Будь умным!

У вас вопросы?
У нас ответы:) SamZan.net

Тема проекта- Теплоснабжение района города Воронеж Нормоконтролер

Работа добавлена на сайт samzan.net: 2016-03-30

Поможем написать учебную работу

Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.

Предоплата всего

от 25%

Подписываем

договор

Выберите тип работы:

Скидка 25% при заказе до 21.5.2024

Калининградский Государственный Технический Университет

Кафедра теплогазоснабжения и вентиляции

Курсовой проект

допущен к защите

руководитель

доцент Александров И.С.______________

«____» _____________ 2014 г.  

Курсовой проект защищен

с оценкой _____________

руководитель

доцент Александров И.С.___________

«____» _____________ 2014 г.  

Курсовой проект по дисциплине

«Теплоснабжение»

КП 270109.65 10-ЗТВ

Тема проекта:

Теплоснабжение района города Воронеж

Нормоконтролер

___________ /__________

Проект выполнил

студент группы 10-ЗТВ

Лицкевич Р.В. ___________

«____» _____________ 2014 г.  

г. Калининград

2014

Содержание

Введение………………………………………………………………….………………….3

  1.  Определение расчетных тепловых нагрузок, построение графиков расхода теплоты………………………………………………………………………………………….4
    1.  Определение расчетных тепловых нагрузок……………………………………4
    2.  Построение графика зависимости тепловых нагрузок от температуры наружного воздуха и графика продолжительности тепловых нагрузок. Построение интегрального графика продолжительности тепловых нагрузок...……………9
  2.  Центральное регулирование отпуска теплоты ………………………….…………....15
    1.  Рекомендации по выбору способа регулирования……………..........................15
    2.  Отопительный температурный график. Регулирование по тепловой нагрузке на отопление………………………………………………………………………16
    3.  Расчет температуры сетевой воды на выходе из первой ступени водоподогревателя, закрытые системы, смешанное подключение водоподогревателей….19
  3.  Разработка генерального плана тепловой сети и гидравлический расчет в первом приближении……………………………………………………………………………20
    1.  Разработка плана тепловой сети…………………………………………………..20
    2.  Расчет расходов сетевой воды по ЦТП.…………………………………………..23
    3.  Гидравлический расчет тепловой сети в первом приближении ………………..26
  4.  Схема тепловой сети и гидравлический расчет во втором приближении…………27
  5.  Построение пьезометрического графика……………………………………………...31
  6.  Расчет толщины тепловой изоляции………………………………...………...………32
  7.  Расчет на прочность…………………………………...………………………...……...35
    1.  Расчет толщин стенок труб с учетом внутреннего давления…………...……....35
    2.  Проверка прочности по нормальным напряжениям…………………………….35
    3.  Расчет осевых усилий на неподвижные опоры…………………………………..36
    4.  Расчет криволинейных участков (отводов) на самокомпенсацию……………..38
  8.  Выбор насосного оборудования системы теплоснабжения…………………………39
    1.  Основные сетевые насосы…………………………….………………………...…39
    2.  Летние сетевые насосы..…………………………….……………………..………39
    3.  Подпиточные насосы..…………………………….……………………………….39
    4.  Аварийная подпитка……….…………………………………………………...….39

Список литературы……………………………………………………….………………...41

   

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.  Определение расчетных тепловых нагрузок

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

Расчетная тепловая нагрузка на отопление, МВт:

,

где  qo=81 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 –25⁰С;

 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 = 3800 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/19 – 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

