Введение
Стратегическим направлением развития теплоснабжения в Республике Беларусь должно стать: увеличение доли комбинированной выработки тепла и электроэнергии на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ), как наиболее эффективного способа использования топлива; создание условий, когда потребитель тепла будет иметь возможность самостоятельно определять и устанавливать величину его потребления.
Для реализации этого направления в первую очередь необходимо определить место теплофикации в общей структуре энергетики республики. Большинство руководителей областных энергосистем, сталкиваясь с проблемами, связанными с теплоснабжением готовы избавиться от тепловых сетей, которые являются неотъемлемой частью системы теплоснабжения. Тепловые сети – это средство производства, без которого продукт называемый: «тепловой энергией» не является таковым. Тепловая энергия, как и электрическая, приобретает свойства товара в момент её потребления.
Разделение электроэнергетики по видам деятельности только на генерацию; передачу; сбыт и распределение электроэнергии, как это было предложено в первой редакции «Проекта реформирования электроэнергетического комплекса Республики Беларусь» без учёта имеющейся в республике теплоэнергетики стратегически неоправданно по следующим причинам:
- Себестоимость электроэнергии на конденсационных электростанциях (КЭС) и теплоэлектроцентралях (ТЭЦ) значительно отличаются ввиду более эффективной работы последних за счёт комбинированной выработки электроэнергии на тепловом потреблении. В связи с этим создание электрогенерирующей компании на основе только КЭС не позволит создать условия для конкуренции. ТЭЦ по отношению к КЭС вне конкуренции. Создание электрогенерирующей компании смешанного типа, включающей в себя и КЭС и крупные ТЭЦ – не изменяет по сути теперешнего состояния. Произойдёт лишь формальное переподчинение электростанций.
- В республике более половины установленной мощности электрогенерирующих мощностей находятся в составе ТЭЦ. Две трети тепловой мощности сосредоточено также на ТЭЦ, которая в настоящее время во многих случаях оказалась невостребованной. При этом в регионе обслуживания теплом от ТЭЦ продолжают работать котельные.
- Отделение ТЭЦ от систем распределения тепловой энергии приведёт к постепенному отказу от их использования в качестве основного теплоисточника, что приведёт к утере основного принципа теплофикации – комбинированной выработки тепла и электроэнергии.
- Кроме того, отделение ТЭЦ от единственного средства продажи своей продукции – тепловых сетей приведёт к ещё менее качественному уровню эксплуатации их, а в условиях, когда ТЭЦ, тепловые сети, потребительские системы работают в единой технологической схеме, последует ухудшение качества сетевой воды и её перерасход. Это в свою очередь повлечёт ухудшение условий эксплуатации ТЭЦ и дополнительным потерям.
В связи с этим, предлагается создание в республике двух электрогенерирующих компаний, отличающихся друг от друга составом электрогенерирующих мощностей – «Генерация» (в составе только КЭС) и «Теплоэнергетика» (в составе ТЭЦ, тепловые сети и котельные). При этом появляются два производителя электроэнергии, каждый из которых будут иметь свою «экономику», свои принципы и требования диспетчерского управления, свою себестоимость и состав продукции, свою роль в решении задач обеспечения потребителей электроэнергией и теплом.
До тех пор, пока будет искусственное деление систем теплоснабжения на «большую» и «малую» (или коммунальную) энергетику, пока тепловая энергия будет рассматриваться как побочный продукт, пока не будет единого органа государственного управления отвечающего за эффективную работу систем централизованного теплоснабжения невозможно организовать эффективное управление этим важным сектором экономики. Не имея эффективного управления, невозможно обеспечить эффективную его работу.
Итак, централизованное теплоснабжение как система состоит из неразрывно связанных друг с другом элементов:
- Источников тепловой энергии;
- Тепловых сетей;
- Центральных тепловых пунктов (ЦТП);
- Абонентских тепловых пунктов (АТП);
- Потребительских систем.
Существующая в республике система централизованного теплоснабжения является в основном «зависимой». Т.е. вода – теплоноситель, которая передаёт потребителю тепловую энергию, полученную при сжигании топлива на теплоисточнике, циркулирует в едином контуре технологической цепочки теплоисточник – тепловая сеть – тепловой пункт – потребитель – теплоисточник. Эта система характеризуется рядом существенных недостатков влияющих на эффективность и надёжность её работы. А именно:
| - В значительной степени затруднена наладка гидравлических характеристик системы в целом ввиду её сложности и разветвлённости. Существующая возможность самовольного изменения потребителем гидравлических характеристик абонентских тепловых пунктов приводит к разрегулировке системы в целом и ухудшению эффективности её работы. |
- Неплотности в теплообменном оборудовании центральных тепловых пунктов (ЦТП), предназначенных для подогрева воды горячего водоснабжения, приводят к утечкам теплоносителя, попаданию сырой, с большим солесодержанием воды в теплоноситель и, как следствие, отложение накипи в котлах и на теплообменном оборудовании теплоисточника, в результате – происходит ухудшение теплообмена.
- Техническая сложность, а в основном невозможность работы нескольких источников тепла параллельно на единую сеть.
- Сложность локализации аварийных ситуаций – когда порыв трубопровода теплосети у какого–либо потребителя может привести к останову теплоисточника и прекращению теплоснабжения всех потребителей тепла от него.
Прежде чем пытаться создать рыночные отношения в теплофикации необходимо сначала привести технологическую составляющую системы теплоснабжения к эффективно работающей. Потребуется вложение значительных средств. Как можно финансировать работы по модернизации элементов системы теплоснабжения не имея их у себя на балансе? При нынешнем состоянии тепловых сетей и тепловых пунктов нет способа создать побудительный мотив для их владельцев вложить средства в модернизацию. Поэтому логично было бы теплоснабжающей организации взять на себя решение этой проблемы.
Учитывая традиционно сложившуюся в республике систему присоединения потребителей тепла по «зависимой» схеме подключения к тепловым сетям и недостатки характерные для неё, необходимо принять решение о передаче на баланс всех элементов технологической схемы теплоснабжения одному владельцу – владельцу теплоисточника. Это позволит предусмотреть в тарифах на тепловую энергию затраты на эксплуатацию и развитие системы теплоснабжения в целом и будет способствовать эффективному и надёжному её функционированию. Это даст возможность организовать эффективное управление этой системой.
В западных странах применена в основном «независимая» (многоконтурная) система теплоснабжения – когда теплоноситель циркулирует между теплоисточником и теплообменным пунктом, в котором тепло передаётся через теплообменные аппараты теплоносителю, циркулирующему по другому контуру распределительной сети. Из контура распределительной сети в другом теплообменном пункте тепло передаётся следующему независимому контуру. Создание независимых по теплоносителю схем позволит обеспечить: - качественную наладку и автоматическое регулирование гидравлических характеристик теплосети; - работу нескольких теплоисточников на единую тепловую сеть; - саморегулирование потребления тепла на абонентских пунктах; - переход от качественного к количественному регулированию потребления тепла; - сокращение утечек теплоносителя и повышение его качества; - сокращение тепловых потерь; - повышение надёжности теплоснабжения. |
Поэтому необходимо пройти три этапа совершенствования систем централизованного теплоснабжения.
Первый этап, характеризуется жёстким государственным регулированием взаимоотношений в области теплоснабжения и должен предусматривать:
- Передачу функций управления теплоснабжением в республике одному государственному органу управления.
- Разработку и реализацию организационных, экономических, нормативных и технических мероприятий направленных на создание структуры управления теплоснабжением и обеспечивающих надёжное и эффективное его функционирование.
- Выполнение технико–экономических расчётов для определения перспективных тепловых нагрузок по регионам республики и оценка финансовых потребностей для организации их обеспечения.
Второй этап, характеризуется значительными финансовыми затратами, государственным контролем за ходом развития теплоснабжения и должен предусматривать:
- Планомерное создание теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) новых и на основе действующих котельных в соответствии с разработанными схемами теплоснабжения населённых пунктов.
- Планомерный вывод из эксплуатации неэффективных котельных с переключением тепловых нагрузок на вновь создаваемые и действующие ТЭЦ.
- Планомерная реконструкция схем тепловых сетей и тепловых пунктов с целью разделения контуров циркуляции теплоносителя и улучшения гидравлических характеристик систем теплоснабжения.
Третий этап, характеризуется либерализацией отношений в области теплоснабжения, завершением создания экономических условий для саморазвития систем теплоснабжения, их реструктуризации и создания рыночных условий их функционирования.
Таким образом, необходимо сначала создать в республике единую, организованную, надёжную и эффективно работающую структуру теплоснабжения, обеспечив её функционирование соответствующей нормативно-правовой базой, провести её техническую модернизацию и создать, таким образом, предпосылки для её саморазвития в условиях рыночных отношений.
Предлагаются следующие основные принципы развития централизованного теплоснабжения республики:
- Развитие источников тепловой энергии должно осуществляться на основе теплоэлектроцентралей, как существующих, так и вновь создаваемых, в том числе на основе действующих котельных.
