Спецкурс по теплоснабжению». - Ростов-на-Дону

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО
ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
«РОСТОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТРОИТЕЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Г.М. Кравченко
СПЕЦКУРС
ПО ТЕПЛОСНАБЖЕНИЮ
Ростов-на-Дону
2009
УДК 697.34
К 78
Рецензент: Г.Ф. Алексеев, д-р техн. наук, проф. (РГУПС)
Г.М. Кравченко
К78 Спецкурс по теплоснабжению: учебное пособие. – Ростов-на-Дону: Рост.
гос. строит. ун-т, 2009. – 72 с.
Приводится теоретический и практический материал, необходимый для
подготовки курсового проекта и сдачи экзамена по дисциплине «Спецкурс».
Рассмотрены случаи, встречающиеся в практике работы систем централизованного теплоснабжения, в этом числе во внештатных условиях. Даны примеры
расчета и необходимый справочный материал.
Предназначено для студентов специальности 290701 «Теплогазоснабжение и вентиляция» очной и заочной форм обучения. Может быть полезно инженерно - техническим работникам эксплуатирующих организаций.
УДК 697.34
© Кравченко Г.М., 2009.
© Ростовский государственный
строительный университет, 2009.
3
ОГЛАВЛЕНИЕ
Основные буквенные обозначения величин . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4
1. Схемы тепловых сетей. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5
1.1. Принципы построения схем тепловых сетей . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5
1.2. Магистральные тепловые сети. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .8
1.3. Распределительные тепловые сети. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
2. Проектирование трасс тепловых сетей. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
2.1. Выбор трассы на стадии разработки схем. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
2.2. Инженерные изыскания. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
2.3. Проектирование трассы в плане и профиле . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .15
2.4. Пересечение естественных препятствий и искусственных
сооружений . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20
2.5. Выбор оптимального варианта трассы. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
3. Тепломеханический расчет трубопроводов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .22
3.1. Общие положения. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .22
3.2. Примеры расчета: . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .24
4. Расчет усилий, действующих в бесканальных трубопроводах . . . . . . . . . 31
4.1. Общие положения. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
4.2. Расчет компенсационных деформаций. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33
4.3. Проверка устойчивости на продольный изгиб . . . . . . . . . . . . . . . . . . .36
4.4. Технология предварительного разогрева теплопроводов. . . . . . . . . . 37
4.5. Пример расчета подземного бесканального теплопровода
на прочность и компенсацию температурных деформаций . . . . . . . . .38
4.6. Пример расчета подземного бесканального теплопровода на изгиб . 39
5. Гидравлический режим местных систем потребителей теплоты. . . . . . . .40
5.1. Расчет и выбор гидроэлеватора. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41
5.2. Определение потокораспределения при расстройстве компоновки
элеваторного узла. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44
6. Тепловой режим местных систем потребителей теплоты. . . . . . . . . . . . . . 46
6.1. Влияние расхода воды на тепловой режим местных систем . . . . . . . .46
6.2. Влияние коэффициента смешения на тепловой режим
местных систем . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .48
6.3. Влияние температуры воды в тепловой сети на тепловой режим
местных систем . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .49
6.4.Анализ работы местных систем. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50
7. Курсовой проект по спецкурсу. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .50
7.1. Анализ работы абонентского ввода с элеваторным смешением . . . . .50
7.2. Расчет компенсирующей способности и размеров П-образного
компенсатора. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55
7.3. Расчет компенсации температурных удлинений . . . . . . . . . . . . . . . . . .59
9. Библиографический список . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .62
8. Приложения. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63
4
ОСНОВНЫЕ БУКВЕННЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ ВЕЛИЧИН
L, l – расстояние между неподвижными или подвижными опорами, м;
∆ l – полное тепловое удлинение расчетного участка, м;
∆ X – принимаемое к расчету тепловое удлинение трубопровода, м;
ε – коэффициент, учитывающий релаксацию компенсационных напряжений и
предварительную растяжку компенсатора, принимается в зависимости от температурного режима теплопровода;
τ 1/ – температура воды в трубопроводе при температуре наружного воздуха, расчетной для проектирования отопления, °С;
t н/ – температура наружного воздуха, расчетная для проектирования отопления, °С;
DH, dH – наружный диаметр трубы, м;
DBH, dBH – внутренний диаметр трубы, м;
Dy,dy – условный диаметр трубы, м;
F – площадь поперечного сечения трубы, м2;
FT – площадь сечения стенки трубы, м2;
J – экваториальный момент инерции трубы, м4;
W – экваториальный момент сопротивления трубы, м3;
σ к – компенсационное напряжение в стенке трубы, МПа;
[ σ ]* – допустимое напряжение в стенке трубы, МПа;
h – геометрическая характеристика отвода;
k – коэффициент жесткости отвода;
m – поправочный коэффициент напряжения для гнутых
гладких труб;
М – изгибающий момент, Н м;
Рх, Ру – силы упругой деформации, Н;
р – силы трения в грунте, Н/м;
Е – модуль упругости стали, Н/м2 ;
Р – давление теплоносителя, МПа;
в – коэффициент линейного расширения трубных сталей, м/м °С.
S – гидравлическое сопротивление трубопроводной системы, Пас2 /кг2 ;
∆ Р – падение давления в системе, Па;
G, V – расход воды в системе, кг/с;
Q 0/ – расчетный тепловой поток на отопление, Вт;
С – теплоемкость воды, Дж/кг, °С, принимается к расчету С = 4190 Дж/кг °С;
τ 1 ,τ 2,τ 3 – температура воды, соответственно, в подающей линии тепловой сети, обратной линии тепловой сети, подающем стояке отопительной системы, °С;
и – коэффициент смешения элеватора;
di – диаметр выходного сечения сопла, м
Iэ – эквивалентная длина местных сопротивлений, м;
d0 – диаметр отверстия дроссельной диафрагмы, м, мм;
Н – напор, м вод. ст., Па;
а – коэффициент теплоотдачи, Вт/м °С;
tH – температура наружного воздуха, °С;
5
1. СХЕМЫ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ
1.1. Принципы построения схем тепловых сетей
В комплексной системе централизованного теплоснабжения среди трех
основных ее элементов – источника теплоснабжения, тепловой сети и потребителя – тепловая сеть является не только соединительным, транспортным средством, но и звеном, определяющим надежность теплоснабжения
потребителей, режим работы и показатели всей системы теплоснабжения. В
понятие "тепловая сеть" при этом включаются не только трубопроводы, соединяющие источник теплоснабжения с потребителем, но и все устройства этой сети (насосные станции, тепловые пункты и т.д.).
Тепловые сети должны сохранять способность (свойство) непрерывной
подачи теплоносителя к потребителю в необходимом количестве в течение
всего года, за исключением кратковременного перерыва для профилактического ремонта в летнее время. Продолжительность возможных перерывов в
подаче теплоты должна рассчитываться на наиболее низкие температуры наружного воздуха для данной местности. Требования к надежности возрастают
по мере снижения расчетных температур воздуха и повышения диаметра трубопровода, при этом с увеличением диаметра необходимо учитывать и объем
отключаемой тепловой нагрузки. Так, если повреждение трубопровода диаметром 50 мм вызывает, как правило, отключение одного жилого дома, то ремонт трубопровода диаметром 500 мм приводит к перерыву в подаче теплоты
для целого жилого микрорайона.