№ квартала

S,

га

А, м2

m

,

МВт

,

МВт

,

МВт

,

МВт

,

МВт

,

МВт

,

МВт

,

МВт

1

22,75

86450

4550

9,2

1,10

1,81

4,34

12,10

14,63

1,16

2,78

2

17,5

66500

3500

7,1

0,85

1,39

3,34

9,31

11,25

0,89

2,14

3

19,25

73150

3850

7,8

0,93

1,53

3,67

10,24

12,38

0,98

2,35

4

7

26600

1400

2,8

0,34

0,56

1,33

3,72

4,50

0,36

0,85

5

17,19

65312

3437,5

6,9

0,83

1,37

3,28

9,14

11,05

0,87

2,10

6

13,06

49637

2612,5

5,3

0,63

1,04

2,49

6,95

8,40

0,66

1,59

7

15,12

57475

3025,0

6,1

0,73

1,20

2,88

8,05

9,73

0,77

1,85

8

5,5

20900

1100,0

2,2

0,27

0,44

1,05

2,93

3,54

0,28

0,67

9

19,5

74100

3900,0

7,9

0,95

1,55

3,72

10,37

12,54

0,99

2,38

10

16,25

61750

3250,0

6,6

0,79

1,29

3,10

8,64

10,45

0,83

1,98

11

17,88

67925

3575,0

7,2

0,87

1,42

3,41

9,51

11,50

0,91

2,18

12

7,72

29331

1543,7

3,1

0,37

0,61

1,47

4,11

4,96

0,39

0,94

13

18,69

71012

3737,5

7,5

0,91

1,48

3,56

9,94

12,02

0,95

2,28

14

16,25

61750

3250,0

6,6

0,79

1,29

3,10

8,64

10,45

0,83

1,98

15

17,88

67925

3575,0

7,2

0,87

1,42

3,41

9,51

11,50

0,91

2,18

16

8,12

30875

1625,0

3,3

0,39

0,65

1,55

4,32

5,23

0,41

0,99

17

28,87

109725

5775,0

11,7

1,40

2,29

5,50

15,36

18,57

1,47

3,52

18

23,75

90250

4750,0

9,6

1,15

1,89

4,53

12,63

15,27

1,21

2,90

19

27,25

103550

5450,0

11,0

1,32

2,16

5,20

14,49

17,52

1,39

3,32

20

15,12

57475

3025,0

6,1

0,73

1,20

2,88

8,05

9,73

0,77

1,85

21

20,19

76712

4037,5

8,2

0,98

1,60

3,85

10,74

12,98

1,03

2,46

22

14,87

56525

2975,0

6,0

0,72

1,18

2,84

7,91

9,57

0,76

1,81

23

21,78

82768

4356,2

8,8

1,06

1,73

4,15

11,59

10,25

1,11

2,66

24

12,75

48450

2550,0

5,2

0,62

1,01

2,43

6,78

8,20

0,65

1,56

25

12,37

47025

2475,0

5,0

0,60

0,98

2,36

6,58

7,96

0,63

1,51

26

9,62

36575

1925,0

3,9

0,47

0,76

1,83

5,12

6,19

0,49

1,17

27

4,12

15675

825,0

1,7

0,20

0,33

0,79

2,19

2,65

0,21

0,50

28

4,47

16981

893,7

1,8

0,22

0,35

0,85

2,38

2,87

0,23

0,55

     29

9,62

36575

1925,0

3,9

0,47

0,76

1,83

5,12

6,19

0,49

1,17

30

8,59

32656

1718,7

3,5

0,42

0,68

1,64

4,57

5,53

0,44

1,05

31

9

34200

1800,0

3,6

0,44

0,71

1,72

4,79

5,79

0,46

1,10

32

6,75

25560

1345,3

2,7

0,33

0,53

1,28

3,58

4,33

0,34

0,82

33

6

22800

1200,0

2,4

0,29

0,48

1,14

3,19

3,86

0,31

0,73

34

6,75

25650

1350,0

2,7

0,33

0,54

1,29

3,59

4,34

0,34

0,82

35

7,5

28500

1500,0

3,0

0,36

0,60

1,43

3,99

4,82

0,38

0,92

36

9,75

37050

1950,0

3,9

0,47

0,77

1,86

5,19

6,27

0,50

1,19

37

12

45600

2400,0

4,8

0,58

0,95

2,29

6,38

9,65

0,61

1,46

38

5,62

21375

1125,0

2,3

0,27

0,45

1,07

2,99

3,62

0,29

0,69

39

11,25

42750

2250,0

4,5

0,55

0,89

2,14

5,98

7,23

0,57

1,37

40

12,19

46312

2437,5

4,9

0,59

0,97

2,32

6,48

7,84

0,62

1,49

41

6,56

24937

1312,5

2,7

0,32

0,52

1,25

3,49

4,22

0,33

0,80

42

12,65

48093

2531,2

5,1

0,61

1,01

2,41

6,73

8,14

0,64

1,54

43

17,6

66880

3400,0

6,9

0,82

1,35

3,24

9,04

11,62

0,86

2,07

44

18,06

68637

3612,5

7,3

0,88

1,43

3,44

9,61

11,62

0,92

2,20

45

19,12

72625

3822,4

7,7

0,93

1,52

3,64

10,17

12,29

0,97

2,33

46

17

64600

3400,0

6,9

0,82

1,35

3,24

9,04

10,93

0,86

2,07

Всего по генплану

630,28

2395069

126056,3

254,6

30,56

50,07

120,16

335,25

405,34

32,04

76,90


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

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

;

 при ,

 при

Здесь tн – текущая температура наружного воздуха, 0С;

tно = -25 0С – расчетная температура наружного воздуха для проектирования  отопления, 0С;

tнв = -25 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. Примеры расчетов и графиков для данного района города показаны в таблицах 1.3…1.5 и на рис. 1.1, 1.2.


                                                                                                     

          Таблица 1.2 - Зависимость тепловых нагрузок от температуры наружного воздуха

tн, 0С

,

МВт

,

МВт

,

МВт

,

МВт

,

МВт

,

МВт

tно = -25

254,6

30,56

50,07

120,16

335,25

405,25

(+8)

59,21

7,11

50,07

120,16

77,97

94,24

>  (летний период)

(>+8)

0

0

= 32,04

= 76,9

=32,04

= 76,9

                             

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

Город

-30

-25

-20

-15

-10

-5

0

8

Воронеж

7

34

144

470

1020

1850

3380

4780

         

                                                                                              

              Таблица 1.4  -  Расчеты для построения графика продолжительности тепловых нагрузок

tн, 0С

Число часов,

n

,

МВт

,

МВт

,

МВт

,

МВт

,

МВт

,

МВт

-30

7

284,20

34,11

50,07

120,16

368,39

438,48

-25

34

254,6

30,56

50,07

120,16

335,23

405,32

-20

144

225,00

27,01

50,07

120,16

302,07

372,16

-15

470

195,39

23,45

50,07

120,16

268,91

339,00

-10

1020

165,79

19,90

50,07

120,16

235,76

305,85

-5

1850

136,18

16,35

50,07

120,16

202,60

272,69

0

3380

106,58

12,79

50,07

120,16

169,44

239,53

8

4780

59,21

7,11

50,07

120,16

116,39

186,48

                                 

                                                                                            

                Таблица 1.5 – Расчет интегрального графика продолжительности тепловых нагрузок

i

tн, 0С

,

МВт

Удельная тепловая нагрузка

Приращение удельной тепловой нагрузки

Количество часов

ni,

Среднее количество часов

Площади

Относительные площади

Удельная годовая тепловая нагрузка:

(10)i=(10)i-1+(9)i

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

0

8

0

0

-

4780

-

-

-

0

1

8

116,39

0,62

0,624

4780

4780

2983,36

0,85813

0,85813

??

