 = 47,60 м


,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 ?HЦТП = 15 м, потери напора в оборудовании источника теплоты, в напорной его части ?Hпод = 20 м, в приемной части (перед сетевыми насосами) - ?Hобр = 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:


?Hнас = ?Hобр + ?Hо 14+ ?HЦТП + ?Hп 14+ ?Hпод =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°С - 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

950С1500С1800Сtв1650С900С1100С

При = 150°С температура = 90°С. 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°С - средняя температура окружающей среды, по СНиП 41-03-2003 она принимается равной температуре грунта, которая принята равной 5°С.

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 трубопроводовdН, ммq, Вт/мq1, Вт/мq2, Вт/мq'1, Вт/мq'2, Вт/м1501595032,717,330,115,92002196139,921,136,719,43003257951,727,347,525,23503778857,530,552,928,045048010468,036,062,633,1

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 ?из11 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, ммdН 2, ммH, м?из11, ммdиз, ммh, мb, мRкан, м?°С/ВтRгр, м?°С/Втtкан,°СRн1, м?°С/ВтRн2, м?°С/ВтB1B2?из 1, мм?из 2, мм14804801,11407601,22,10,018960,0369311,150,07880,08250,24470,226166,560,921591590,951203990,91,20,028150,0774910,590,1740,180,51070,476453,048,533773771,11206171,21,80,020110,0532111,830,0950,10,28660,261862,656,441591590,951203990,91,20,028150,0774910,590,1740,180,51070,476453,048,553253250,951205650,91,50,025740,0532811,600,1050,110,32030,293061,355,362192190,951204590,91,50,025740,0532810,100,1530,160,41950,393157,152,772192190,951204590,91,50,025740,0532811,600,1530,160,41100,377055,750,183773771,11206171,21,80,020110,0532111,830,0950,10,28660,261862,656,491591590,951203990,91,20,028150,0774910,590,1740,180,51070,476453,048,5103773771,11206171,21,80,020110,0532111,830,0950,10,28660,261862,656,4112192190,951204590,91,50,025740,0532810,100,1530,160,41950,393157,152,7123253250,951205650,91,50,025740,0532811,600,1050,110,32030,293061,355,3131591590,951203990,91,20,028150,0774910,590,1740,180,51070,476453,048,5141591590,951203990,91,20,028150,0774910,590,1740,180,51070,476453,048,5

7.Расчет на прочность


7.1Расчет 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.

? = 0,8 - коэффициент прочности сварных швов (для электросварных труб);

?adm = 146 МПа - допускаемые нормальные напряжения, принимаются по СП 41-105-2002.

Расчет толщин выполнен для участков магистрального трубопровода, полученные значения не превышают фактические толщины ? (см. табл. 7.1).


7.2Проверка прочности по нормальным напряжениям


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


здесь dн, ?, ?из - в метрах; ?ст = 7800 кг/м3- плотность стали; ?в = 1000 кг/м3- плотность воды; ?из = 100 кг/м3 - плотность изоляции, принимается по СП 41-103-2000; = 9,81 м/с² - ускорение свободного падения.

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



где N - продольное усилие, H;

Атр = ?(dн - ?)?? - 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 ?х = 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 ?lmax, м:



где ?t - коэффициент линейного температурного расширения, принимается равным 1,2?10-5 К-1;

= 150°С - 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 ?lmax.

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 ? не превышают допускаемого значения ?adm = 146 МПа.


7.3Расчет 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 ?(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 ?Fк приняты не меньше, чем 0,3 меньшего значения осевой реакции компенсатора.


Найденные осевые усилия на неподвижную опору не превышают допускаемые значения:

max = 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

№ участкаdн, м?, м?из, м?р, мa2a3a4qв, Н/мfтр, Н/мlmax, м?lmax, мFк, НN, НМ, Н?мW, м³lпо, мАвн, м²?, МПа10,480,010,140,00351002766829,81420,299941986327948147520,0036280,166126,380,3770,0080,120,002811-11718515,366,70,1409126819677491630,0017980,102318,1100,3770,0080,120,0028-1101718515,366,70,140912681-8235891630,0017980,102316,2120,3250,0070,120,0024-11-11284385,253,50,1136780-10157968480,0011680,075920,4140,1590,0060,120,001211-1389116,724,60,0525200-429558100,0002450,01718,3

Таблица 7.2 - Расчет осевых усилий на неподвижные опоры

№ опорыdвн1, ммdвн2, ммPраб???(d²вн 1 -d²вн 2)?106/4, м²a21а22Авн1, м²Авн2, м²?lmax1, мlmax2, мfтр1, Н/мfтр2, Н/м(?fтр?l), НFк1, НFк2, Н?Fк, НNно, НNmax, НН630,3610,31130332-1-10,10230,07596066566,551,6515,3385,214391126816780590180957450000Н730,3110,15964492-110,07590,0198174630131,52,1385,2116,750409678052001580226618240000

7.4Расчет криволинейных участков (отводов) на самокомпенсацию


На самокомпенсацию рассчитывается отвод УП8 на магистрали.

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



где ?l2 - температурное удлинение меньшего плеча:

= 35?1,2?10-5?(150 + 26) = 0,11 м

2 = 52,5 м - длина меньшего плеча (расстояние до ближайшей неподвижной опоры);

Е - модуль продольной упругости, равный в среднем для стали 2·105 МПа;н - наружный диаметр трубы, м;= l1 / l2 = 138/52,5 = 2,63 - отношение длины большего плеча к длине меньшего.

Получаем:



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


8.Выбор насосного оборудования системы теплоснабжения


8.1Основные 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 мсв = 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.


8.2Летние 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.


8.3Подпиточные 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 м³


Тогда


Gпод = 0,75?6141,9/100 = 46,1 т/ч

Напор подпиточных насосов определяется по формуле:


Нподп = (?Но/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 м³/ч,

напор = 110 м;

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

Количество подпиточных насосов - 3.


8.4Аварийная 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 м³/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.

.СНиП 2.04.12-86. РАСЧЕТ НА ПРОЧНОСТЬ СТАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

.СНиП 23-01-99. Строительная климатология.

.СНиП 41-02-2003 «Тепловые сети»

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

.СП 41-103-2000 «Проектирование тепловой изоляции»

.СНиП 2.104-68 Единая система конструкторской документации. Основные надписи.

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

.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.

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

.ГОСТ 2.784-96 «Единая система конструкторской документации. Обозначения условные графические. Элементы трубопроводов»

.ГОСТ 30732-2001 «Трубы и фасонные изделия стальные с тепловой изоляцией из пенополиуретана в полиэтиленовой оболочке. Технические условия»

.СНиП 2.04.01-85* «Внутренний водопровод и канализация зданий»

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

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


Разработка теплоснабжения района города Архангельск Содержание теплоснабжение отопление тепловая с

Больше работ по теме:

КОНТАКТНЫЙ EMAIL: [email protected]

Скачать реферат © 2017 | Пользовательское соглашение

Скачать      Реферат

ПРОФЕССИОНАЛЬНАЯ ПОМОЩЬ СТУДЕНТАМ