- Условием эффективной и надёжной работы систем теплоснабжения является обеспечение неизменности и постоянства температурного графика работы теплосети, характеристика которого должна быть обоснована для каждого города. Изменение характеристик температурного графика возможно только при значительном изменении системы теплоснабжения. Допускается изменение характеристик температурного графика в случае ограничения поставок топлива в республику, на период этого ограничения.
- Развитие систем теплоснабжения городов должно осуществляться на основе схем теплоснабжения, которые необходимо разрабатывать и своевременно корректировать для всех населённых пунктов, имеющих системы централизованного теплоснабжения.
- При разработке схем теплоснабжения не предусматривать строительство новых и расширение действующих котельных, использующих в качестве топлива природный газ, топочный мазут или уголь. Покрытие дефицита тепловой энергии осуществлять на основе: развития ТЭЦ; котельных, работающих на местных видах топлива или отходах производства; установок по использованию вторичных энергоресурсов.
- При выборе мощности крупных и малых ТЭЦ определять оптимальное её соотношение тепловой и электрической составляющих с целью максимального использования оборудования, работающего по теплофикационному циклу, с учётом его неравномерности в отопительный и межотопительный период.
- По мере сокращения потерь теплоносителя планомерно улучшать качество сетевой воды, используя современные методы её подготовки.
- На каждом теплоисточнике предусматривать систему аккумулирования тепла для возможности сглаживания неравномерности его потребления в течение суток.
- При новом строительстве, реконструкции и капитальном ремонте тепловых сетей применять предварительно теплогидроизолированные пенополиуретаном и защитной полиэтиленовой оболочкой трубопроводные системы для безканальной прокладки (ПИ трубы). Расчёты показывают, что теплотрасса, работающая в сухом, ни разу не залитом водой канале имеет потери тепла не выше чем предизолированная. Находясь в сухом канале, она не повреждена наружной коррозией и если нет внутренней коррозии, она может проработать ещё 50 лет. Вне зависимости от возраста теплосети необходимо менять на предизолированные только те участки, которые подвержены воздействию коррозии. Кроме того, можно принять за правило тот факт, что повреждённые наружной коррозией тепловые сети имеют наибольшие потери тепла, так как теплоизоляция их увлажнена или нарушена. Меняя их на новые, предизолированные мы решаем две проблемы: надёжности и эффективности работы тепловых сетей.
- При новом строительстве, реконструкции и капитальном ремонте тепловых сетей применять сильфонные компенсаторы и шаровую запорную арматуру. Разработать программы замены на действующих тепловых сетях сальниковых компенсаторов сильфонными, традиционной запорной арматуры на шаровую.
- Предусматривать в тарифах на тепловую энергию затраты на компенсацию фактических тепловых потерь, разработав при этом программу по их снижению с соответствующей ежегодной корректировкой тарифов. Тепловые потери в теплосетях вызваны плохой теплоизоляцией трубопроводов и утечками теплоносителя. Необходимо определить и признать истинные потери тепла в тепловых сетях. Отказ от учета в тарифах фактических потерь не приводит к тому, что они становятся меньше, и даже наоборот приводят к их увеличению из-за недофинансирования ремонтных работ. При этом надо иметь ввиду, что уровень тепловых потерь в магистральных и распределительных сетях существенно различны. Техническое состояние магистральных сетей, как правило, значительно лучше. Кроме того, суммарная поверхность магистральных сетей, через которую теряется тепловая энергия, значительно меньше поверхности намного более разветвлённых и протяжённых распределительных сетей. Поэтому на магистральные сети приходится в несколько раз меньшая доля тепловых потерь по сравнению с распределительными.
- При разработке схем теплоснабжения предусматривать теплообменные пункты для разделения контуров циркуляции источников тепла, магистральной и распределительной сети, потребителей. В настоящее время источники тепла работают на собственную распределительную тепловую сеть. Как правило, имеются места соединения тепловых сетей, работающих от различных источников тепла. Однако работать параллельно на объединённую тепловую сеть они не могут по условиям несогласованности гидравлических характеристик. Сейчас имеется возможность создания мощных (15, 20 МВт и более) теплообменных пунктов на основе пластинчатых или спиралетрубных теплообменных аппаратов, которые характеризуются малыми габаритами, небольшой металлоёмкостью при высокой эффективности работы.
- Подключение к тепловой сети новых потребителей осуществлять через индивидуальные тепловые пункты (ИТП) по «независимой» схеме, оборудованные средствами автоматического регулирования потребления тепла и его учетом.
- Отказаться при новом строительстве от применения центральных тепловых пунктов (ЦТП). Планомерно, при необходимости капитального ремонта ЦТП или квартальных сетей ликвидировать их, установив у потребителей индивидуальные тепловые пункты.
Для реализации стратегического направления развития необходимо:
- Разработать «Концепцию развития централизованного теплоснабжения Республики Беларусь на период до 2015 года», которая обозначила бы конкретные цели развития, способы их достижения и являлась бы моделью системы управления теплоснабжением.
Основной задачей концепции теплоснабжения должна быть разработка алгоритмов обеспечения работы систем теплоснабжения республики в условиях рыночной экономики.
1 Исходные данные
Для заданного города принимают климатологические данные в соответствии с источником [1] или по приложению 1. Данные сводят в таблицу 1.
Таблица 1 -Климатологические данные
| Наименование | Обозначение | Расчетные значения |
| Расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления, ºС | tН.О
|
– 25 |
| Расчетная температура наружного воздуха для проектирования вентиляции, ºС | tН.В.
|
– 25 |
| Средняя температура наружного воздуха для отопительного периода, ºС | tC
Р.О |
-2,0 |
| Среднегодовая температура грунта на глубине заложения теплопровода, ºС | tГР
|
7 |
| Продолжительность отопительного периода, сут | n | 207 |
2 Описание системы теплоснабжения и основные проектные решения
По заданию необходимо разработать систему теплоснабжения для жилого района г.Верхнедвинска. Жилой район состоит из школы, двух 5-ти этажных жилых дома, 3-ех этажного жилого дома и общежития. Потребителями теплоты в жилых домах являются системы отопления и горячего водоснабжения, для общежития системы отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. По заданию система теплоснабжения закрытая, двухтрубная. В закрытой системе теплоснабжения вода из тепловой сети является теплоносителем для подогрева холодной водопроводной воды в подогревателях поверхностного типа для нужд горячего водоснабжения. Так как система двухтрубная, то в тепловом пункте каждого здания устанавливаем водоводяной секционный подогреватель. Марка подогревателя и количество секций для каждого здания определяется расчетом. В курсовом проекте приведен расчет основного оборудования теплового пункта №3.
Тепловой пункт представляют собой узел подключения потребителя тепловой энергии к тепловым сетям и предназначены для подготовки теплоносителя, регулирования его параметров перед подачей в местную систему, а также для учета потребления тепла. От слаженной работы теплового пункта зависит нормальное функционирование и технико-экономические показатели всей системы централизованного теплоснабжения.
Из-за неправильной наладки и работы теплового пункта возможно нарушение подачи тепла и даже ее прекращение, особенно к концевым потребителям. Он устраивается в подвале здания или в помещении первого этажа.
В связи с этим выбор схемы и оборудования тепловых пунктов в зависимости от вида, параметров теплоносителя и назначения местных установок является важнейшим этапом проектирования.
Эффективность водяных систем теплоснабжения во многом определяется схемой присоединения абонентского ввода, который является связующим звеном между наружными тепловыми сетями и местными потребителями тепла.
В зависимых
схемах присоединения теплоноситель в отопительные приборы поступает непосредственно из тепловых сетей. Таким образом, один и тот же теплоноситель циркулирует как в тепловой сети, так и в отопительной системе. Вследствие этого давление в местных системах отопления определяется режимом давлений в наружных тепловых сетях.
Система отопления присоединяется к тепловой сети зависимо. При зависимой схеме присоединения вода из тепловой сети поступает в отопительные приборы.
По заданию параметры теплоносителя в тепловой сети 150-70 °С. В соответствии с санитарными нормами максимальная температура теплоносителя в системах отопления жилых зданий не должна превышать 95°С. Для снижения температуры воды, поступающей в систему отопления, устанавливается элеватор.
Элеватор работает следующим образом: перегретая сетевая вода из подающего теплопровода поступает в конусное съёмное сопло, где скорость её резко возрастает. Из обратного теплопровода, часть охлажденной воды по перемычке за счёт возросшей скорости перегретой воды на выходе из сопла подсасывается во внутреннюю полость элеватора. При этом происходит смешение перегретой и охлажденной воды, поступающей из системы отопления. Для защиты конуса элеватора от загрязнения взвешенными веществами перед элеватором устанавливается грязевик. На обратном трубопроводе после системы топления также устанавливается грязевик.
Для городов и населенных пунктов по архитектурным соображениям рекомендуется применять подземную прокладку теплопроводов, независимо от качества грунта, загруженности подземных коммуникаций и стесненности проездов.
Наружные тепловые сети проложены подземно в каналах. Каналы лоткового типа марки КЛ. Проектируемые тепловые сети присоединены к существующим сетям в СУТ (существующем узле трубопровода). Также запроектировано две дополнительных тепловых камеры, в которых устанавливаются запорная арматура, воздушники, и спускные устройства. Для компенсации тепловых удлинений на участках устанавливаются компенсаторы. Так как диаметры трубопроводов небольшие, то применены П-образные компенсаторы. Для компенсации тепловых удлинений используются также естественные повороты трассы - участки самокомпенсации. Для разделения тепловой сети на отдельные участки, независимые друг от друга в температурных деформациях, на трассе устанавливаются железобетонные щитовые неподвижные опоры.