0

169,44

0,71

0,083

3380

4080

339,66

0,09770

0,95582

??

-5

202,60

0,74

0,036

1850

2615

93,05

0,02676

0,98259

??

-10

235,76

0,77

0,028

1020

1435

39,99

0,01150

0,99409

??

-15

268,91

0,79

0,022

470

745

16,70

0,00480

0,99889

??

-20

302,07

0,81

0,018

144

163

3,00

0,00086

0,99976

7

-25

335,23

0,83

0,015

34

55

0,85

0,00024

1,00000

3476,6

     

 

          

                                                        

   


               

 

 

 

Рис. 1.2 – Интегральный график продолжительности тепловых нагрузок


  1.  Центральное регулирование отпуска теплоты
    1.  Рекомендации по выбору способа регулирования.

Рекомендации по выбору способа регулирования представлены в таблицах 2.1.

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

№

Условие

Способ регулирования

Расход сетевой воды

Подключение подогревателей систем ГВС

Расчетная тепловая нагрузка для выбора ЦТП (см. раздел 3.1)

1

По нагрузке отопления

 - при суммарной тепловой нагрузке 100 и более МВт;

 - при суммарной тепловой нагрузке менее 100 МВт

Параллельное одноступенчатое

2

По совмещенной нагрузке отопления и ГВС, повышенный температурный график.

Последовательное двухступенчатое

3

По нагрузке отопления

Смешанное

4

Суммарная тепловая нагрузка менее 10 МВт, независимо от соотношения

По нагрузке отопления

Параллельное или смешанное

 

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

                                =50,07/254,6= 0,197                   

Таким образом способ регулирования – по нагрузке отопления. Подключение подогревателей системы ГВС – последовательное двухступенчатое.

  1.  Отопительный температурный график. Регулирование по тепловой нагрузке на отопление.

В курсовом проекте принято центральное качественное регулирование отпуска теплоты. В качестве базовых потребителей теплоты приняты  местные системы отопления с зависимым (элеваторным) их присоединением к тепловым сетям. Расчет выполнен для четырёх значений температур наружного воздуха tн (см. таблицу 2.2).

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

При этом принимается:

= 130°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:

= 130 – 70 = 60°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  =700 С = 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

-25

254,6

1

130

95

70

-15

195,39

0,73

107,49

82,06

63,90

-5

136,18

0,67

91,59

69,76

51,26

8

59,21

0,51

64,79

57,17

34,27

4,15

82,00

0,54

70,00

59,58

46,08


               

                  

                             

                         


  1.   Расчет температуры сетевой воды на выходе из первой ступени водо-подогревателя, 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.

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

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

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

  •  количество кварталов, объединяемых одним ЦТП – от 2 до 6;
  •  тепловая нагрузка одного ЦТП – от 8 до 50 МВТ, она определяется суммированием расчетных тепловых нагрузок кварталов, которые определяются по формулам, приведенным в таблице 2.1.;
  •  ЦТП должен находиться в центре обслуживаемой территории.

   Узлы трубопроводов и ЦТП на плане нумеруются. Для выбора ЦТП составить дополнительная таблица 3.1.

   План показан на чертеже  № КПТС.48.270109.62.09-ЗТВ.ЗО лист 2.

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

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

№ кв

,

МВт

,

МВт

, см табл. 2.1,

МВт

,

см табл. 2.1,

МВт

МВт

1

9,2

1,1

4,34

12,1

2,78

2

7,1

0,85

3,34

9,31

2,14

3

7,8

0,93

3,67

10,24

2,35

4

2,8

0,34

1,33

3,72

0,85

5

6,9

0,83

3,28

9,14

2,1

6

5,3

0,63

2,49

6,95

1,59

7

6,1

0,73

2,88

8,05

1,85

8

2,2

0,27

1,05

2,93

0,67

9

7,9

0,95

3,72

10,37

2,38

10

6,6

0,79

3,1

8,64

1,98

11

7,2

0,87

3,41

9,51

2,18

12

3,1

0,37

1,47

4,11

0,94

13

7,5

0,91

3,56

9,94

2,28

14

6,6

0,79

3,1

8,64

1,98

15

7,2

0,87

3,41

9,51

2,18

16

3,3

0,39

1,55

4,32

0,99

17

11,7

1,4

5,5

15,36

3,52

18

9,6

1,15

4,53

12,63

2,9

19

11

1,32

5,2

14,49

3,32

20

6,1

0,73

2,88

8,05

1,85

21

8,2

0,98

3,85

10,74

2,46

22

6

0,72

2,84

7,91

1,81

23

8,8

1,06

4,15

11,59

2,66

24

5,2

0,62

2,43

6,78

1,56

25

5

0,6

2,36

6,58

1,51

26

3,9

0,47

1,83

5,12

1,17

27

1,7

0,2

0,79

2,19

0,5

28

1,8

0,22

0,85

2,38

0,55

29

3,9

0,47

1,83

5,12

1,17

30

3,5

0,42

1,64

4,57

1,05

31

3,6

0,44

1,72

4,79

1,1

32

2,7

0,33

1,28

3,58

0,82

33

2,4

0,29

1,14

3,19

0,73

34

2,7

0,33

1,29

3,59

0,82

35

3

0,36

1,43

3,99

0,92

36

3,9

0,47

1,86

5,19

1,19

37

4,8

0,58

2,29

6,38

1,46

38

2,3

0,27

1,07

2,99

0,69

39

4,5

0,55

2,14

5,98

1,37

40

4,9

0,59

2,32

6,48

1,49

41

2,7

0,32

1,25

3,49

0,8

42

5,1

0,61

2,41

6,73

1,54

43

6,9

0,82

3,24

9,04

2,07

44

7,3

0,88

3,44

9,61

2,2

45

7,7

0,93

3,64

10,17

2,33

46

6,9

0,82

3,24

9,04

2,07

∑

254,6

30,56

120,16

335,25

76,9



  1.  Расчет расходов сетевой воды по ЦТП

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

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

  