Тепловые сети должны обладать управляемостью, т.е. обеспечивать необходимый режим, возможность совместной работы источников теплоснабжения и взаимного резервирования магистралей. Управляемость сети должна быть
основана на надежном контроле за режимом работы всех ее элементов, быстром
обнаружении возникших утечек теплоносителя и локализации поврежденных
участков сети или потребителей, что должно предохранить тепловую сеть, в
том числе и от подачи необработанной воды.
Режим работы магистральных тепловых сетей должен обеспечить максимальную экономичность при выработке и транспорте теплоты за счет совместной работы ТЭЦ и котельных, снижение расхода электроэнергии на перекачку
теплоносителя и т.д.
Режим работы распределительных сетей должен обеспечить экономию теплоты при ее использовании за счет регулирования параметров и расхода теплоносителя в соответствии с необходимым режимом потребления, упрощения
схем тепловых пунктов, уменьшения использования дорогостоящих регуляторов и др.
Принципиальные схемы построения тепловых сетей приведены на рис. 1.
6
Рис. 1. Принципиальные схемы тепловых сетей:
а – с индивидуальными тепловыми пунктами; б – с групповыми тепловыми пунктами
(ГТП); 1 – ТЭЦ (районная котельная); 2 – тепловая магистраль; 3 – распределительные сети в
микрорайонах; 4 – групповые тепловые пункты; 5 – секционирующие задвижки на магистралях (задвижки на ответвлениях от магистралей условно не показаны).
Вариант "а" – тепловая схема с местными тепловыми пунктами; вся
трансформация режима, необходимая для систем теплоиспользования потребителей, в этом случае должна проводиться в тепловых пунктах потребителей.
Если тепловая сеть в этом варианте состоит из сотен и даже тысяч отдельных
тепловых пунктов в зданиях, то каждый из них должен быть рассчитан на параметры теплоисточника и, иметь оборудование и приборы регулирования, защиты, контроля и учета, позволяющие удовлетворительно сочетать режим использования теплоты с режимом теплоисточника и тепловой сети. Реально это
возможно в тепловых сетях небольшой протяженности с ограниченным числом
потребителей, работающих от котельной небольшой мощности.
Вариант "б" предусматривает сооружение групповых (микрорайонных)
тепловых пунктов с использованием самых простых схем МТП в зданиях. Такое решение, кроме экономических соображений, опирается и на технологические, которые объясняются тем, что тепловая устойчивость и точность распределения циркулирующей сетевой воды определяется в условиях отсутствия авторегуляторов гидравлической устойчивостью тепловой сети или в упрощенном варианте – от соотношения напоров в начале и конце сети. Поддержание
этого соотношения в магистральных сетях сложно, зато осуществимо в распределительных сетях с небольшим радиусом действия (до 600 – 800 м). В схеме
"б", кроме ГТП, появляется еще одна отличительная особенность – значительное уменьшение количества ответвлений от магистрали. Это увеличивает ее надежность (снижение количества камер с задвижками), повышает управляемость
7
тепловой сети (наличие крупных пунктов управления) и вместе с тем не вызывает увеличения затрат.
Простой и часто применяемой схемой тепловых сетей является тупиковая
древовидная; но надежность ее совершенно недостаточна, особенно в сетях с
большим радиусом действия.
Повысить их надежность можно путем:
1) увеличения надежности отдельных элементов сети (надежная антикоррозионная защита, осушение трасс, стальная бесфланцевая арматура и т.д.);
2) применения "щадящего" режима работы системы в целом или наиболее
повреждаемых ее элементов, поддерживая температуру воды в подающих линиях 100 °С и выше, а в обратных 50 °С и ниже;
3) резервирования, т.е. введения в систему дополнительных элементов, которые могут заменить (полностью или частично) элементы, вышедшие из строя.
Так как резервирование в тупиковых схемах приведет к их удорожанию,
то при определении степени резервирования необходимо учесть:
- климатические условия данной местности, которые во многом определяют характер последствий при отключениях теплопроводов для ликвидации
аварий (темп снижения температуры внутреннего воздуха, возможность замерзания воды в трубах систем отопления, расположенных в подвалах). По этой
причине резервирование особенно актуально для местностей с расчетной температурой на отопление -20 °С и ниже, особенно для северных регионов страны, где низкие температуры сочетаются с большими скоростями ветра;
- диаметр трубопроводов, радиус их действия и тип прокладки (наружная,
проходной и непроходной каналы, бесканальная), наличие и качество антикоррозионной защиты труб, возможность быстрого доступа к трубам для ремонта.
Чем больше диаметр теплопровода, тем значительнее количество отключаемых
зданий и жителей; чем больше радиус действия сетей, тем ниже надежность теплоснабжения концевых потребителей;
- условия эксплуатации проектируемых сетей (наличие единой службы
эксплуатации, включая аварийно-восстановительные подразделения), что, в конечном счете, определяет необходимое время ликвидации повреждения и отключения потребителей. Это время зависит от диаметра поврежденного трубопровода (табл. 1).
Таблица 1
Наименование
Расчетная тепловая нагрузка, МВт
Расчетная продолжительность отклонения, ч
Количество жителей в отключенных домах,
тыс. чел.
Условный диаметр тр-да, мм
300
25-30
15
12-15
500
100-120
20
50-60
700
190-220
25
95-110
1000
400-440
35
200-220
Учет всех указанных факторов должен быть основан на обширной и достаточно надежной статистике о повреждениях определенных конструкций трубопроводов в различных условиях (грунты, грунтовые воды и пр.).
8
Анализ схем тепловых сетей городов и населенных пунктов неизменно
показывает, что все жилые районы по условиям очередности строительства
обеспечиваются несколькими тепловыми магистралями, а все трубопроводы
больших диаметров соединены между собой перемычками. Наличие резервируемых магистралей позволяет с меньшими затратами (по сравнению с местными резервными источниками теплоты) обеспечивать надежное теплоснабжение, прежде всего потребителей первой категории – больниц, родильных домов, детских учреждений и др. (в том числе и группы жилых зданий численностью 20 - 25 тыс. чел., т.е. около 10000 квартир).
Тепловые сети должны сооружаться по блочному принципу. Блоком
должна являться распределительная сеть с радиусом действия 500 – 800 м. Каждый блок должен обеспечивать теплоснабжение жилого микрорайона примерно в 10 тыс. квартир (тепловая мощность 30 – 50 МВт). Блок должен либо непосредственно присоединяться к коллектору теплоисточника, либо иметь двухстороннее теплоснабжение от тепловых магистралей. Радиальные магистрали,
отходящие от теплоисточника (ТЭЦ или районная котельная), должны соединяться либо с магистралями от других источников, либо между собой. Перемычки между магистралями для резервирования используются как в нормальном, так и в аварийном режимах работы, т.е. рассматриваются как часть магистралей. Количество и диаметры перемычек определяются исходя из режима резервирования при сниженном количестве теплоносителя (70% нормального).