Экономическая эффективность систем централизованного теплоснабжения при современных масштабах теплового потребления в значительной мере зависит от тепловой изоляции оборудования и трубопроводов. Тепловая изоляция служит для уменьшения тепловых потерь и обеспечения допустимой температуры изолируемой поверхности.
Тепловая изоляция трубопроводов и оборудования тепловых сетей применяется при всех способах прокладки независимо от температуры теплоносителя. Теплоизоляционные материалы непосредственно контактируют с внешней средой, для которой свойственны непрерывные колебания температуры, влажности и давления. В крайне неблагоприятных условиях находится теплоизоляция подземных и особенно бесканальных теплопроводов. Ввиду этого теплоизоляционные материалы и конструкции должны удовлетворять ряду требований. Соображения экономичности и долговечности требуют, чтобы выбор теплоизоляционных материалов и конструкций производился с учетом способов прокладки и условий эксплуатации, определяемых внешней нагрузкой на теплоизоляцию, уровнем грунтовых вод, температурой теплоносителя, гидравлическим режимом работы тепловой сети и др.
3 Определение тепловых нагрузок потребителей теплоты
В зависимости от объема и назначения зданий определяют их удельные отопительные и вентиляционные характеристики по приложению 2. Данные сводят в таблицу 2.
Таблица 2. Отопительные и вентиляционные характеристики зданий.
№ здания по генплану |
Назначение |
Размеры, м |
Объем V, м3
|
Удельные тепловые характеристики, кДж/м3
|
|
| qО
|
qВ
|
||||
| 1 | Школа на 700 уч-ся (3 эт.) |
(64x14)*3+ +(34x58)*3 |
8604 | 1,51 | 0,33 |
| 2 | 90 кв. ж. дом (5 эт.) | 76x14x15 | 15960 | 1,55 | – |
| 3 | 100 кв. ж. дом (5 эт.) | 92x16x15 | 22080 | 1,55 | – |
| 4 | Общежитие на 500 мест (5 эт.) |
14x56x21 | 16464 | 1,55 | – |
| 5 | 100 кв. ж. дом (7 эт.) | 14x58x21 | 17052 | 1,55 | – |
Расход теплоты на отопление QО
, кДж/ч, определяем по формуле:
Q
о
= (1 + μ)
q
о
К (
t
в
–
t
н.о
)
V
(1)
где μ - коэффициент инфильтрации, учитывающий долю расхода теплоты на подогрев наружного воздуха, поступающего в помещение через неплотности наружных ограждений, для жилых и общественных зданий , μ = 0,05 – 0,1;
К – поправочный коэффициент, зависящий от температуры наружного воздуха, К=1,08 (приложение 3);
qo
- удельная отопительная характеристика здания. ,
кДж/м3
·ч·град (приложение 2);
tв
- температура внутреннего воздуха, о
С (приложение 4);
tн
о
- температура наружного воздуха для проектирования отопления, о
С;
V – строительный объём здания, м3
.
Расчёт сводим в таблицу 3.
Таблица 3. Расход теплоты на отопление
| № зд. | (1+μ) | К | q о
кДж/(м3
|
tв,
о С |
tн
о , о С |
V, м3
|
Qo
|
|
| кДж/ч | кВт | |||||||
1 2 3 4 5 |
1,08 1,08 1,08 1,08 1,08 |
1,08 1,08 1,08 1,08 1,08 |
1,51 1,55 1,55 1,55 1,55 |
18 18 18 18 18 |
-25 -25 -25 -25 -25 |
8604 15960 22080 16464 17052 |
681926,2 1240739,3 1716511,6 1279920,6 1325632,0 |
189,4 344,6 476,8 355,5 368,2 |
Расход теплоты на вентиляциюQв
, кДж/ч, определяем по формуле:
Q
в
=
q
в
(
t
в
–
t
н.в
)
V
, (2)
где, qв
– удельная вентиляционная характеристика здания, кДж/м3
·кг·°С (приложение 2 );
tн
в
- температура наружного воздуха для проектирования вентиляции, о
С;
tв
- температура внутреннего воздуха, о
С;
V – строительный объём здания, м3
.
Расчет сводим в таблицу 4.
Таблица 4. Расход теплоты на вентиляцию
№ зд. по ген.плану |
qв
кДж/м3
|
tв
о
|
tн
о
|
V,м3
|
Qв
|
|
| кДж/ч | кВт | |||||
| 1 | 0,33 | 20 | -25 | 8604 | 127769,4 | 35,49 |
| 2 | - | 18 | -25 | 15960 | - | - |
| 3 | - | 18 | -25 | 22080 | - | - |
| 4 | - | 18 | -25 | 16464 | - | - |
| 5 | - | 18 | -25 | 17052 | - | - |
Расход теплоты на горячее водоснабжение определяем по формуле:
(3)
где, m
- расчетное число потребителей, для жилых зданий принимается, что в квартире проживает 4 человека;
а – норма потребления горячей воды, л/сут., принимается по приложению 5;
с – теплоёмкость воды, с=4,19 кДж/ч·°С;
tг
– температура горячей воды; tг
=55 о
С;
tх
– температура холодной воды, tх
= 5 о
С;
n – число часов использования минимума нагрузки (для жилых зданий – 24 часа);
К – коэффициент часов неравномерности, принимается по приложению 6.
Расчёт сводится в таблицу 5.
Таблица 5. Расход теплоты на горячее водоснабжение
| № зд. | m, чел. | a, л/сут. | tг
, о С |
tх
, о С |
n | K | Qг.в.
|
|
| кДж/ч | кВт | |||||||
1 2 3 4 5 |
700 360 400 500 400 |
8 120 120 70 120 |
55 55 55 55 55 |
5 5 5 5 5 |
10 24 24 24 24 |
1 3,5 3,15 2,9 3,15 |
117320 1319850 1319850 886010,4 1319850 |
32,6 366,6 366,6 246,1 366,6 |
Определяем суммарный расход теплоты, кВт:
∑Qо
= Qо1
+ Qо2
+… Qо
n
,
∑Qв
= Qв1
+ Qв2
+… Qв
n
,
∑Qгв
= Qо1
+ Qгв2
+… Qгв
n
.
Расчёт сводим в таблицу 6.
Таблица 6. Суммарные расходы теплоты
| № здания | Qо,
кВт |
Qв,
кВт |
Qгв
, кВт |
1 2 3 4 5 Всего: |
189,4 344,6 476,8 355,5 368,2 1734,5 |
35,49 - - - - 35,49 |
32,6 366,6 366,6 246,1 366,6 1378,5 |
3.1 Построение графика продолжительности тепловой нагрузки
График продолжительности тепловой нагрузки состоит из двух частей: левой – графика зависимости суммарных часовых расходов теплоты от температуры наружного воздуха и правой – годового графика расхода теплоты.
Графики часовых расходов теплоты строят в координатах Q – tН
: по оси ординат наносят расходы теплоты, по оси абсцисс – температуру наружного воздуха от +8 о
С (начало отопительного периода) до tН.О,
Графики Qо
= f
(tн
), Qв
= f
(tн
) строят по двум точкам:
1) при tн.о
- ΣQо
, при tн.в
– ΣQв
;
2) при tн
= +8 о
С расходы теплоты на отопление и вентиляцию определяют по формулам:
(4)
(5)
Тепловая нагрузка на горячее водоснабжение – круглогодовая, в течение отопительного периода условно принимается постоянной, не зависящей от температуры наружного воздуха. Поэтому график часового расхода теплоты на горячее водоснабжение представляет собой прямую, параллельную оси абсцисс.
Суммарный график часового расхода теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение в зависимости от температуры наружного воздуха строят путем суммирования соответствующих ординат при tн
= +8 о
С, и tн.о.
(линия ΣQ).
График годовой тепловой нагрузки строят на основании суммарного графика часовых расходов теплоты в координатах Q – n, где по оси абсцисс откладывают число часов стояния температур наружного воздуха.
По данным справочной литературы [1; 2] или приложению 7 для заданного города выписывают число часов стояния температур наружного воздуха с интервалом 2о
С и данные заносят в таблицу 7.
Таблица 7. Продолжительность стояния температур наружного воздуха.
В летний период тепловые нагрузки на отопление и вентиляцию отсутствуют, остается нагрузка на горячее водоснабжение, значение которой определяют по выражению
, (6)
где 55 – температура горячей воды в системе горячего водоснабжении потребителей, ºС;
tх.л
– температура холодной воды в летний период, ºС, [3];
tх.з
– температура холодной воды в зимний период, ºС [3];
β – коэффициент, учитывающий изменение среднего расхода горячей воды летом по сравнению с зимним периодом, β = 0,8.
Так как тепловая нагрузка на горячее водоснабжение не зависит от температуры наружного воздуха, то в диапазоне летнего периода проводят прямую до пересечения с ординатой, соответствующей общему расчетному числу часов работы тепловой сети в году n = 8400.