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

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

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

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

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

Таблица 3.2 - Определение расчетных расходов сетевой воды по ЦТП

№ ЦТП

№ квар-талов

ЦТП

Qр, МВт

Qор, +Qвр, МВт

Qmaxгв, МВт

Gсвво, т/ч

Gmaxсгв,

Gсв, т/ч

МВт

т/ч

т/ч

1

2

3

4

5

6

8

9

10

11

1

1

37.5

31.91

13.45

456.95

166,8

623.74

8.61

161.52

 

2

5

6

2

3

24.94

21.17

8.93

303.15

110,3

413.89

5.72

107.31

 

24,94

 

4

7

8

3

9

37.59

32.04

13.48

458.81

167,2

625.97

8.62

161.71

 

 

 

10

13

14

4

11

27.45

23.3

9.84

333.65

122,7

455.68

6.29

118.1

 

 

 

12

15

16

5

17

34.01

29

12.19

415.27

38.0

453.0

7.79

146.11

 

 

21

22

6

18

27.12

23.07

9.73

330.36

120.7

451.0

6.22

116.69

 

19

7

20

23.31

22.51

9.46

322.34

117.3

439.65

6.07

113.81

 

 

23

24

8

25

25.45

21.63

9.12

309.74

113.1

422.83

5.83

109.37

 

 

 

 

 

26

27

31

32

33

9

28

21.25

18.04

7.61

258.33

94.8

352.7

4.88

91.55

 

 

 

 

29

30

35

36

10

37

35.92

28.9

12.18

413.84

148.56

562.41

7.79

146.14

 

 

 

 

38

39

43

44

11

40

 

 

35,91

 

 

 

 

30,57

 

 

 

 

12,86

 

 

 

 

437,76

 

 

 

 

157.48

 

 

 

 

597.23

 

 

 

 

8,23

 

 

 

 

154.40

 

 

 

 

 

 

41

42

45

46

∑                                                                                                       5398.4                      1426.7

  1.  Гидравлический расчет тепловой сети в первом приближении

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

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


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

ρ – 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 δ. Результаты расчета представлены в таблице 3.3.

Таблица 3.3 - Определение диаметров труб  и расстояний между неподвижными опорами

№ уч.

Нач. узел

Конц. узел

G, т/ч

ΔPн, Па/м

d, м

dу, мм (DN)

dН, мм

δ, мм

λК, мм

LНО, м

1

ТЭЦ

УТ1

5630,40

80

0,842

1000

1020

10

350

100

2

УТ1

ЦТП6

472,22

300

0,255

250

273

7

120

80

3

УТ1

УТ2

2792,89

80

0,645

700

720

10

320

100

4

УТ2

ЦТП1

653,05

300

0,289

300

325

7

120

80

5

УТ2

УТ3

2139,84

80

0,583

600

630

8

260

100

6

УТ3

ЦТП3

655,35

300

0,289

300

325

7

160

80

7

УТ3

УТ4

1484,50

80

0,507

500

530

8

160

100

8

УТ4

ЦТП5

453,27

300

0,251

250

273

7

320

80

9

УТ4

УТ5

1031,22

80

0,442

500

530

8

120

100

10

УТ5

ЦТП8

442,71

300

0,251

250

325

7

320

80

11

УТ5

ЦТП10

588,51

300

0,278

300

325

7

160

80

12

УТ1

УТ6

2587,28

80

0,626

700

720

10

260

100

13

УТ6

ЦТП2

633,66

300

0,286

300

325

7

120

80

14

УТ6

УТ7

2824,01

80

0,648

700

720

10

120

100

15

УТ7

ЦТП4

477,12

300

0,256

250

273

7

120

80

16

УТ7

УТ8

1454,81

80

0,503

500

530

8

320

100

17

УТ8

ЦТП7

460,27

300

0,253

250

273

7

160

80

18

УТ8

УТ9

994,54

80

0,436

500

530

8

260

100

19

УТ9

ЦТП9

369,28

300

0,233

250

273

7

120

80

20

УТ9

ЦТП11

625,26

400

0,359

400

426

7

120

100

  1.  Схема тепловой сети и гидравлический расчет во втором

приближении

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

где αt – 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 Δh, м, (отдельно для подающего и обратного трубопроводов) определяются по формуле:

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

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

dвн – внутренний диаметр трубопровода, м;

– протяженность участка трубопровода, м;

– сумма коэффициентов местного сопротивления (табл. 5.1);

w - скорость потока сетевой воды, м/с:

 G – расход сетевой воды, т/ч;

 Re – число Рейнольдса:

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

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

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

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

Результаты расчета представлены в таблице 4.2.