1.2. Магистральные тепловые сети
Магистральные сети должны быть наиболее надежным элементом тепловых сетей и эта надежность должна повышаться по мере роста количества потребителей и, следовательно, диаметра магистралей.
Резервирование в тепловых сетях может быть эффективным, а дополнительные затраты на него снижены, если использовать технологическую особенность теплового режима сетей, а именно возможность в течение всего отопительного периода компенсировать снижение расхода подаваемой потребителям воды из сети ее температурой. Однако с учетом того, что
системы отопления устойчиво работают при расходе теплоносителя, близком к 100%, реализация этого метода резервирования возможна лишь при
подключении систем отопления через подогреватель или смесительный насос.
В состав систем большой тепловой мощности от ТЭЦ все чаще включаются водогрейные котельные, расположенные на магистральных тепловых
сетях, при этом котельная может быть либо резервной, либо пиковой. Как
правило, районные водогрейные котельные в городах возникают до начала
сооружения ТЭЦ, обеспечивая теплоснабжение первичного комплекса тепловых потребителей. На рис. 2 приведена схема тепловой сети города при наличии нескольких крупных источников теплоты.
9
Рис. 2. Принципиальная схема городских тепловых сетей с совместной работой
теплоисточников и резервированием магистралей. (РТП – районный ТП)
Каждый микрорайон имеет свой ГТП; двухстороннее теплоснабжение каждого ГТП на схеме предусмотрено: от магистралей № 1 и 2 путем их соединения
перемычками, от магистралей № 3 и 4 путем совместной работы ТЭЦ № 1: в первом случае с ТЭЦ № 2, во втором – с районной котельной (РК). Рассмотрим, как
данная схема соответствует требованиям, сформулированным выше.
Непрерывность подачи теплоты обеспечивается кольцевой схемой магистральных сетей. Все распределительные схемы имеют двухстороннее питание.
Возможная длительность перерыва в подаче теплоты определяется временем,
необходимым для переключения задвижек, что при наличии телеуправления
может быть в течение часа. Непрерывность подачи теплоты при данной схеме
может быть нарушена при возникновении повреждения в узле (камере) примыкания ГТП к магистрали. В целях исключения этого необходимо уделить особое внимание повышению надежности этого узла (использование бесфланцевых задвижек, усовершенствование сальниковых уплотнений, надежное электропитание и т.д.).
Отмеченное в равной степени относится и к оборудованию, установленному в ГТП. Элементы, не обладающие необходимой надежностью,
должны резервироваться. В частности, это относится к насосным агрегатам,
если предусматривается их продолжительная работа.
Непрерывность подачи теплоты непосредственно потребителю, т.е. зданию (объекту), зависит не только от обеспечения надежного питания ГТП, но
также от надежности распределительной сети.
Высокая степень управляемости приведенной схемы определяется возможностью:
10
- постоянного контроля за параметрами теплоносителя во всех ГТП, за распределением сетевой воды, дистанционной корректировки этого распределения;
- изменения гидравлического режима в магистральных сетях без изменения режима в распределительных сетях;
- широкого варьирования температурным режимом магистральной сети;
- быстрым обнаружением возможных повреждений, а также других нарушений режима в распределительных сетях.
Наличие ГТП позволяет отделить (при наличии насосов) тепловой и гидравлический режимы в распределительных сетях (и, следовательно, у потребителей) от режима магистралей, что обеспечивает большие возможности
маневрирования: совместную работу источников теплоты при наилучшем их
использовании, проведение балансового режима регулирования, экономичный график отпуска теплоты по часам суток.
Схема обладает высокой ремонтопригодностью, в силу чего имеется возможность выполнения ремонтных работ на любом участке магистральной сети
почти в любое время года (за исключением 2-3 месяцев зимних максимальных нагрузок) без нарушения нормального теплоснабжения потребителей.
Проведенные расчеты магистральных сетей на режим резервирования показывают, что наименьшее удорожание их достигается при симметричных схемах –
одинаковая тепловая нагрузка и параллельное прохождение магистралей (рис. 3).
Рис. 3. Схемы теплоснабжения города от ТЭЦ и районных котельных: 1 – промышленные районы; 2 – ТЭЦ; 3 – районные котельные; 4 – тепловые магистрали от ТЭЦ;
5 –перемычки, соединяющие сети ТЭЦ; 6 – групповые тепловые пункты (ГТП)
На схеме предусмотрено резервирование магистралей через перемычки,
взаимное резервирование ТЭЦ через тепловые сети (на тепловую производительность одного котла) и использование районных котельных в качестве резервных источников для коротких тупиковых магистралей.
Следовательно, рекомендуется следующий порядок проектирования магистральных сетей: на тепловой карте района ориентировочно намечаются места ГТП; тепловая мощность ГТП должна находиться в пределах З0
11
– 50 МВт и соответствовать номенклатуре разработанных типовых проектов.
Радиус действия распределительных сетей за ГТП должен находиться, как
правило, в пределах 600 – 800 м. Каждый жилой микрорайон, общественный
центр и промышленно-транспортный объект должны иметь только один ГТП.
При теплоснабжении небольших микрорайонов рекомендуется их объединение. Все потребители, присоединяемые к данному ГТП, должны быть расположены на примерно одинаковых отметках местности.
Исходя из размещения ГТП, намечают возможные (по условиям городской планировки) трассы магистралей и перемычек между ними. Трассы
магистралей выбирают по возможности с параллельным (или близким к нему)
расположением, что облегчает сооружение перемычек. На трассах магистральных сетей намечают возможные (наиболее опасные) места повреждений.
Производится гидравлический расчет сети при аварийных режимах для определения диаметров соединительных линий (перемычек) и уточнения диаметров магистралей. Расходы теплоносителя при аварийных режимах принимаются в размере 70% расчетных при нормальном режиме. Резервирование магистральных сетей через распределительные сети (за ГТП) не допускается. В схеме магистральных сетей нужно учитывать необходимость совместной работы ТЭЦ и находящихся в ее тепловом районе котельных с тепловой мощностью 60 МВт и более, а также взаимного резервирования городских ТЭЦ между собой на тепловую нагрузку самого мощного котла.
В небольших городах при суммарных тепловых нагрузках жилищнокоммунального сектора, например до 200 МВт, вполне обосновано сооружать групповые котельные с тепловой мощностью 20 – 30 МВт. В этих
случаях нет необходимости сооружения отдельно стоящих ГТП, так как оборудование может быть предусмотрено непосредственно в котельной, а тепловые
сети могут быть трех- или четырехтрубными. Исключение составляют те
случаи, когда радиус действия тепловых сетей от котельной превосходит
0,8 ÷ 1,2 км. В этих случаях целесообразно укрупнение МТП в пределах многосекционного жилого здания, что позволит упростить эксплуатацию тепловой
сети.
1.3. Распределительные тепловые сети
Тепловые сети внутри микрорайонов в соответствии с их основной задачей распределения теплоносителя по зданиям называются распределительными; они могут отходить непосредственно от котельных, либо присоединяться
к магистральным сетям от ТЭЦ. Присоединять распределительные сети к
магистралям можно непосредственно с помощью задвижек или через ГТП,
что наиболее целесообразно. При теплоснабжении микрорайонов от собственной котельной последняя должна выполнять также роль ГТП. При
непосредственном присоединении к магистрали распределительные сети прокладываются двухтрубными, от ГТП (котельной) сети могут быть также трехи четырехтрубными. Простейшая схема двухтрубных распределительных сетей приведена на рис. 4.