Граф в таблице делаем столько, чтобы tн
о
попала в промежутки между двумя последними графами по верхнему значению интервала.
Строим график.
Для его построения вначале строим оси координат. На осях ординат откладываем тепловую нагрузку Q (кВт), на осях обсцис влево – температура наружного воздуха (точка начала координат на этой оси соответствует tн
о
), влево – длительность стояния температур наружного воздуха в часах (по сумме часов ∑n).
Затем строим график расхода теплоты на отопление в зависимости от температуры наружного воздуха. Для этого на оси ординат находят значения tн
в
и tн
`. Соединяем две полученные точки , а в интервале температур оси tн
в
до tн
` расход теплоты на вентиляцию постоянный, график идёт параллельно оси абсцисс. После этого строим суммарный график ∑Qо,в
. Для этого суммируют, ординаты по двум точкам tн
в
и tн
`.
График расхода теплоты на горячее водоснабжение – прямая, параллельная оси абсцисс, с ординатой ∑Qо,в
, с обсцисами крайних точек 0 и 8760 число часов в году. График имеет следующий вид:
4 Построение графика центрального качественного регулирования
Расчёт графика заключается в определении температур теплоносителя в подающей и обратной магистрали тепловой сети при различных температурах наружного воздуха.
Расчёт ведётся по формулам:
; (7)
,
где Δt – температурный напор нагревательного прибора,ºС:
, (9)
τ3
– температура воды в подающем трубопроводе системы отопления после элеватора при tн.о
, ºС, τ3
= 95;
τ2
– температура воды в обратном трубопроводе тепловой сети по заданному температурному графику;
Δτ – расчетный перепад температур в тепловой сети, ºС, Δτ = τ1
– τ2
,
где τ1
– температура воды в подающем трубопроводе при расчетной температуре наружного воздуха tн.о
по заданному температурному графику ºС.
Δτ = 150 – 70 = 80С;
θ – расчетный перепад температур воды в местной системе отопления, ºС, θ = τ3
– τ2.
θ = 95 – 70 = 25°С;
tн
– расчетная температура наружного воздуха; принимается равной наружной температуре:
tн
=tн
о
= −25
Задаваясь различными значениями tн
в пределах от +8 о
С до tн.о
определяют τ1
/
и τ2
/
. Расчет сводят в таблицу 8.
При
t
′н
=8о
С
При
t′н
=5о
С
При
t′н
=0о
С
При
t′н
= −5о
С
При
t
′н
= −10о
С
При
t
′н
= −
15
о
С
При
t
′н
=−
20
о
С
При
t
′н
= −2
2
о
С
Таблица 8. Значения температур сетевой воды
| +8 | +5 | 0 | - 5 | - 10 | -15 | -20 | -22 | |
| τ1
′ |
53,5 | 62,76 | 77,95 | 93,13 | 107,67 | 122,23 | 136,1 | 150 |
| τ2
′ |
35,11 | 38,76 | 44,35 | 50,72 | 55,67 | 60,62 | 65,7 | 70 |
По полученным значениям τ1
и τ2
строят графики температур в подающей и обратной магистрали тепловой сети.
Для обеспечения требуемой температуры воды в системе горячего водоснабжения минимальную температуру сетевой воды в подающей магистрали принимают равной 70 о
С. Поэтому из точки, соответствующей 70 о
С на оси ординат, проводят прямую, параллельную оси абсцисс, до пересечения с температурной кривой τ1
′
. Общий вид графика приведен на рисунке 2.
5 Определение расчетных расходов теплоносителя
Определяем расход воды на отопление Gо
, т/ч для каждого здания
(10)
Определяем расход воды на вентиляцию Gв
, т/ч для здания № 1
(11)
Определяем расход воды на горячее водоснабжение Gгв
, т/ч. При параллельной схеме включения подогревателей определяется по формуле:
(12)
где τ1
″ − температура сетевой воды в подающем трубопроводе тепловой сети при тепловой сети при tн
″, о
С;
τ3
″ − температура сетевой воды после водоподогревателя: τ3
″=30о
С.
Суммарный расчетный расход сетевой воды, т/ч, в двухтрубных тепловых сетях при качественном регулировании по отопительной нагрузке с тепловым потоком 10 МВт и менее определяется по формуле
ΣG
=
G
о
+
G
в
+
G
г.в
(13)
Расчет сводят в таблицу 9.
Таблица 9. Расходы воды на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение
| № здания | Go
, т/ч |
Gв,
т/ч |
Gгв,
т/ч |
∑G,
т/ч |
1 2 3 4 5 |
2,04 3,7 5,13 3,82 3,96 |
0,38 - - - - |
0,70 7,88 7,88 5,29 7,88 |
3,12 11,58 13,01 9,11 11,84 |
6
Гидравлический расчёт тепловых сетей
В задачу гидравлического расчета входит определение диаметров теплопроводов, давления в различных точках сети и потерь давления на участках.
Гидравлический расчет закрытой системы теплоснабжения выполняется для подающего теплопровода, принимая диаметр обратного теплопровода и падение давления в нем такими же, как и в подающем.
Гидравлический расчет производят в следующей последовательности:
- вычерчивают расчетную схему тепловой сети (рис. 3);
Рисунок 3 – Расчетная схема тепловой сети
- выбирают на трассе тепловых сетей наиболее протяженную и нагруженную расчетную магистраль, соединяющую точку подключения с дальним потребителем;
- разбивают тепловую сеть на расчетные участки;
- определяют расчетные расходы теплоносителя на каждом участке G, т/ч, и измеряют по генплану длину участков l
, м;
- при заданном перепаде давления по всей сети определяют средние удельные потери давления по трассе, Па/м
, (14)
где ΔН(сут)
– располагаемый напор в точке подключения, м, равный разности заданных давлений в подающей Нп(СУТ)
и обратной Но (СУТ)
магистралях
ΔН(СУТ)
= НП (СУТ)
– Но(СУТ)
; (15)
ΔН(СУТ)
= 52 – 27 = 25
ΔНаб
– требуемый располагаемый напор на абонентском вводе, м, принимают ΔНаб
= 15 … 20 м;
α– коэффициент, определяющий долю потерь давления в местных сопротивлениях от линейных потерь, принимается по приложению 8.
Σ
l
–
общая длина расчетной магистрали тепловой сети от точки подключения до наиболее удаленного абонента, м.
- исходя из расходов теплоносителя на участках и средних удельных потерь давления, по таблицам гидравлического расчета (приложение 9) находят диаметры теплопроводов Dн
х S, действительные удельные потери давления на трение R, Па/м;
- определив диаметры трубопроводов, разрабатывают вторую расчетную схему (рис.4), размещая по трассе запорную арматуру, неподвижные опоры с учетом допустимого расстояния между ними (приложение 10), между опорами расставляют компенсаторы.
- находят эквивалентную длину местных сопротивлений и сумму эквивалентных длин на каждом участке (приложение 11):
Участок 1 (d = 159х4,5 мм)
Тройник – ответвление – 8,4
Задвижка – 2,24
П – обр. компенсатор – 6,5
Тройник-проход – 5,6
________________
Σ
l
э
= 22,74 м
Участок 2 (d = 133х4 мм)
Тройник – проход – 4,4
П – обр. компенсатор – 5,6
Отвод на 900
– 1,32
__________________
Σ
l
э
=11,32 м
Участок 3 (d = 108х4 мм)
П – обр. компенсатор – 3,8
Тройник – проход – 6,6
_________________
Участок 4 (d = 89х3,5 мм)
П – обр. компенсатор – 7
Задвижка – 1,28
Отвод на 900
– 0,76
__________________
Σ
l
э
= 9,04м
Участок 5 (d = 89х3,5 мм)
Задвижка – 1,28
П – обр. компенсатор – 3,5
Тройник – ответвление – 3,82
__________________
Σ
l
э
= 8,6 м
Участок 6 (d = 57х3,5мм)
Задвижка – 0,6
П – обр. компенсатор – 2,4
Тройник – ответвление – 1,9
__________________
Σ
l
э
= 4,9 м
Участок 7 (d = 89х3,5 мм)
Задвижка – 1,28
Тройник – ответвление – 3,82
П – обр. компенсатор – 7
__________________
Σ
l
э
= 12,1 м
Участок 8 (d = 89х3,5 мм)
Задвижка – 1,28
Тройник – ответвление – 3,82
П – обр. компенсатор – 3,5
__________________
Σ
l
э
= 8,6 м
Рисунок 4 – Расчетная схема тепловой сети
Потери давления на участке ΔРс,
Па, определяются по формуле:
ΔРс
=
R
∙
l
пр
(16)
где l
пр
– приведенная длина трубопровода, м;
l
пр
= l
+
l
э (17)
Для построения пьезометрического графика потери давления ΔPс
, Па/м на участке переводят в метры водяного столба (м) по формуле:
, (18)
где g - ускорение свободного падения, можно принимать равным 10 м/с2
;
ρ - плотность воды, принимается равной 1000 кг/м3
.