Таблица 4.1 - Коэффициенты местного сопротивления

Участок

Трубопровод

Местные сопротивления

Отвод

Арматура (задвижки)

Переход диаметра

Тройник на проход

Поворот 90°

Тройник - расход. потоки

Тройник - сход. потоки

Компенсатор

∑ξ по трубопроводу участка

К-во

∑ξ

К-во

∑ξ

К-во

∑ξ

К-во

∑ξ

К-во

∑ξ

К-во

∑ξ

К-во

∑ξ

К-во

∑ξ

1

Подающий

1

0,5

 

 

 1

 2

 

 

2,5

Обратный

1

0,5

 

 

 1

 3

3,5

12

Подающий

2

0,5

 1

0,5 

1

1

 

 

 

 

2

1,7

5,9

Обратный

2

0,5

 1

0,5

1

1

 

 

 

 

2

1,7

5,9

14

Подающий

2

 0,5

 1

0,5 

 

 

 

 

2

1,7 

4,9

Обратный

2

 0,5

1 

0,5 

 

 

 

 

2

1,7 

4,9

16

Подающий

2

0,5 

1

0,5

 

 

 

 

4

1,7

8,3

Обратный

2

0,5 

1

0,5

 

 

 

 

4

1,7

8,3

18

Подающий

2

0,5

1

0,5

 

 

 

 

 

 

3

1,7

6,6

Обратный

2

0,5

1

0,5

 

 

 

 

 

 

3

1,7

6,6

20

Подающий

1

0,5

1

0,5

 1

 1

 

 

 

 

4

1,7

8,8

Обратный

1

0,5

1

0,5

 1

 1

 

 

 

 

4

1,7

8,8


Таблица 4.2 -  Гидравлический расчет во втором приближении

№ участка

dвн, мм

lуч, м

G, т/ч

Подающий трубопровод

Обратный трубопровод

ΔHп+ ΔHо, м

v, м/с

Re

λтр

∑ξ

Δh, м

ΔHп, м

v, м/с

Re

λтр

∑ξ

Δh, м

ΔHо, м

1

1000

100

5398,41

1,954

4719406

0,147

2,5

3,35

3,35

1,953

1 942 921

0,147

3,5

3,54

3,54

6,88

12

704

310

2471,24

1,805

3068767

0,114

5,9

9,29

12,63

1,804

1 263 373

0,114

5,9

9,28

12,81

25,45

14

616

280

1845,27

1,760

2618786

0,140

4,9

10,85

23,49

1,759

1 078 122

0,140

4,9

10,84

23,65

47,14

16

516

400

1389,59

1,889

2354280

0,118

8,3

18,16

41,65

1,888

969 228

0,118

8,3

18,14

41,79

83,44

18

516

300

949,94

1,291

1609408

0,140

6,6

7,50

49,15

1,290

662 573

0,140

6,6

7,49

49,28

98,44

20

412

354

597,23

1,273

1267270

0,124

8,8

9,51

58,66

1,273

521 719

0,124

8,8

9,50

58,78

117,44


  1.  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 для систем отопления со стальными нагревательными приборами а так же для калориферов вентиляционных систем 0,8 МПа, соответствует напору в обратном трубопроводе 70 м водяного столба, т.е:

Hобр ≤ 70 м;  Hобр = 58,78 м < 70 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.

60,2 > 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 = 60 м < 120 м – условие выполняется;
  •  напор в подающем трубопроводе должен обеспечить условие невскипания сетевой воды, которое может быть выражено следующим образом:

где = 0,270 МПа – давление насыщенных паров воды, соответствующее температуре сетевой воды в подающей магистрали = 130°С;

Hнк = 0,270∙100 - 10 = 17.0 м

60 > 17,0 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 ΔHЦТП = 15 м, потери напора в оборудовании источника теплоты, в напорной его части ΔHпод = 20 м, в приемной части (перед сетевыми насосами) – ΔHобр = 5 м.

Уровень статического напора с учетом рельефа (64 м – наиболее возвышенная точка в рассматриваемом районе):

+ 64 = 29 + 64 = 93 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 (17,0 м. вод. ст.). Линии потерь давления построены по данным гидравлического расчета.

Полный напор насоса:

ΔHнас = ΔHобр + ΔHо 20+ ΔHЦТП + ΔHп 20+ ΔHпод =5 +58,8 + 15 + 58,6 + 20 = 157,4 м

  1.  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

950С

1500С

1800С

tв1

650С

900С

1100С

При = 130°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 трубопроводов

dН, мм

q, Вт/м

q1, Вт/м

q2, Вт/м

q'1, Вт/м

q'2, Вт/м

250

273

71

46,4

24,6

53,4

28,7

300

325

79

51,6

27,4

59.4

31.4

400

426

104

68,0

36,0

78,2

41,4

500

530

113

73, 9

39.1

85,0

45,0

600

630

129

84,3

44,6

97,0

51,3

700

730

144

94,1

49,8

108,3

57,3

1000

1020

192

125,5

66,7

144,4

76,4

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 δиз11 принимается равной максимально допустимому значению по СНиП 41-03-2003, после чего определяется наружный диаметр трубопроводов с изоляцией dиз. Минимальные размеры канала в свету определяются с учетом требований СНиП 41-02-2003 к расстояниям между трубопроводами и до конструкций канала. Окончательно размеры выбираются из числа типовых по альбому серии 3.006.1-2.87.

- термическое сопротивление грунта, м°С/Вт,

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

= 1,92 Вт/(м∙°С) – теплопроводность грунта (песок), принимается по СП 41-103-2000.

Толщины изоляции, м, определяются по формулам:

для подающего трубопровода

для обратного трубопровода

,  - наружные диаметры подающего и обратного трубопровода, м.

,

,

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

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

Результаты расчета представлены в таблице 6.3.