12
Рис. 4. Принципиальные схемы двухтрубных распределительных сетей микрорайона (в однолинейном изображении)
Распределительные сети проектируются тупиковыми, и секционирующие задвижки устанавливать на них не принято. Это объясняется
сравнительно небольшим радиусом их действия (обычно в пределах 1000 м) и
небольшим диаметром труб, что дает возможность при правильной организации эксплуатации ликвидировать возникающие повреждения за короткий
период времени (до 12 часов). Однако в ряде случаев (районы с низкими расчетными температурами, больницы и др.) и этот срок может быть неприемлем. Кроме того, в таких сетях для оперативного реагирования на
аварии необходимо иметь специализированную службу, которая будет
рентабельна только на крупных тепловых сетях.
Повысить надежность таких схем можно, если:
- установить секционирующие задвижки (вариант "а"), что увеличивает
надежность снабжения потребителей, присоединенных на первом участке
сети;
- соорудить кольцевую секционированную распределительную сеть (вариант "б").
При наличии двух параллельно проходящих тепловых магистралей возможна установка перемычки с разделительной задвижкой (вариант "в"). Наиболее надежным будет вариант "г", в котором, кроме соединительной перемычки с задвижкой, предусмотрено секционирование сети с двухсторонним
присоединением каждого ответвления.
Надежность распределительных сетей, как и всех сетей, определяется не
только схемой, но и конструкцией их прокладки. Возможность периодического осмотра (при правильно организованной эксплуатации) значительно по-
13
вышает степень надежности. Отсюда преимущество прокладки труб в подвалах и внутримикрорайонных (внутриквартальных) коллекторах. Прокладка
труб по подвалам является к тому же и наиболее дешевой, но требует комплексной застройки микрорайона.
Вопросы надежности подачи теплоносителя актуальны и для распределительных сетей, работающих от ГТП. В двухтрубных сетях они практически
те же, что и рассмотренные выше. В четырехтрубных распределительных
сетях, несмотря на удвоенное количество прокладываемых труб, надежное
обеспечение одинаково с двухтрубными, так как из-за разного качества воды
их нельзя взаимно резервировать даже в летнее время. Лучше это решается в
трехтрубных сетях, где две подающие трубы (на отопление и горячее водоснабжение) могут, хотя и не полностью взаимно резервировать друг друга
(обычно считается, что количество отказов из-за наружной коррозии на подающих магистралях в 8-9 раз больше, чем на обратных).
Проектируемая распределительная сеть за ГТП должна иметь достаточную гидравлическую устойчивость. В первом приближении такая устойчивость достигается за счет определенного соотношения между потерями напора в МТП (с элеваторами) и распределительных сетях. Чем это соотношение
больше, тем устойчивее сеть, тем точнее можно распределить теплоноситель.
Для средних условий это соотношение в ночном режиме должно составлять от
2 до 3; меньшая величина относится к коротким сетям, большая – к протяженным.
Недостаточную гидравлическую устойчивость нередко имеют и проектируемые групповые системы горячего водоснабжения (в режиме циркуляции),
что ведет к недопустимому снижению температуры подаваемой воды в
наиболее удаленных системах и стояках. Гидравлическая устойчивость групповой системы горячего водоснабжения может быть достигнута повышением
потерь напора в секционных узлах (или стояках) системы в циркуляционном
режиме. При обычно принимаемом напоре циркуляционного насоса
20 – 30 м потери напора в секционных узлах следует довести примерно до
6 – 8 м. Это может быть достигнуто за счет установки на стояке недалеко от
места его врезки в циркуляционную магистраль дроссельных диафрагм или
куска трубы меньшего сечения. Расчеты необходимых вставок нужно производить по методике, разработанной в АКХ им. Панфилова.
2. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ТРАСС ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ
2.1. Выбор трассы на стадии разработки схем
Проектирование трасс магистральных тепловых сетей должно увязываться с условиями как сложившегося комплекса застройки и подземного
хозяйства города, так и перспективами его дальнейшего развития. Принципиальное направление трасс магистральных тепловых сетей нужно выбирать
на стадиях разработки генеральной схемы централизованного теплоснабжения города или схем тепломагистралей от проектируемых источников тепло-
14
ты (ТЭЦ, ACT, районных котельных). Это позволяет увязывать строительство
тепломагистралей со строительством городских инженерных сооружений по
трассе, их размещением и сроками осуществления, поскольку в отраслевых организациях городского хозяйства также разрабатывают схемы развития объектов дорожно-транспортного, водопроводно-канализационного, энергетического и газового хозяйства, а также общих коллекторов для подземных коммуникаций (трубопроводов и кабелей различного назначения).
Трассы магистральных тепловых сетей при разработке схем устанавливаются по имеющимся топографическим картам различного масштаба, с
нанесенными на них реками, озерами, прудами, заболоченными местами, лесом, с/х угодьями, железнодорожными и автомобильными дорогами, городскими проездами и пр. На стадии разработки схем для оценки геологической и гидрогеологической характеристики районов прохождения трассы используют архивные материалы изысканий прошлых лет по параллельно проходящим линейным сооружениям (дороги, коммуникации, ЛЭП и т.д.).
В схемах определяют начальные (ТЭЦ, РК) и конечные точки тепломагистралей и их примерные диаметры по участкам, исходя из месторасположения объектов теплоснабжения, их теплового потребления, требований резервирования и пр.
2.2. Инженерные изыскания
Для проектирования тепловых сетей необходимы исходные данные, определяющие: топографические условия местности; характер планировки и застройки городских районов; размещение надземных и подземных инженерных сооружений и коммуникаций; характеристику свойств грунтов и глубину
их залегания; режим и физико-химические свойства подземных вод и др. Получить эти данные – задача инженерных изысканий.
Производство натурных инженерных изысканий в городских условиях
связано со значительными трудностями из-за наличия капитальных зданий, дорожно-транспортных сооружений, подземной сети коммуникаций. В то же время выполнение изысканий в районах существующей застройки, где есть надземные и подземные сооружения, значительно облегчается использованием имеющихся геодезических и геологических материалов (карт, планов,
отчетов исследований), что сокращает объем работ и их стоимость.