Давление в конце первого участка для подающей магистрали Нп.1,
м, определяется по формуле:
Нп.1
= Нп(СУТ)
– ΔНс.1
(19)
Давление в начале первого участка для обратной магистрали Но.1
, м, определяется по формуле:
Но.1
= Но (СУТ)
+ ΔНс.1
(20)
Располагаемое давление в конце первого участка Нр.1
, м
Нр.1
= Нп.1
– Но.1
(21)
Для участка №1:
l
пр
= 98 +22,74 = 120,74 м
ΔРс
= 56,7*120,74 = 6845,958 Па
м
Нп.1
= 52 – 0,68 = 51,32 м
Но.1
= 27 + 0,68 = 27,68 м
Нр.1
= 51,32 – 27,68 = 23,64 м
Для последующих участков за начальное давление принимается конечное давление того участка, из которого выходит рассчитываемый.
Расчет сводят в таблицу 10.
При увязке ответвлений необходимо так выбирать диаметр трубопровода на каждом участке, чтобы располагаемое давление у каждого здания было примерно одинаковым. Если на ответвлении Нр
получилось больше, чем располагаемое давление у конечного здания по основной магистрали, на ответвлении устанавливают шайбу.
(22)44,07
20,8
36,16
29,38
7 Расчет компенсации тепловых удлинений трубопроводов
Если для компенсации тепловых удлинений использовались естественные повороты трассы тепловой сети, то проверяют их использование в качестве компенсирующих устройств.
Расчет трубопроводов на компенсацию тепловых удлинений с гибкими компенсаторами и при самокомпенсации производят на допускаемое изгибающее компенсационное напряжение σдоп
, которое зависит от способа компенсации, схемы участка и других расчетных величин.
При проверочных расчетах компенсаторов максимальные компенсационные напряжения не должны превышать допускаемых. Для предварительной оценки усредненные допускаемые компенсационные напряжения для участков самокомпенсации принимаются σдоп
= 80 МПа.
Расчет Г – образного участка трубопровода.
Для Г- образного участка трубопровода максимальное изгибающее напряжение возникает у заделки короткого плеча.
Исходные данные:
Диаметр трубопровода Дн
, см;
Длина меньшего плеча Lм
, м
Длина большего плеча Lб
, м
Угол поворота трассы α º
Продольное изгибающее компенсационное напряжение в заделке короткого плеча , МПа
, (23)
где С
– вспомогательный коэффициент, принимаемый по номограмме (приложение 12) в зависимости от соотношения плеч и расчетного угла поворота трассы β = α - 90 о
- вспомогательная величина, значение которой определяют по приложению 13 в зависимости от диаметра трубопровода Dн
, см
Δ
t
– расчетная разность температур, Δ
t
= τ1
–
t
н.о
L
м
- длина меньшего плеча, м;
L
б
- длина большего плеча, м.
Если <
80 МПа, то размеры плеч достаточны.
Силы упругой деформации в заделке меньшего плеча
; (24)
где А и Б – вспомогательные коэффициенты, принимаемые по номограмме (приложение 14);
- вспомогательная величина, определяемая по приложению 13
Расчет Г-образного участка трубопровода №2
Исходные данные
Теплоноситель, его температура τ1
, о
С; 150
Наружный диаметр Дн
, мм; 133
Толщина стенки δ, мм; 4
Угол поворота L, о
; 90
Длина большего плеча, ℓб
, м; 27
Длина меньшего плеча ℓм
, м; 10
Расчетная температура наружного воздуха, tн
= tн
о
, tн
о
= -25 о
С
Расчет:
Определяю расчетный угол
Р = α – 90 о
Определяю соотношение плеч n по формуле
Определяю расчетную разность температур ∆ t, о
С по формуле
∆ t = τ1
– tн
∆ t = 150-(-25)=175
По номограмме рис. 10.32 [5] определяю значение вспомогательного коэффициента С.
C=5,2
По приложению 12 находим
Определяю продольное изгибающее компенсационное напряжение в заделке короткого плеча σu
к
, МПа.
5,2*0,319*175/10=29
Силы упругой деформации в заделке меньшего плеча
=0,809 А=15,8 В=3,0
=15,8*0,809 *175/10=22,36;
= 3*0,809 *175/10=4,24
Если σu
к
< 80 МПа, размеры плеч достаточны.
Расчет Г-образного участка трубопровода №4
Исходные данные:
Теплоноситель, его температура τ1
, о
С; 150
Наружный диаметр Дн
, мм; 89
Толщина стенки δ, мм; 3,5
Угол поворота L, о
; 90
Длина большего плеча, ℓб
, м; 66
Длина меньшего плеча ℓм
, м; 25
Расчетная температура наружного воздуха, tн
= tн
о
, tн
о
= -25 о
С
Расчет:
Определяю расчетный угол
Р = α – 90 о
Определяю соотношение плеч n по формуле
Определяю расчетную разность температур ∆ t, о
С по формуле
∆ t = τ1
– tн
,
∆ t = 150-(-25)=175
По номограмме рис. 10.32 [5] определяю значение вспомогательного коэффициента С.
C=5,3
По приложению 13 находим
Определяю продольное изгибающее компенсационное напряжение в заделке короткого плеча σu
к
, МПа.
5,3*0,214 *175/25=7,94
Силы упругой деформации в заделке меньшего плеча
=0,206 А=16 В=3,1
=16*0,206*175/25=0,92;
= 3,1*0,206 *175/25=0,17
Если σu
к
< 80 МПа, размеры плеч достаточны.
Расчет П-образного компенсатора заключается в определении размеров компенсатора и силы упругой деформации. В курсовом проекте необходимо определить размеры П-образного компенсатора на первом участке по расчетной схеме.
Исходные данные:
Диаметр трубопровода Dу
=159х4,5 мм;
Расстояние между неподвижными опорами L = 98 м;
Линейное удлинение компенсируемого участка теплопровода, м, при температуре окружающей среда tн.о
Δ l = α ∙ L (τ1
– tн.о
) (25)
где α
– коэффициент линейного удлинения стали, α = 12 ∙ 10-6
1/ºС.
Δ l =12·10-6
·98·(150+25) = 0,2
Учитывая предварительное растяжение компенсатора расчетное удлинение компенсируемого участка равно
Δlр
= ε∙ Δl= 0,5·0,2 = 0,1(26)
где ε – коэффициент, учитывающий предварительную растяжку компенсатора, ε = 0,5
При спинке компенсатора, равной половине вылета компенсатора, т.е. при В = 0,5 Н по номограмме [,с.391-395] определяют вылет компенсатора и силу упругой деформации, Н.
Нк
= 3,17 м; Pк
= 2800 Н.
8 Расчет тепловой изоляции
Определяем средний диаметр трубопровода dср
, м
(27)
где d1
, d2
, …d7
– диаметр каждого участка, м;
ℓ1
, ℓ2
, …ℓ7
– длина каждого участка, м.
По приложению 17 методических указаний принимаем стандартный диаметр трубопровода
dср
=108×4
По выбранному диаметру также выбираем тип канала КЛ 90–45
Среднегодовые температуры воды в подающем и обратном теплопроводе определяются по формуле
, (28)
где τ1
, τ2
,…, τ12
– средние температуры сетевой воды по месяцам года, определяемые по графику центрального качественного регулирования в зависимости от среднемесячных температур наружного воздуха [6];
n1
, n2
,…, n12
– продолжительность в часах каждого месяца.
Зная среднегодовую температуру наружного воздуха, по графику центрального качественного регулирования, либо по формулам (7), (8), определяем среднегодовые температуры воды в подающем и обратном трубопроводах.
Данные расчета сводим в таблицу 11.
Таблица 11. Среднемесячные температуры теплоносителей в тепловой сети.
| Месяц | Температура наружного воздуха, ºС | Температура теплоносителя, ºС | Продолжительность каждого месяца, сут. | |
| τ1
|
τ2
|
|||
| Январь | -6,3
|
97
|
52
|
31
|
| Февраль | -5,6
|
95
|
51
|
28
|
| Март | -1,0
|
80
|
45
|
31
|
| Апрель | 5,8
|
70
|
42
|
30
|
| Май | 12,3
|
70
|
42
|
31
|
| Июнь | 15,7
|
70
|
42
|
30
|
| Июль | 17,3
|
70
|
42
|
31
|
| Август | 16,2
|
70
|
42
|
31
|
| Сентябрь | 11,0
|
70
|
42
|
30
|
| Октябрь | 5,7
|
70
|
42
|
31
|
| Ноябрь | 0,3
|
87
|
44
|
30
|
| Декабрь | -4,2
|
91
|
49
|
31
|
Расчет толщины тепловой изоляции выполняют по нормированной плотности теплового потока.
Требуемое полное термическое сопротивление подающего ΣR1
и обратного ΣR2
теплопроводов, (м∙ºС)/Вт,
, (29)
, (30)
где tо
– среднегодовая температура грунта на глубине заложения оси трубопровода, принимаем по приложению 18
tо
=7,0 о
C
qнорм 1
, qнорм.2
– нормированные плотности тепловых потоков для подающего и обратного трубопроводов диаметром dср
при среднегодовых температурах теплоносителя , Вт/м, приложение 19
qнорм 1
=37,88 Вт/м
qнорм.2
=17 Вт/м
При нормированной линейной плотности теплового потока через поверхность изоляции 1 м теплопровода qн
, Вт/м, толщина основного слоя теплоизоляционной конструкции δиз
, м, определяется по выражениям
для подающего теплопровода
(31)
; (32)
для обратного теплопровода
(33)
; (34)
где λиз.1
, λ из.2
– коэффициенты теплопроводности изоляционного слоя, соответственно, для подающего и обратного трубопровода, Вт/(мо∙
С), принимаемый в зависимости от вида и средней температуры изоляционного слоя. Для основного слоя тепловой изоляции из минераловатных плит марки 125.