Таблица 6.3 - Результаты расчета толщины изоляции

№ уч.

dН 1, мм

dН 2,  мм

H, м

δиз11, мм

dиз, мм

h, м

b, м

Rкан, м∙°С/Вт

Rгр, м∙°С/Вт

tкан,°С

Rн1, м∙°С/Вт

Rн2, м∙°С/Вт

B1

B2

δиз 1, мм

δиз 2, мм

1

1020

1020

1,1

140

1160

2,8

3,1

0,009840

0,015926

10,997

0,0387

0,04

0,151

0,139

82,848

76,32

2

273

273

0,95

120

393

0,8

1,4

0,028435

0,057438

13,063

0,117

0,13

0,358

0,319

58,740

51,29

3

720

720

1,1

140

860

1,6

3

0,013873

0,007243

9,021

0,053

0,055

0,187

0,178

74,229

70,24

4

325

325

0,95

120

445

1

1,6

0,023523

0,049196

12,598

0,101

0,11

0,325

0,292

62,324

55,16

5

630

630

0,95

140

770

1,2

2,1

0,018957

0,025319

12,554

0,059

0,062

0,200

0,180

69,608

62,29

6

325

325

0,95

120

445

1

1,6

0,023523

0,049196

12,598

0,101

0,11

0,325

0,292

62,324

55,16

7

530

530

0,95

140

670

1,2

2,1

0,018957

0,025319

11,617

0,071

0,075

0,230

0,211

68,558

62,12

8

273

273

1,1

120

393

0,8

1,4

0,028435

0,069051

13,063

0,117

0,13

0,358

0,319

58,740

51,29

9

530

530

0,95

140

670

1,3

2,3

0,017429

0,017870

11,617

0,071

0,075

0,230

0,211

68,558

62,12

10

273

273

1,0

120

393

0,8

1,4

0,028435

0,069051

13,063

0,117

0,13

0,358

0,319

58,740

51,29

11

325

325

0,95

120

445

1

1,6

0,023523

0,053306

12,598

0,101

0,11

0,325

0,292

62,324

55,16

12

720

720

0,95

140

860

1,6

3

0,013873

0,007243

9,021

0,053

0,055

0,187

0,178

74,229

70,24

13

273

273

0,95

120

393

0,8

1,4

0,028435

0,057438

13,063

0,117

0,13

0,358

0,319

58,740

51,29

14

630

630

0,95

140

770

1,2

2,1

0,018957

0,025319

12,554

0,059

0,062

0,200

0,180

69,608

62,29

15

273

273

1,1

120

393

1,2

1,8

0,020106

0,053207

13,063

0,117

0,13

0,358

0,319

58,740

51,29

16

530

530

0,95

140

670

1,8

2,1

0,014936

0,034897

11,617

0,071

0,075

0,230

0,211

68,558

62,12

17

273

273

0,95

120

393

0,8

1,4

0,028435

0,057438

13,063

0,117

0,13

0,358

0,319

58,740

51,29

18

530

530

0,95

140

670

1,8

2,1

0,014936

0,034897

11,617

0,071

0,075

0,230

0,211

68,558

62,12

19

273

273

0,95

120

393

0,8

1,4

0,028435

0,057438

13,063

0,117

0,13

0,358

0,319

58,740

51,29

20

426

426

0,95

140

566

1,4

1,5

0,019991

0,065045

16,696

0,081

0,09

0,232

0,239

55,507

57,49


  1.  Расчет на прочность
    1.  Расчет толщин стенок труб с учетом внутреннего давления

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

где dн – наружный диаметр трубы, мм;

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

pp = 0,01∙Hpаб = 0,01∙115 = 1,15 МПа;

тогда  pи = 1,5∙1,15 = 1,73 МПа ≥ 1,6 МПа.

 φ = 0,8 – коэффициент прочности сварных швов (для электросварных труб);

σadm = 146 МПа – допускаемые нормальные напряжения, принимаются по СП 41-105-2002.

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

  1.  Проверка прочности по нормальным напряжениям

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

здесь dн, δ, δиз – в метрах; ρст = 7800 кг/м3– плотность стали; ρв = 1000 кг/м3– плотность воды; ρиз = 100 кг/м3 – плотность изоляции, принимается по СП 41-103-2000;  = 9,81 м/с² – ускорение свободного падения.

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

где N – продольное усилие, H;

Атр = π(dн – δ)∙δ – 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 μх = 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 Δlmax, м:

где αt – коэффициент линейного температурного расширения, принимается равным 1,2∙10-5 К-1;

= 130°С – расчетная температура сетевой воды в подающей магистрали;

tно = –25°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 Δlmax.

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 σ не превышают допускаемого значения σadm = 146 МПа.

  1.  Расчет осевых усилий на неподвижные опоры

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

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

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

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

где , , , - соответственно силы трения и расстояния до компенсаторов по одну и другую сторону неподвижной опоры (из табл. 8.1).

Величины Δ(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 ΔFк приняты не меньше, чем 0,3 меньшего значения осевой реакции компенсатора.

Найденные осевые усилия на неподвижную опору не превышают допускаемые значения:  Nmax = P∙104, где P – максимальное осевое усилие на опору, тс (зависит от DN).

Результаты расчета представлены в таблице7.2.