При проектировании тепловых сетей на территории сложившихся городских районов топографическую съемку обычно не производят, используя имеющиеся архивные геодезические материалы и готовые планы, снятые
при строительстве ранее построенных объектов. Эти материалы должны
быть откорректированы путем съемки и нанесения вновь построенных
зданий и сооружений, а также подземных коммуникаций. Для съемки коммуникаций используют колодцы и производят раскопки для определения их высотного положения. Для обнаружения силовых и телефонных кабелей, водопроводных и газовых сетей применяют кабеле- и трассоискатели. С помощью
инженерно-геологических изысканий по трассе магистральных тепловых
сетей должны выявить физико-механические свойства грунтов и условия их
15
залегания, режим и физико-химические свойства подземных вод, положение
их уровня по сезонам года. Состав и объем этих изысканий определяются степенью изученности данного района. Основным средством геологотехнической разведки является бурение скважин и шурфование. При спокойном рельефе местности и отсутствии на поверхности признаков изменения характера грунтов закладывают шурфы глубиной 3 м или скважины глубиной 3-4
м из расчета 3-5 закладок на километр трассы. Для проектирования проходных
каналов и туннелей скважины бурят через каждые 50 м. В случае обнаружения в
шурфах или скважинах грунтовых вод замеряют их статический уровень и тщательно обследуют характер водоносных грунтов, их мощность и напластование,
а также характер и мощность подстилающего водоупорного слоя.
В местах пересечения трассой рек, ручьев, прудов, оврагов скважины закладывают на расстоянии 20-30 м друг от друга в зависимости от ширины
пересекаемых препятствий. Глубина скважины в таких местах должна быть
не менее 3 м, считая от дна водоема. Скважины, заложенные в начале, середине и в конце участка трассы, должны быть такой глубины, чтобы они входили в материковый грунт не менее чем на 1 м. Для качественного проектирования тепловых сетей важно знать фактические гидрогеологические условия
трассы: глубина залегания, режим и физико-химические свойства грунтовых
вод. Эти условия определяют необходимость и методы защиты конструкций теплопроводов от затапливания в период эксплуатации (дренаж, гидроизоляция) и
характер мероприятий для осушения траншей и котлованов при строительстве (водоотлив, водопонижение, замораживание грунта и пр.).
В состав инженерных изысканий при проектировании тепловых сетей по
отдельному заданию могут быть включены обследования фундаментов зданий и сооружений, пересекаемых или близко расположенных к трассе тепломагистрали. Целью этих обследований является определение конструкции фундаментов сооружений, их глубины и характера грунтов основания. На основании
полученных данных принимаются решения о необходимости и методах предохранения зданий и сооружений от просадки и повреждений, как в период строительства тепловых сетей, так и в период их эксплуатации при возможном аварийном повреждении. Обследование фундаментов сооружений производится
путем шурфования.
2.3. Проектирование трассы в плане и профиле
Детальное трассирование магистральной тепловой сети выполняется при
разработке проекта и рабочих чертежей, для чего в качестве подосновы используются геодезические планы в масштабах: 1:2000, 1:1000 или 1:500 с нанесенными на них красными линиями существующей и перспективной застройки
городской территории и подземными коммуникациями, а также данные проведенных инженерных изысканий в районе прохождения трассы. Проектирование
трассы магистрального трубопровода и последующее согласование ее с городскими организациями может быть значительно облегчено при условии пред-
16
варительного составления архитектурно-планировочного задания на строительство тепломагистрали. АПЗ выполняется городской проектнопланировочной организацией или проектным институтом, проектирующим
тепломагистраль, и утверждается АПУ администрации города.
Трасса тепломагистрали, наносимая на топографический план, выбирается по кратчайшему направлению между начальной и конечной ее точками с
учетом обхода труднопроходимых территорий и различных препятствий.
Вследствие этого приходится отклоняться от прямой линии для обхода озер,
прудов, рек, глубоких оврагов, заболоченных участков и мест пересечения железных и автомобильных дорог, если это потребует выполнения сложных и
дорогостоящих переходов типа протяженных мостов, эстакад или тоннелей щитовой проходки. Отклонения трассы от кратчайшего направления может также
вызываться наличием существующих или запроектированных и намеченных к
строительству в ближайшее время инженерных сооружений (мостов, тоннелей,
дамб), которые можно использовать в качестве переходов для прокладки теплопроводов через водные преграды и транспортные магистрали. Отдельные
участки трассы могут быть намечены в плане в нескольких вариантах, из
которых в дальнейшем будет выбран путем детального обследования и выполнения инженерных изысканий окончательный вариант, наиболее экономичный и легко выполнимый в строительстве.
Выбранная в плане трасса должна быть привязана к существующим постоянным точкам (знакам государственной сети и полигонометрии), красным линиям, капитальным зданиям и сооружениям или другим предметам
на местности. Привязка трассы производится камерально, но в отдельных случаях требуется выполнение контрольных измерений в натуре.
Принимаемые расстояния трассы тепловых сетей до других сооружений и параллельно проложенных коммуникаций должны обеспечивать сохранность этих сооружений и коммуникаций как при строительстве,
так и в период эксплуатации. Минимальные расстояния в плане от конструкций тепловых сетей до сооружений и инженерных сетей приведены в СНиП
2.04.07-86*.
Трасса тепловых сетей в городах должна размещаться преимущественно в отведенных для инженерных сетей технических полосах параллельно красным линиям улиц, дорог и проездов вне проезжей части и полосы
древесных насаждений. Допускается при обосновании трассу тепловых сетей предусматривать под проезжей частью улиц и дорог и под тротуарами, а
также в зеленых зонах, не имеющих древесных насаждений (под газонами).
Трассу тепловых сетей под проезжей частью дорог и улиц рекомендуется прокладывать в крайних полосах.
В случае невозможности размещения тепловых сетей по существующим городским улицам и проездам из-за наличия большого количества
других коммуникаций их трасса выбирается по территории кварталов и микрорайонов, где теплопроводы можно прокладывать по проездам, не имеющим
капитального дорожного покрытия, тротуарам и зеленым зонам (рис.5).
17
Рис. 5. Пример размещения подземных сетей на магистральной улице (поперечный
профиль): Л – тротуар; II – газон; III – проезжая часть; 4 – электрокабели; 5 – газопровод;
6-7 – водосток; 8 – канализационный коллектор; 9 – общий коллектор; 10 – теплосеть; 11 – теплосеть в канале
Диаметры трубопроводов, прокладываемых в кварталах и микрорайонах, по условиям безопасности следует выбирать не более 500 мм, а их
трасса не должна проходить в местах возможного скопления населения (спортплощадки, скверы, дворы общественных зданий и т.д.) Трасса тепловых сетей,
проходящая по площадкам предприятий, должна предусматриваться вне проезжей части дорог в специально отведенных технических полосах, совместно с
трассой технологических трубопроводов. Допускается пересечение тепловыми сетями производственных и вспомогательных зданий промышленных
предприятий с прокладкой их по стенам зданий, фермам, колоннам и т.п.
На вновь осваиваемых территориях города, отводимых под жилую и другую застройку, размещение трассы тепловых сетей также решается в увязке с
трассами других подземных коммуникаций с учетом комплексного их сооружения.
При размещении магистральных тепловых сетей (любых конструкций)
совместно с другими инженерными сетями в одной траншее высотное положение трубопроводов в поперечном сечении технической зоны или проезда
должно превышать высотное положение трубопроводов водостоков и канализации, чтобы обеспечить незатопляемость трубопроводов в период строительства и эксплуатации. Также следует учитывать последовательность и сроки выполнения дренажных устройств и отводящих водостоков, готовность которых
должна опережать приемку и ввод в эксплуатацию строящихся тепловых сетей.