λиз
=0,049+0,0002tm
, (35)
где tm
– средняя температура основного слоя изоляционной конструкции, о
С, при прокладках в непроходном канале и среднегодовой температуре теплоносителя τср
, ºС
λиз1
=0,049+0,0002∙62=0,0614
λиз2
=0,049+0,0002∙42,5=0,0575
αн
– коэффициент теплоотдачи на поверхности теплоизоляционной конструкции, Вт/м2
ºС, αн
= 8;
dн
– наружный диаметр принятого трубопровода, м
В1
=2,05
В2
=2,08
Принимаем толщину основного слоя изоляции для обоих теплопроводов δиз
=0,06м =60 мм.
Термическое сопротивление наружной поверхности изоляции Rн
, (м∙ºС)/Вт, определяют по формуле:
, (37)
где dиз
– наружный диаметр изолированного трубопровода, м, при наружном диаметре неизолированного трубопровода dн
, м и толщине изоляции δиз
, м, определяется как:
(38)
αн
– коэффициент теплоотдачи на поверхности изоляции, αВ
=8 Вт/м2
0
С [7, прилож. 9]
Термическое сопротивление на поверхности канала Rп.к
, (м∙ºС)/Вт, определяется по выражению
, (39)
где dэ.к.
– эквивалентный диаметр внутреннего контура канала, м2
; при площади внутреннего сечения канала F, м2
и периметре Р, м, равный
(40)
αп.к.
– коэффициент теплоотдачи на внутренней поверхности канала, для непроходных каналов αп.к.
=8,0 Вт/(м2
о
С).
Термическое сопротивление изоляционного слоя Rиз
, (м∙о
С)/Вт, равно:
(41)
Термическое сопротивление изоляционного слоя определяют для подающего и обратного теплопроводов.
Термическое сопротивление грунта Rгр
, (м∙ºС)/Вт, с учетом стенок канала при соотношении h/dЭ.К.
>2 определяется по выражению
(42)
где λгр
– коэффициент теплопроводности грунта, для сухих грунтов λгр
=1,74 Вт/(мо
С)
Температура воздуха в канале, ºС,
, (43)
где R1
и R2
– термическое сопротивление потоку от теплоносителя к воздуху канала соответственно для подающего и обратного теплопровода, (м∙о
С)/Вт,
; (44)
(45)
R1
=2+0,17=2,17
R2
=2,1+0,17=2,27
Rо
– термическое сопротивление потоку тепла от воздуха в канале в окружающий грунт, (м·о
С)/Вт
; (46)
Rо
=0,066+0,21=0,276
tо
– температура грунта на глубине 7,0 м, ºС, принимаем по приложению 18
τср.1
, τср.2
– среднегодовые температуры теплоносителя в подающей и обратной магистрали,ºС.
Удельные потери теплоты подающим и обратным изолированными теплопроводами , Вт/м
; (47)
. (48)
Суммарные удельные потери тепла, Вт/м
,(49)
При отсутствии изоляции термическое сопротивление на поверхности трубопровода равно
, (50)
где dн
– наружный диаметр неизолированного трубопровода, м
Температура воздуха в канале
, (51)
Удельные потери тепла неизолированными теплопроводами, Вт/м
; (52)
. (53)
Суммарные удельные потери, Вт/м
(54)
qнеиз
=113,5+8,1=121,6
Эффективность тепловой изоляции
. (55)
9 Подбор оборудования теплового пункта для здания № 3
9.1 Расчет элеватора
Определяем коэффициент смешения элеватора u’.
(56)
где τ3
– температура воды в подающем трубопроводе системы отопления; о
С (если не задано).
τ3
= 95
Находим расчетный коэффициент смешения
u’
= 1,15·u(57)
u= 1,15·2,2=2,53
Массовый расход воды в системе отопления Gс
, м/ч.
(58)
где Qо
– расход теплоты на отопление, кВт.
Массовый расход сетевой воды, т/ч
.
Диаметр горловины элеватора dг
, мм.
где ∆рс
= 10 кПа (если не задано)
Принимаю стандартный диаметр горловины, мм.
dг
=35
Диаметр выходного сечения сопла элеватора: dс
, мм.
(60)
где Нр
- напор на вводе в здание, дросселируемый в сопле элеватора, м, принимается по результатам гидравлического расчета (таблица 13).
По диаметру горловины элеватора по приложению 17 выбираю элеватор № 5.
9.2. Расчет водоподогревателя
Исходные данные для расчета:
- расчетный расход теплоты на горячее водоснабжение Qгв
=366,6кВт;
- температура греющей воды на входе в подогреватель τ1
″=70о
С;
- температура греющей воды на выходе из подогревателя τ3
″=30о
С;
- температура нагреваемой воды на выходе из подогревателя t1
=60о
С;
- температура нагреваемой воды на входе из подогревателя t2
=5о
С.
Масса греющей воды Gм
, т/ч
(61)
Масса нагреваемой воды Gтр
, т/ч
(62)
Площадь живого сечения трубок fтр
, м2
(63)
где ωтр
– скорость нагреваемой воды в трубках, м/с; рекомендуется принимать в пределах 0,5-1,0 м/с;
По приложению 21 методических указаний выбираем подогреватель марки 8-114×4000-Р.
Таблица 15–Технические характеристики подогревателя марки 8-114×4000Р.
| Dн
, мм |
Dв
, мм |
L, мм | z, шт | fc
, м2 |
fтр
, м2 |
fм
, м2 |
dэкв
, м |
| 114 | 106 | 4000 | 19 | 3,54 | 0,00293 | 0,005 | 0,0155 |
Пересчитываем скорость движения нагреваемой воды в трубках ωтр
, м/с
(64)
Скорость греющей воды в межтрубном пространстве ωм
, м/с
(65)
Средняя температура греющей воды τ, о
С
τ = 0,5∙(τ1
″
+ τ3
″
) (66)
τ = 0,5∙(70 + 30)=50
Средняя температура нагреваемой воды t, о
С
t = 0,5∙(t1
+ t2
) (67)
t=0,5∙(60+5)=32,5
Коэффициент теплоотдачи от греющей воды к стенкам труб α1
, Вт/(м2
∙ о
С)
(68)
Коэффициент теплоотдачи от труб к нагреваемой воде α2
, Вт/(м2
∙ о
С)
(69)
Средняя разность температур в подогревателе ∆tср
, о
C
(70)
Коэффициент теплопередачи К, Вт/(м2
·о
С)
(71)
где м2
·о
С/Вт
(72)
Поверхность водоподогревателя F, м2
(73)
где μ = 0,8
Число секций водоподогревателя n, шт
(74)
10 Мероприятия по экономии тепловой энергии
Ускорение темпов развития народного хозяйства сегодня не может быть достигнуто без проведения в жизнь мероприятий по экономии материальных и трудовых ресурсов.
Жилые и общественные здания являются одним из крупных потребителей тепловой энергии, причём удельный вес этой энергии в общем энергетическом балансе коммунально-бытового сектора неуклонно возрастает. Это связано в первую очередь с решением социальных задач обеспечения труда в домашнем хозяйстве и на предприятиях коммунального хозяйства, снижения времени на ведение домашнего хозяйства, сближения условий жизни городского и сельского населения.
Коммунальная энергетика характеризуется относительно невысоким уровнем топливопотребления. Однако в силу сложившихся условий её работы резервы по улучшению использования топлива, тепловой и электрической энергии здесь чрезвычайно велики. Современные источники теплоты в коммунальной энергетике имеют низкую экономичность, значительно уступающую таковой для котельных установок промышленной энергетики и тепловых электростанций. Для теплоснабжения жилищного фонда коммунальное хозяйство Беларуси большую часть тепловой энергии получает от других отраслей. Эффективность использования этой энергии остаётся невысокой. В РБ этот показатель не выше 38%. Отсюда видно, что дальнейшее успешное развитие народного хозяйства республики будет тормозиться без реализации энергосберегающих мероприятий.
Успешное применение энергосберегающей технологии в значительной мере предопределяет нормы технологического и строительного проектирования зданий и, в частности, требования к параметрам внутреннего воздуха, удельного тепло-, влаго-, паро-, газовыделения.
Значительные резервы экономии топлива заключены в рациональном архитектурно-строительном проектировании новых общественных зданий. Экономия может быть достигнута:
- соответствующим выбором формы и ориентации зданий;
- объёмно-планировочными решениями;
- выбором теплозащитных качеств наружных ограждений;
- выбором дифференцированных по сторонам света стен и размеров окон;
- применением в жилых домах моторизованных утеплённых ставней;
- применением ветроограждающих устройств;
- рациональным расположением, охлаждением и управлением приборами искусственного освещения.