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

№ участка

dн, м

δ, м

δиз, м

δр, м

a2

a3

a4

qв, Н/м

fтр, Н/м

lmax, м

Δlmax, м

Fк, Н

N, Н

М, Н∙м

W, м³

lпо, м

Авн, м²

σ, МПа

1

1,020

0,01

0,14

0,0075

1

0

0

41,13

12,34

100

0,186

13440,9

994258,77

771

0,01586

15

0,785

31,40

12

0,720

0,01

0,14

0,0053

0

1

-1

40,63

12,19

100

0,186

9139,8

13899,79

488

0,00780

12

0,385

0,53

14

0,630

0,008

0,14

0,0046

0

1

0

47,75

14,33

100

0,186

10752,7

14113,60

573

0,00480

12

0,296

0,90

16

0,530

0,007

0,14

0,0390

1

1

-1

50,66

15,20

100

0,186

8064,5

272698,66

530

0,00297

11,2

0,209

24,01

18

0,530

0,007

0,14

0,0039

1

1

-1

50,66

15,20

100

0,186

8064,5

271118,66

530

0,00297

11,2

0,209

24,01

20

0,426

0,007

0,12

0,0031

1

1

-1

34,56

10,37

100

0,186

10752,7

169596,85

361

0,00190

11,2

0,133

19,77

Таблица 7.2 - Расчет осевых усилий на неподвижные опоры

№ опоры

dвн1, мм

dвн2, мм

Pраб∙π∙(d²вн 1 -d²вн 2)∙106/4, м²

a21

а22

Авн1, м²

Авн2, м²

Δ

lmax1, м

lmax2, м

fтр1, Н/м

fтр2, Н/м

(Δfтр∙l), Н

Fк1, Н

Fк2, Н

ΔFк, Н

Nно, Н

Nmax, Н

Н43

0,614

0,514

14174,9

-1

-1

0,134

0,076

100

100

14,33

15,20

14391

10752,7

8064,5

2688,2

12185,3

12185,3

Н53

0,514

0,411

11972,6

-1

1

0,109

0,020

100

100

15,20

10,37

50409

8064,5

10752,7

2688,2

273983,2

273983,2


  1.  Расчет криволинейных участков (отводов) на самокомпенсацию

На самокомпенсацию рассчитывается отвод УП3 на магистрали.

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

где Δl2 – температурное удлинение меньшего плеча:

= 34∙1,2∙10-5∙(130 + 25) = 0,58 м

l2 = 23,7 м – длина меньшего плеча (расстояние до ближайшей неподвижной опоры);

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

dн – наружный диаметр трубы, м;

n = l1 / l2 = 34/23,7 = 2,63 – отношение длины большего плеча к длине меньшего.

Получаем:

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

  1.  Выбор насосного оборудования системы теплоснабжения
    1.   Основные сетевые насосы

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

Нн = (225.4 – 93) + 20 + 5 = 157,4 м

Gсв = 5458,86 т/ч

Марка сетевого насоса: СЭ 3200-160, в количестве 2-х штук.

Технические характеристики:

  •  расход сетевого насоса=3200 т/ч,
  •  напор сетевого насоса= 160 м;
  •  мощность двигателя/частота вращения N = 1530/3000 кВт/об/мин

Выбранные насосы имеют запас по производительности и напору ≈ 20%.

Количество насосов — четыре, два рабочих, два из них являются резервными.

  1.  Летние сетевые насосы

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

Gлсв = 1426,1 т/ч

Напор летних насосов определяется по формуле:

 Нл = 157,4*(1426,1/5398,4)2 = 11,0 м

Марка летнего сетевого насоса: СЭ 1600-50

Технические характеристики:

  •  расход летнего сетевого насоса= 1600 т/ч,
  •  напор летнего сетевого насоса= 50 м;
  •  мощность двигателя/частота вращения N = 234/1500 кВт/об/мин

Количество насосов — два, один из них является резервным.

  1.  Подпиточные насосы

Производительность подпиточных насосов в закрытых системах теплоснабжения:

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

Vводы = 65∙405,34 = 26347 м³

Тогда    

Gпод = 0,75∙26347/100 = 197,6 т/ч

Напор подпиточных насосов определяется по формуле:

Нподп = Нст + 100 кПа + 0,05· ( Нст + 100 кПа) = 29 м + 10 м + 1.95 м

Нподп = 40.95 м

Марка подпиточного насоса: СЭ 250-50

Технические характеристики:

  •  подача= 250 м³/ч,
  •  напор = 50 м;
  •  мощность двигателя/частота вращения N = 41/3000 Вт/об/мин

Количество подпиточных насосов – 2.

  1.  Аварийная подпитка

Производительность аварийной подпитки:

Gав = 2,0∙26347/100 = 526,9 т/ч

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

Нав = 40.95 м

Марка аварийного подпиточного насоса: СЭ-800-55-16

Технические характеристики:

  •  подача= 800 м³/ч,
  •  напор = 55 м;
  •  мощность двигателя/частота вращения N = 132/1500 кВт/об/мин

Количество аварийных насосов – 2.