При комплексном проектировании подземных инженерных сетей необходимо увязывать их взаимное положение таким образом, чтобы трубопроводы в плане и профиле сохраняли прямолинейность в местах пересечения с
трубопроводами канализации, водостоков, водопровода и газа, а также с электрическими и телефонными кабелями.
По выбранной в плане трассе тепловой сети составляется продольный профиль (масштаб горизонтальный – 1:500; вертикальный – 1:50) по данным геодезических изысканий с указанием всех подземных сооружений, пересекаемых трассой. На продольный профиль наносится геологический разрез по отчетным дан-
18
ным инженерно-геологических изысканий, а также даются абсолютные отметки:
поверхности земли, вертикальной планировки, уровня грунтовых вод, подземных
коммуникаций и прочих пересекаемых сооружений (рис.6).
Рис. 6. Продольный профиль тепловой сети
Уклон труб тепловых сетей независимо от направления движения теплоносителя должен быть не менее 0,002. На отдельных участках (при пересечениях, прокладках по мостам и т.д.) допускается принимать прокладку трубопроводов без уклона. Заглубление тепловых сетей от поверхности земли
19
или дорожного покрытия должно приниматься не менее:
– до верха перекрытий каналов и тоннелей – 0,5 м;
– до верха перекрытий камер – 0,3 м;
– до верха оболочки бесканальной прокладки – 0,7 м.
При построении продольного профиля тепловых сетей нужно учитывать наименьшие допустимые расстояния по вертикали (в свету) от наружных
граней строительных конструкций прокладки трубопроводов до пересекаемых
сооружений и инженерных сетей по СНиП 2.04.07-86*.
Тепловые сети при пересечении с сетями канализации, водопровода, водостоков и газопроводов должны располагаться, как правило, над этими сетями. При расстоянии от основания конструкций тепловых сетей до верха пересекаемых трубопроводов 300 мм и менее (в свету), а также при расположении тепловых сетей под ними прокладка сетей канализации, водопровода, водостоков и газопроводов должна предусматриваться в футлярах (трубах),
выведенных за пределы наружных габаритов тепловых сетей не менее чем на
2 м в каждую сторону. Вариант изображения продольного профиля приведен
на рис. 6.
Профиль трассы в обычных климатических условиях (в районах с сезонным промерзанием грунта) проектируется с наименьшим заглублением тепловых сетей от поверхности земли, без учета глубины промерзания грунта,
поскольку это снижает объем земляных работ и стоимость строительства,
облегчает разрытие трубопроводов при их ремонте в период эксплуатации.
Малое заглубление тепловых сетей имеет существенное значение при их
подземной прокладке в неблагоприятных гидрогеологических условиях, а
именно расположение конструкций трубопроводов выше уровня грунтовых
вод позволяет отказаться полностью или частично от проведения сложных мероприятий по их защите от затапливания (устройство попутного дренажа, отводящих водостоков, гидроизоляции каналов и пр.). В исключительных случаях может допускаться полуподземная прокладка тепловых сетей в каналах
при неполном заглублении их в грунт, с обвалованием верхней выступающей
части канала насыпным грунтом.
По территории, не подлежащей застройке, нужно предусматривать преимущественно надземную прокладку тепловых сетей, конструктивное решение которой выбирают в зависимости от условий рельефа и гидрогеологии
местности, а также диаметра трубопровода.
Надземная прокладка рекомендуется в случае прохождения трассы по местности с неспокойным рельефом, наличием оврагов и небольших водотоков и при неблагоприятных гидрогеологических условиях, характеризующихся высоким уровнем грунтовых вод или залеганием илистых, просадочных и набухающих, а также вечномерзлых грунтов. В указанных условиях
подземная прокладка тепловых сетей не может обеспечить их долговечности и надежности и требует проведения целого ряда мероприятий, удорожающих строительство (уплотнение просадочных грунтов, закрепление их способами цементации и силикатизации, осушение и т.д.).
20
Особенно целесообразна надземная прокладка тепломагистралей большого
диаметра, трасса которых может быть выбрана вдоль автомобильных и железных
дорог, в коридорах высоковольтных линий электропередач, в просеках лесных насаждений и т.д. Надземные магистрали чаще всего прокладывают на низких или
высоких отдельно стоящих опорах или эстакадах.
2.4. Пересечение естественных препятствий
и искусственных сооружений
Одним из существенных факторов, влияющих на выбор трассы магистральных тепловых сетей, является решение вопросов, связанных с определением места, способа и конструкции переходов их через встречающиеся
естественные или искусственные препятствия такие, как водные преграды,
транспортные и другие сооружения. При решении этих вопросов обычно рассматривают камеральную проработку выбора места перехода на плане в нескольких вариантах, натурные инженерные изыскания, согласование с заинтересованными организациями, выбор окончательного варианта на основании
их технико-экономического сравнения.
Места переходов через овраги и водостоки (небольшие реки, ручьи) выбирают на прямолинейных участках с устойчивыми, хорошо задернованными склонами (уклон не более 10 ÷ 150). Не рекомендуется проложение трассы
по оползневым участкам и косогорам. Способ прокладки трубопроводов на
пересечении оврагов и водотоков, как правило, принимается надземным,
если это не противоречит архитектурно-планировочным требованиям. В качестве конструктивного решения можно принять прокладку на низких опорах
или отдельно стоящих мачтах с использованием самонесущей способности
труб.
Переходы магистральных тепловых сетей через значительные водные
преграды (реки, каналы, озера и т.д.) проектируются надводными или подводными в зависимости от рельефа местности, гидрогеологии, условий строительства и эксплуатации и пр. Створы надводных и подводных переходов
должны располагаться на прямолинейных участках рек, под прямым углом, в
наиболее узких местах с устойчивыми берегами. Практика проектирования и
строительства переходов тепломагистралей через судоходные реки указывает на преимущество подводных туннелей перед мостовыми переходами, поскольку они не препятствуют судоходству, не нарушают естественного режима
рек и не противоречат архитектурно-планировочным требованиям, особенно в
условиях городской застройки.
Наиболее часто тепломагистрали пересекаются с железными и автомобильными дорогами. Трассу переходов через железные дороги целесообразно
выбирать на прямолинейных участках под прямым углом, но не менее 60°, в
насыпи или неглубокой выемке. Не рекомендуется размещение створа перехода на участке станционных путей, в местах с неблагоприятными гидрогеологическими условиями, с залеганием плывунных, пучинистых грунтов.
Предварительно может быть намечено несколько вариантов расположения
21
створа перехода тепломагистрали, из которых выбирают основной вариант по
согласованию со службами управления железной дороги. При этом одновременно определяют способ выполнения перехода (надземный, подземный) и
принципиальное конструктивное решение.
Подземные переходы тепловых сетей под железнодорожными путями
чаще всего выполняют закрытым способом в стальных футлярах, продавливаемых в теле земляного полотна при помощи домкратных установок. Этим
способом могут быть проложены с ручной разработкой грунта стальные футляры из труб наружным диаметром 820 – 1720 мм практически в любых
грунтах, за исключением скальных, на длине до 50 м. Однако переходы в футлярах могут обеспечить долговечную и безаварийную эксплуатацию как самих
трубопроводов, так и пересекаемых железнодорожных путей только при условии:
- применения для трубопроводов труб с эффективным антикоррозионным
покрытием;
- защиты стальных футляров снаружи и внутри покрытием из полимерных материалов;
- контроля всех монтажных соединений трубопроводов физическими методами;
- обеспечения полной незатопляемости футляров в период эксплуатации
путем организации постоянного водоудаления, устройства сальников в концевых частях футляров и пр.