Определённую экономию может принести применение центрального, зонального, пофасадного, поэтажного, местного индивидуального, программного и прерывистого автоматического регулирования и использование управляющих ЭВМ, оснащённых блоками программного и оптимального регулирования энергопотребления.
Тщательный монтаж систем, теплоизоляция, своевременная наладка, соблюдение сроков и состава работ по обслуживанию и ремонту систем и отдельных элементов - важные резервы экономии ТЭР.
Перерасход теплоты в зданиях происходит, в основном, из-за:
- пониженного по сравнению с расчётным сопротивлением теплопередачи ограждающих конструкций;
- перегрева помещений, особенно в переходные периоды года;
- потери теплоты через неизолированные трубопроводы;
- не заинтересованности теплоснабжающих организаций в сокращении расхода теплоты;
- повышенного воздухообмена в помещениях нижних этажей.
Для коренного изменения положения дел с использованием тепла на отопление и горячее водоснабжение зданий у нас необходимо осуществить целый комплекс законодательных мероприятий, определяющих порядок проектирования, строительства и эксплуатации сооружений различного назначения.
Должны быть чётко сформулированы требования к проектным решениям зданий, обеспечивающих пониженное энергопотребление; пересмотрены методы нормирования использования энергоресурсов. Задачи по экономии теплоты на теплоснабжение зданий должны также находить отражение в соответствующих планах социального и экономического развития республики.
В числе важнейших направлений экономии энергии на перспективный период необходимо выделить следующие:
- развитие систем управления энергоустановками с использованием современных средств АСУ на базе микро-ЭВМ;
- использование сборного тепла, всех видов вторичных энергетических ресурсов;
- увеличение доли ТЭЦ, обеспечивающих комбинированную выработку электрической и тепловой энергии;
- улучшение теплотехнических характеристик ограждающих конструкций жилых, административных и промышленных зданий;
- совершенствование конструкций источников теплоты и теплопотребляющих систем.
Оснащение потребителей тепла средствами контроля и регулирования расхода позволяет сократить затраты энергоресурсов не менее, чем на 10–14%. А при учёте изменения скорости ветра - до 20%. Кроме того, применение систем пофасадного регулирования отпуска теплоты на отопление даёт возможность снизить расход теплоты на 5-7%. За счёт автоматического регулирования работы центральных и индивидуальных тепловых пунктов и сокращения или ликвидации потерь сетевой воды достигается экономия до 10%.
С помощью регуляторов и средств оперативного контроля температуры в отапливаемых помещениях можно стабильно выдержать комфортный режим при одновременном снижении температуры на 1-2 ºС. Это даёт возможность сокращать до 10% топлива, расходуемого на отопление.
За счёт интенсификации теплоотдачи нагревательных приборов с помощью вентиляторов достигается сокращение расхода тепловой энергии до 20%.
Известно, что недостаточная теплоизоляция ограждающих конструкций и других элементов зданий приводит к теплопотерям. Интересные испытания эффективности применения теплоизоляции проведены в Канаде. В результате теплоизоляции наружных стен полистиролом толщиной 5 см. тепловые потери были снижены на 65%. Теплоизоляция потолка матами из стекловолокна позволила снизить потери тепла на 69%. Окупаемость затрат на дополнительное устройство теплоизоляции - менее 3 лет. В течение отопительного сезона достигалась экономия по сравнению с нормативными решениями - в интервале 14-71%.
Разработаны ограждающие строительные конструкции со встроенными аккумуляторами на основе фазового перехода гидратных солей. Теплоёмкость аккумулирующего вещества в зоне температуры фазового перехода увеличивается в 4-10 раз. Теплоаккумулирующий материал создан из набора компонентов, которые позволяют иметь температуру плавления от 5 до 70 ºС.
В европейских странах получает распространение аккумулирование теплоты в наружных ограждениях зданий с помощью замоноличенных пластмассовых труб с водногликогелевым раствором. Разработаны также мобильные теплоаккумуляторы ёмкостью до 90 м² с заполнением их жидкостью с высокой температурой кипения (до 320 ºС). Потери тепла в наших аккумуляторах относительно невелики. Снижение температуры теплоносителя не превышает 8 ºС в сутки. Эти аккумуляторы могут быть использованы для утилизации сборного тепла промышленных предприятий и подключения к системам теплоснабжения зданий.
Использование бетона низкой плотности с наполнителями типа перлита или других лёгких материалов для изготовления ограждающих конструкций зданий позволяет в 4-8 раз повысить термическое сопротивление организаций.
11 Техника безопасности
11.1 Контроль режима работы тепловой сети
Основными техническими операциями по эксплуатации тепловых сетей является повседневное обслуживание, периодические испытания и проверки, ремонт и пуск их в действие после ремонта или консервации, а также пуск и включение потребителей тепла после окончания строительно-монтажных работ.
Своевременное и качественное выполнение перечисленных операций должно обеспечивать бесперебойное и надежное снабжение потребителей теплом в виде пара или горячей воды установленных параметров, минимальные потери теплоносителя и тепла и нормативные сроки службы трубопроводов, арматуры и строительных конструкций теплосетей.
При обслуживании общих тепловых сетей различными организациями или подразделениями должны быть четко установлены границы обслуживания. Как правило, границами участков обслуживания являются разделительные задвижки, отнесенные к одному из участков.
Работы в загазованных камерах и каналах разрешается производить по специальным нарядам с соблюдением всех установленных мер безопасности в присутствии командира подразделения (мастера) и при наличии на поверхности у люка не менее двух человек, которые должны наблюдать за работающими в камере.
Обслуживание магистралей тепловых сетей осуществляется слесарями-обходчиками. Состав бригады слесарей-обходчиков должен быть не менее двух человек, один из которых назначается старшим. Бригада слесарей-обходчиков обслуживает примерно 6-8 км магистралей со всеми камерами и оборудованием, установленными на теплопроводах.
Основной задачей слесарей-обходчиков тепловых сетей является обеспечение безаварийной и надежной работы тепловых сетей и бесперебойное снабжение потребителей тепловой энергии.
Для выполнения необходимого текущего предупредительного (профилактического) ремонта слесари-обходчики снабжаются набором необходимого инструмента, ремонтным материалом и аккумуляторными фонарями. Перед выходом на обход старший слесарь-обходчик обязан ознакомиться со схемой работы тепловых сетей и параметрами теплоносителя, получить разрешение на обход от начальника котельной и сообщить дежурному о порядке обхода на своем участке. Обход производится строго по установленному маршруту с тщательным осмотром состояния тепловых сетей.
При осмотре трубопроводов необходимо периодически выпускать воздух через специально для этой цели установленные краны (спускники) во избежание образование «воздушных мешков», проверять состояние теплоизоляции, дренажных устройств и откачивать попавшую в каналы и колодцы воду, проверять показания манометров, установленных в контрольных точках на трубопроводах (нормально манометры должны находиться в отключенном состоянии и включаться только при проверке), и фланцевые соединения: они должны быть чистыми и не иметь течи, болты должны быть соответствующих размеров, иметь только одну шайбу под гайкой и резьба их должна быть смазана маслом с графитом.
При установке паранитовой прокладки ее отверстие должно соответствовать внутреннему диаметру трубопровода. Прокладка смазывается маслом с разведенным в нем графитом. Крепление фланцевого соединения производится завинчиванием гаек накрест без применения излишних усилий. Следует периодически подтягивать болты фланцевых соединений, особенно после резких колебаний температуры теплоносителя.
На действующих теплопроводах задвижки на перемычках должны быть плотно закрыты, а на ответвлениях, где нет потребителей, - немного открыты. Неплотность закрытия задвижки определяется по шуму теплоносителя или по повышению температуры корпуса задвижки.
Все задвижки на действующих трубопроводах должны быть полностью открыты. Во избежание прикипания уплотнительных поверхностей следует периодически прокручивать закрытые задвижки и вентили, а при их полном открытии незначительно повернуть маховик в сторону закрытия.
Особое внимание при обходе обращается на состояние задвижек, вентилей, кранов и другой арматуры. Корпуса их должны быть чистыми, сальники плотно и равномерно затянуты, а шпиндели смазаны. Задвижки, вентили, краны должны постоянно находиться в таком состоянии, чтобы их можно было легко (без приложения особых усилий) открывать и закрывать. Для уплотнительной сальниковой набивки применять асбестовый промасленный и прографиченный шнур. При обнаружении дефектов и неисправностей необходимо произвести ремонт с соблюдением правил и мер безопасности.
Поле каждого обхода старший слесарь-обходчик заносит в журнал обхода результаты обхода, показания приборов и отмечает, какие виды ремонта были произведены. Все обнаруженные дефекты, которые не могут быть устранены без прекращения работы сети, но не представляющие непосредственной опасности с точки зрения надежности, заносят в журнал эксплуатации тепловых сетей и тепловых пунктов.
11.2 Ремонтные работы отдельных узлов тепловой сети
После каждого обхода старший слесарь-обходчик докладывает начальнику смены о результатах обхода и состоянии тепловых сетей. Следует немедленно докладывать по команде о дефектах, неустранимых собственными силами, дефектах которые могут вызвать аварию в сети, и при обнаружении утечки большой разницы давлений в начале и конце теплопровода.