Список литературы

  1.  ГОСТ 21.605-82. Система проектной документации для строительства. Сети тепловые (тепломеханическая часть). Рабочие чертежи.
  2.  СНиП 2.04.12-86.  РАСЧЕТ НА ПРОЧНОСТЬ СТАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
  3.  СНиП 23-01-99. Строительная климатология.
  4.  СНиП 41-02-2003 «Тепловые сети»
  5.  СНиП 41-03-2003 «Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов»
  6.  СП 41-103-2000 «Проектирование тепловой изоляции»
  7.  СНиП 2.104-68 Единая система конструкторской документации. Основные надписи.
  8.  «Теплоснабжение»: Информ. бюл. Главгосэнергонадзора РФ. — М. N 3(18) . — 2000. —12 с.: ил.
  9.  Теплоснабжение: Учебник для вузов/ А. А. Ионин, Б. M. Хлыбов, В. H. Братенков, E. H. Терлецкая; Под ред. А.А. Ионина. — M.: Стройиздат, 1982.—336 с.
  10.  Соколов Е.А. «Теплофикация и тепловые сети» РФ — М., 2001.
  11.  ГОСТ 2.784-96 «Единая система конструкторской документации. Обозначения условные графические. Элементы трубопроводов»
  12.  ГОСТ 30732-2001 «Трубы и фасонные изделия стальные с тепловой изоляцией из пенополиуретана в полиэтиленовой оболочке. Технические условия»
  13.  СНиП 2.04.01-85* «Внутренний водопровод и канализация зданий»
  14.  РД 10-249-98 «НОРМЫ РАСЧЕТА НА ПРОЧНОСТЬ СТАЦИОНАРНЫХ КОТЛОВ И ТРУБОПРОВОДОВ ПАРА И ГОРЯЧЕЙ ВОДЫ»
  15.  РД 10-400-01 «Нормы расчета на прочность трубопроводов тепловых сетей»

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

2

КП 270109.65.10-ЗТВ

КП.ТС.48.270109.65.07ТВ ПЗ

 Разраб.

Лицкевич Р.В.

Провер.

Александров И.С.

 Н. Контр.

 Утвердил

Теплоснабжение района города Воронеж

Лит.

Листов

 41

КГТУ, гр. 10-ЗТВ

Кафедра ТГВ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

3

КП 270109.65.10-ЗТВ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

4

КП 270109.65.10-ЗТВ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

5

КП 270109.65.10-ЗТВ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

6

КП 270109.65.10-ЗТВ

КП 270109.65.10-ЗТВ

7

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

Продолжение табл. 1.1

Окончание табл. 1.1

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

8

КП 270109.65.10-ЗТВ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

9

КП 270109.65.10-ЗТВ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

10

КП 270109.65.10-ЗТВ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

11

КП 270109.65.10-ЗТВ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

2

КП 270109.65.10-ЗТВ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

13

КП 270109.65.10-ЗТВ

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

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

14

КП 270109.65.10-ЗТВ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

15

КП 270109.65.10-ЗТВ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

16

КП 270109.65.10-ЗТВ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

17

КП 270109.65.10-ЗТВ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

18

КП 270109.65.10-ЗТВ

Рисунок 2.1 – Температурный график закрытой системы теплоснабжения

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

19

КП 270109.65.10-ЗТВ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

20

КП 270109.65.10-ЗТВ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

21

КП 270109.65.10-ЗТВ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

22

КП 270109.65.10-ЗТВ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

23

КП 270109.65.10-ЗТВ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

24

КП 270109.65.10-ЗТВ

КП 270109.65.10-ЗТВ

26

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

Окончание табл. 3.2

КП 270109.65.10-ЗТВ

25

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

27

КП 270109.65.10-ЗТВ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

28

КП 270109.65.10-ЗТВ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

29

КП 270109.65.10-ЗТВ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

30

КП 270109.65.10-ЗТВ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

31

КП 270109.65.10-ЗТВ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

32

КП 270109.65.10-ЗТВ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

33

КП 270109.65.10-ЗТВ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

35

КП 270109.65.10-ЗТВ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

37

КП 270109.65.10-ЗТВ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

38

КП 270109.65.10-ЗТВ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

39

КП 270109.65.10-ЗТВ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

40

КП 270109.65.10-ЗТВ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

41

КП 270109.65.10-ЗТВ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

 42

КП 270109.65.10-ЗТВ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

43

КП 270109.65.10-ЗТВ

КП 270109.65.10-ЗТВ

34

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

КП 270109.65.10-ЗТВ

36

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.




1.  Схематично отобразите организационноправовую систему управления Вооруженными силами РФ
2. Реферат История паровой машины
3. Лица с ограниченными возможностями пожилого возраста и их медико-социальная реабилитация
4. Навіювання є один із способів впливу одних осіб на інших яке може відбуватися як навмисно так і не навмисно
5. Облако Оорта.html
6. ЗАДАНИЕ 2 для группы 42121 номер варианта соответствует номеру по списку ~ номер варианта Найти-
7. Изъявительное повелительное сослагательное Наклонение ~ форма глагола при помощи которой говорящий пок
8. .За походженням ~ офіційний документ за місцем виникнення ~ зовнішній за спрямуванням ~ господарськодогов
9. Запис виконання та правка Автоматизація виконання задач за допомогою макросів Макрос це серія ком
10. способствовать развитию творческого оригинального мышления у каждого человека
11. Прокурорский надзор
12. Тема- Поиски путей модернизации России в XIX начале XX вв
13. Reported speech ldquo;Ws-were llowed tordquo; is used insted Physicl or mentl bility Cn Generl- I cn red fst I know.html
14. ВАРИАНТ С4 УКАЖИТЕ ТОЛЬКО ОДИН ПРАВИЛЬНЫЙ ОТВЕТ 001
15. 1 Опишите современную систему документации обеспечения управления предприятием организацией учреждением.
16. I ГРАФСКИЙ СЫН И КОРОЛЕВСКАЯ ДОЧЬ Случилось это 5 мая 1551 года
17. Видавництво А.С.К
18. Методические рекомендации по подготовке реферата презентации по дисциплине Синергетические концепции уп
19. DS.- Комбинированный ожог обоих глаз I ст
20. груши Шеклакова м

Материалы собраны группой SamZan и находятся в свободном доступе