При благоприятных гидрогеологических условиях прокладка трубопроводов в футлярах при заглублении их верха от подошвы рельсов на
2,5 – 4,0 м является технически и экономически целесообразной.
Наиболее совершенным видом переходов под железнодорожными путями являются туннели круглого сечения, сооружаемые закрытым способом при помощи механизированных щитов. Трубопроводы в тоннелях можно
прокладывать совместно с другими коммуникациями, они доступны для ремонта и осмотра. Туннельные переходы должны быть оборудованы электроосвещением (как правило, до 36 В), вентиляцией, средствами водоудаления и связи, а в ряде случаев – сигнализацией загазованности.
При большом заглублении (более 10 м) туннели должны быть оборудованы механическими устройствами (лифтами) для подъема людей и материалов.
Принципиальные соображения по выбору способа и конструктивных решений подземных переходов, приведенные применительно к пересечению железных дорог тепловыми сетями, остаются в силе и для переходов через автодороги, а также городских проездов и улиц.
2.5. Выбор оптимального варианта трассы
Если трасса магистральной тепловой сети намечена в нескольких конкурентоспособных вариантах, то из них выбирают оптимальный путем сравнения
22
технико-экономических или других показателей: суммарных приведенных затрат, металловложений, сроков строительства, надежности и т.д. Универсальным показателем являются суммарные приведенные затраты. Оптимальному варианту, в частности, соответствуют:
- минимум металловложений (кратчайшая трасса);
- минимум трудовых затрат при сооружении тепломагистрали (благоприятные гидрогеологические и другие условия местности);
- минимальный срок строительства (отсутствие сооружаемых туннельных,
мостовых переходов);
- максимум использования существующей технологии строительства
(машин и механизации);
- надежность эксплуатации (наибольший срок службы и др.).
При выборе варианта на отдельных участках трассы достаточно ограничиться сравнением капитальных затрат по вариантам, если их показатели
равнозначны.
3. ТЕПЛОМЕХАНИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ
3.1. Общие положения
При расчете гибких компенсаторов и самокомпенсирующихся участков
трубопроводов наибольшим распространением пользуется метод упругого
центра. Трубопровод или гибкий компенсатор, рассчитываемый на самокомпенсацию тепловых удлинений с осью произвольной геометрической
формы, представляет собой статически неопределимые плоские системы с
двумя или тремя, в зависимости от способа закрепления концов, лишними неизвестными.
Свое название метод получил по используемому приему, упрощающему составление расчетных уравнений, который заключается в переносе основных неизвестных Р х , Р у и М Д из освобожденной от закрепления некоторой точки "А" в упругий центр рассчитываемой системы – некоторую
точку "S" (рис. 7).
При этом освобожденный от закрепления конец трубопровода соединяется с упругим центром системы жесткой гипотетической консолью As, а ось трубопровода
предполагается наделенной некоторой
распределенной упругой массой, пропорциональной ее жесткости.
Большое значение для упрощения решения имеет выбор направления и начала координат первоначальных осей X и У. Рационально выбранные оси позволяют существенРис. 7 . К расчету методом
упругого центра
но сократить объем вычислений. Рекоменду-
23
ется совмещать оси координат с основными прямолинейными участками рассчитываемой схемы или направлять их параллельно этим участкам.
Материалы, трубы и арматуру для тепловых сетей, независимо от параметров теплоносителя, а также расчет трубопроводов на прочность, следует
принимать в соответствии с Правилами устройства и безопасной эксплуатации
трубопроводов пара и горячей воды Госгортехнадзора и требованиями СНиПа
по проектированию тепловых сетей [1,2,3,4].
Изготовление, монтаж и ремонт трубопроводов и их элементов должны
выполнять специализированные предприятия (организации), имеющие разрешение (лицензию) органов госгортехнадзора на выполнение этих работ, в соответствии с требованиями.
Для тепловых сетей при рабочем давлении пара 0,7 МПа и ниже, температуре воды 115 °С и ниже, при давлении до 1,6 МПа включительно допускается
применять неметаллические трубы, если качество этих труб удовлетворяет санитарным требованиям и соответствует параметрам теплоносителя в тепловых сетях.
Для сетей горячего водоснабжения в закрытых системах теплоснабжения и от котельных должны применяться оцинкованные или эмалированные стальные трубы, а для сетей горячего водоснабжения в открытых
системах теплоснабжения – неоцинкованные.
Расчет трубопроводов пара и горячей воды на прочность, а также выбор труб, арматуры, оборудования и деталей трубопроводов производится по
рабочему давлению. Рабочее давление для подающего и обратного трубопроводов водяных тепловых сетей принимается по наибольшему давлению в
подающем трубопроводе за выходными задвижками на источнике теплоты
при работе сетевых насосов с учетом рельефа местности (без учета потерь давления на трение в сетях). Температура принимается по температуре в подающем трубопроводе при расчетной температуре наружного воздуха для проектирования отопления.
Рабочее давление и температура теплоносителя принимаются едиными для
всего трубопровода независимо от его протяженности от источника тепла до теплового пункта каждого потребителя или до установок в тепловой сети, меняющих параметры теплоносителя (водоподогреватели, регуляторы давления и температуры, редукционно-увлажнительные установки, насосные);
после указанных установок нужно принимать параметры теплоносителя, предусмотренные для этих установок.
Рабочие параметры для частично реконструируемых водяных тепловых
сетей выбирают по параметрам в существующих сетях.
При установке чугунной арматуры должна предусматриваться защита ее
от изгибающих усилий.
Расчетное тепловое удлинение трубопроводов ∆ х, мм, для определения
размеров гибких компенсаторов следует определять по формуле:
∆Х = ε∆l ,
(3.1)
где ε – коэффициент, учитывающий релаксацию компенсационных напряже-
24
ний и предварительную растяжку компенсатора в размере 50 % полного теплового удлинения ∆l при температуре теплоносителя t<400 0С размере 100 %
при температуре теплоносителя более 400 °С;
∆ l – полное тепловое удлинение расчетного участка теплопровода, мм,
∆l = α∆tl ,
(3.2)
где а – средний коэффициент линейного расширения стали при нагреве от 0 до t
°C, мм/(м °С);
∆ t – расчетный перепад температур, принимаемый равным разности температур между рабочей температурой теплоносителя и расчетной температурой
наружного воздуха для проектирования отопления, °С;
L – расстояние между неподвижными опорами труб, м.
Размеры гибких компенсаторов должны удовлетворять расчету на прочность в холодном и рабочем состояниях трубопровода. Расчет участков трубопроводов на самокомпенсацию должен: производиться для рабочего состояния
трубопровода без учета предварительной растяжки труб на углах поворота.
3.2. Примеры расчета
Расчет участка Г-образной естественной компенсации (рис. 8).