Обслуживающий персонал должен знать величину допустимой утечки теплоносителя (не более 0,25% вместимости теплосети и непосредственно присоединенных к ней систем теплопотребления) и добиваться минимальных потерь теплоносителя. При обнаружении утечки по показаниям приборов следует ускорить обход и осмотр магистралей и колодцев. Если утечка не обнаружена, с разрешения начальника теплового хозяйства производится поочередное отключение участков тепловой сети для определения дефектного участка.
11.3 Эксплуатационные инструкции для обслуживающего персонала
а) Инструкция по правилам и мерам безопасности для слесаря тепловых сетей.
Все работы по обслуживанию теплотрассы выполнять с уведомления начальника котельной.
- Открывать и закрывать крышки люков, смотровых колодцев следует специальными крючками длинной не менее 500 мм.
- Открывать и закрывать крышки люков непосредственно руками, гаечными ключами и другими ключами запрещается!
- Категорически запрещается спускаться в колодцы без спасательного пояса с веревкой независимо от того, обнаружен в колодце газ или нет.
- В случае, если работающий в колодце почувствовал себя плохо, необходимо немедленно его поднять на поверхность, для чего наблюдающий за ним с поверхности, который должен неотлучно находиться у люка и быть снабжен всеми необходимыми приспособлениями.
- Работа в колодцах и камерах при температуре воздуха выше 50 ºС и спуск и производство работ в колодцах, в которых уровень воды превышает 200 мм над уровнем пола при температуре воды 50º С не допускается.
- Не допускается также работа под давлением воды в трубопроводах.
- Прежде чем закрыть люк по окончании работы, ответственный за работу должен проверить, не остался ли случайно внутри колодца, канала кто-либо из рабочих.
- При работе в колодцах теплотрассы в целях защиты от наезда транспорта и обеспечения безопасности пешеходов, места производства работ следует ограждать для чего применять:
А Штатный барьер высотой 1,1 м , окрашенный в белый цвет и красными параллельными полосами шириной по 0,13 м;
Б Дорожные специальные переносные знаки:
- запрещающий (въезд запрещен)
- предупреждающий (ремонтные работы)
- красные флажки на треугольной основе.
- В темное время суток на штакетниках и щитовых ограждениях следует дополнительно вывешивать красные фонари по краям ограждений в верхней их части.
- Для освещения колодцев и каналов применять аккумуляторные фонари. Использовать открытый огонь ЗАПРЕЩАЕТСЯ!
б) Должностная инструкция слесаря по обслуживанию тепловых сетей.
Слесарь по обслуживанию тепловых сетей непосредственно подчиняется начальнику котельной, мастеру и инженеру.
Слесарь по тепловым сетям отвечает:
- за содержание в чистоте колодцев теплотрассы, узлов управления, состояние крышек и отмостков колодцев;
- за нормальное функционирование теплотрассы;
- за своевременный ремонт обнаруженных дефектов на теплотрассе, откачку воды из колодцев;
- за выполнение правил техники безопасности при ремонтах и осмотрах теплотрассы;
- за выполнение инструкции и содержанию тепловых сетей.
Слесарь по тепловым сетям обязан:
- обслуживать оборудование тепловых сетей с трубопроводами диаметром до 500 мм;
- ежедневно производить обход трасс подземных и наземных тепловых сетей и внешним осмотром проверить отсутствие утечки воды через трубопроводы и арматуру;
- наблюдать за состоянием внешней поверхности теплотрасс с целью предохранения трубопроводов от затопления верхними или грунтовыми водами;
- проверять состояние попутных дренажей колодцев, очищать дренажные колодцы и трубы, откачивать воду из камер и колодцев;
- осматривать оборудование в камерах и надземных павильонах;
- обслуживать и ремонтировать текущим ремонтом запорную и регулирующую арматуру, спускные и воздушные краны, сальниковые крышки и другое оборудование и сооружения тепловых сетей;
- проверять камеры на загазованность;
- содержать камеры и все оборудование в камерах в чистоте, производить покраску металлоконструкций, маркировку трубопровода и арматуры;
- производить текущий ремонт, гидравлические и тепловые испытания тепловых сетей, контролировать режим их работы;
- знать внутренние разводки сетей отопления;
- не уходить без разрешения с дежурства и не заниматься посторонними делами на дежурстве;
Слесарь по тепловым сетям должен знать:
- схему обслуживания участка, расположение трубопроводов сети теплоснабжения колодцев и задвижек;
- устройство и принцип работы тепловых сетей;
- особенности работы на оборудовании, находящегося под давлением;
- назначение и места установки арматуры, компрессоров, средств измерений обслуживаемого участка;
- виды и привила производства земляных, такелажных, ремонтных и монтажных работ;
- слесарное дело;
- основы теплотехники;
- меры техники безопасности при обслуживании тепловых сетей.
Список используемых источников
1. Гаджиев Р.А., Воронина А.А. Охрана труда в тепловом хозяйстве промышленных предприятий. М. Стройиздат, 1979.
2. Манюк В.И. и др. Наладка и эксплуатация водяных тепловых сетей. М.Стройиздат, 1988.
3. Панин В.И. Справочное пособие теплоэнергетика жилищно-коммунального хозяйства. М. Стройиздат, 1970.
4. Справочное пособие. Водяные тепловые сети. М. Энергоатомиздат,1988.
5. Справочник проектировщика. Проектирование тепловых сетей. Под ред. А.А.Николаева. М. Стройиздат, 1965.
6. Тепловые сети. СНиП 2.04.07-86. М. 1987.
7. Щекин Р.В. и др. Справочник по теплоснабжению и вентиляции. Киев “Будивельник”, 1968.
8. СНиП 2.04.14-88. Тепловая изоляция оборудования и теплопроводов. / Госстрой СССР. –М: ЦИТП Госстроя СССР, 1989.
9. Б.М. Хрусталев, Ю.Я. Кувшинов, В.М. Копко. Теплоснабжение и вентиляция. Курсовое и дипломное проектирование. –М: Издательство ассоциации строительных Вузов. 2005.
Таблица 10 – Гидравлический расчет тепловой сети
№ уч. |
G т/ч |
l м |
lэ
м |
lпр
м |
Подающая магистраль | Обратная магистраль | Нп
уч. м |
Но
м |
Нр
м |
||||||
d мм |
R Па/м |
ΔРс
Па |
ΔНс
Па |
d мм |
R Па/м |
ΔРс
Па |
ΔНс
Па |
||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 |
| №1 | 48,66 | 98 | 22,74 | 120,74 | 159x4,5 | 56,7 | 6845,958 | 0,68 | 159x4,5 | 56,7 | 6845,958 | 0,68 | 51,32 | 27,68 | 23,64 |
| №2 | 35,65 | 65 | 11,32 | 76,32 | 133x4 | 80,2 | 6120,864 | 0,61 | 133x4 | 80,2 | 6120,864 | 0,61 | 50,71 | 28,29 | 22,42 |
| №3 | 24,07 | 58 | 10,4 | 68,4 | 108x4 | 116 | 7934,4 | 0,79 | 108x4 | 116 | 7934,4 | 0,79 | 49,92 | 29,08 | 20,84 |
| №4 | 9,11 | 126 | 9,04 | 135,04 | 89x3,5 | 52,2 | 7049,088 | 0,70 | 89x3,5 | 52,2 | 7049,088 | 0,70 | 49,22 | 29,78 | 19,44 |
| №5 | 11,84 | 42 | 8,6 | 50,6 | 89x3,5 | 83,3 | 4214,98 | 0,42 | 89x3,5 | 83,3 | 4214,98 | 0,42 | 49,56 | 29,5 | 20,06 |
| №6 | 3,12 | 38 | 4,9 | 42,9 | 57x3,5 | 71,22 | 3055,338 | 0,31 | 57x3,5 | 71,22 | 3055,338 | 0,31 | 49,67 | 29,39 | 20,28 |
| №7 | 11,58 | 96 | 12,1 | 108,1 | 89x3,5 | 76,5 | 8269,65 | 0,83 | 89x3,5 | 76,5 | 8269,65 | 0,83 | 49,88 | 29,12 | 20,76 |
| №8 | 13,01 | 26 | 8,6 | 34,6 | 89x3,5 | 97,8 | 3383,88 | 0,34 | 89x3,5 | 97,8 | 3383,88 | 0,34 | 50,98 | 28,02 | 22,96 |
| Число часов стояния | +8 +6 |
+6 +4 |
+4 +2 |
+2 0 |
0 -2 |
-2 -4 |
-4 -6 |
-6 -8 |
-8 -10 |
-10 -12 |
-12 -14 |
-14 -16 |
-16 -18 |
-18 -20 |
-20 -22 |
-22 -24 |
-24 -26 |
| n | 471 | 468 | 558 | 881 | 624 | 445 | 363 | 297 | 216 | 173 | 132 | 99 | 75 | 53 | 37 | 23 | 26 |
| ∑n | 4941 | 4470 | 4002 | 3444 | 2563 | 1939 | 1494 | 1131 | 834 | 618 | 445 | 313 | 214 | 139 | 86 | 49 | 26 |