Исходные данные
τ 1/ =150°C;
t'H=-22°C;
dH=0,426 м;
α = 1,25 × 1О -2 мм/(м °С)=1,25 × 10-5 м/(м °С);
R=1,7M;
Е=19,3 × 1О4МПа=19,3 × 1О1ОПа=19,3 × 1О10н/м2;
l1 =10 м;
[ σ ]*=10кгс/мм2=100МПа;
l2=1,7 м;
F= 1282 СМ2= 1282 × 104 М2;
DBH=407,3 MM;
W= 1247 смЗ=1247 × 10-6 мз;
FT=122 CM2=122 × 10-4 M2; J=26550 см4=26550 × 10-8 м4.
Геометрическая характеристика гибкости трубы:
Д н − δ ст 0, 426 − 0,00935
=
= 0, 20832 м;
2
2
δ R 0,00935 ⋅1,7
h = ст2 =
= 0,36632 < 1;
rср
0, 20832
rср =
при h < 1
1,65
1,65
0,9
0,9
К=
=
= 4,5042; m = 2 / 3 =
= 1, 7578.
К
0,36632
h
0,366 2 / 3
25
Рис. 8. Расчетная схема угла естественной компенсации
Приведенная длина осевой линии угла участка трубопровода
(3.3)
Координаты упругого центра
l (0.5l2 + R ) + 0.57 R 2 k
х0 = 2
, м;
Lпр
(3.4)
l1 (0.5l1 + R ) + 0.57 R 2 k
у0 =
, м;
Lпр
(3.5)
17(0.5 ⋅ 17 + 1,7 ) + 0.57 ⋅ 1,7 2 ⋅ 4,5042
х0 =
= 4,63 м ;
39,02
10(0.5 ⋅ 10 + 1,7 ) + 0.57 ⋅ 1,7 2 ⋅ 4,5042
= 1,90 м .
39,02
Центральные моменты инерции относительно осей х0, у0
у0 =
Ценцентробежинерции отосей х0, у0
(3.6)
(3.7)
тральный
ный момент
носительно
(3.8)
Расчетвые удлинеосей х и у
ные
ния
тепловдоль
26
∆х = α∆t ( l2 + R ) , м;
(3.9)
∆у = α∆t ( l1 + R ) , м
Силы упругой деформации
Рх =
Рy =
− ∆xJ y 0 + ∆yJ x0 y 0
J x 0 J y 0 − J x20 y 0
− ∆yJ y 0 + ∆xJ x 0 y 0
J x0 J y0 −
J x20 y 0
(3.10)
EJ , Н ;
(3.11)
EJ , Н ;
(3.12)
Равнодействующая сил упругой деформации
Р = Р х2 + Р у2 , Н ;
(3.13)
Р = 57332 + ( −859 ) = 7080Н = 7,08кН = 700кгс.
2
Максимальный изгибающий момент на прямом отрезке при l1 ≤ l2 в точке А
М макс = ( l1 + Rу0 ) Рх + х0 Ру ;
(3.14)
М макс = (10 + 1,7 ⋅1,9 ) 7028 + 4,63(−859) = 64897 Нм.
Изгибающее компенсационное напряжение
Мm
σ ик =
, МПа ;
(3.15)
W
64897 ⋅ 1,758
σ ик =
= 91490718Н / м 2 = 91,4 МПа .
0,001247
Изгибающее компенсационное напряжение меньше допустимой величины ( σ ик < [σ ]* ,91,4 < 100МПа ), следовательно, Г- образный участок трубопровода удовлетворяет расчету на прочность.
Расчет участка z-образной естественной компенсации (рис. 9)
Исходные данные
τ 1/ =150°C;
dH=0,426 м;
t'H = -22°C;
α =l,25 × 10-2 мм/(м °С)=1,25 × 10-5 м/(м °С);
R=l,7 м;
l 1=13,5M;
l2=7,0 м;
DBH=407,3 MM;
F=1282 СМ2=1282 × 1О -4 М2;
FT=122 CM2=122 × 10-4 м2;
J=26550 см4=26550 × 10 -8 м4.
27
Е=19,3 × 104 МПа=19,3 × 1010 Па=19,3 × 1О10 н/м2;
[ σ ]*=10кгс/мм2=100МПа;
1з=9,5 м;
L=26,4 м;
W=1247 CM3=1247 × 10 -6 M3;
Рис.9. Расчетная схема Z-образного участка естественной компенсации
Приведенная длина осевой линии расчетного участка
(3.16)
Координаты упругого центра тяжести
(3.17)
(3.18)
Центральный момент инерции относительно осей х0,у0
(3.19)
28
J xo =
73 
7,0 
2
+  9,5 +
 ( 7,0 + 2 ⋅1,7 ) + 157 ⋅1,7 ⋅ 4,5042x
12 
4 
x ( 7 2 + 3, 272 ⋅ 7 ⋅1,7 + 3 ⋅1,7 2 ) − 54,04 ⋅ 2, 242 = 2135,25м3 ;
9,53 + 13,53
2
2
J уo =
+ 13,5 ( 0,5 ⋅13,5 + 1,7 ) + 9,5 ( 0,5 ⋅ 9,5 + 1,7 ) +
12
+0,713 ⋅1,73 ⋅ 4,5042 − 54,04 ⋅ 0,812 = 1615,92м3 ;
l33 + l13
2
2
J уo =
+ l1 ( 0,5l1 + R ) + l 3 ( 0,5l 3 + R ) +
12
+0,713R 3k − Lпр х 02 ,м 3 .
(3.20)
Центральный центробежный момент инерции относительно осей х0,у0
(3.21)
Тепловое удлинение вдоль осей х и у
∆х = а∆tL = 1, 25 ⋅10−5 (150 + 22 ) 26, 4 = 0,05676 м = 56 мм;
∆у = а∆t ( l2 + 2 R ) = 1, 25 ⋅10−5 (150 + 22 )( 7,0 + 2 ⋅1,7 ) = 0,02236 м = 22 мм .
Силы упругой деформации
(3.22)
(3.23)
Равнодействующая сила упругой деформации
(3.24)
Если l3<l1, максимальный изгибающий момент действует на прямолиней-
29
ном участке в точке А
(3.25)
на изогнутом участке в точке В
(3.26)
Изгибающее компенсационное напряжение в точке В
(3.27)
Изгибающее компенсационное напряжение в точке В не превышает допустимой величины σ ик ( в ) < [σ ]* .13 < 100 МПа .
Участок естественной компенсации удовлетворяет расчету на прочность.
Расчет неподвижной опоры
Исходные данные
dH1=159 мм;
dн2=108мм;
L1=50 м;
L2=45 м;
3
δ п п=0,06 м;
γ n=150кг/м ;
подвижные опоры скользящие, f=0,3, задвижка открыта, компенсаторы с гнутыми гладкими отводами, t н/ = −40 0 С .
Для приведенной на рис. 10 схемы установки неподвижной опоры расчетная горизонтальная нагрузка
Н г = Рк1 + fqL1 − 07(Рк 2 + fq 2 L2 ), Н .
(3.28)
Рис. 10. Расчетная схема неподвижной опоры
Расчетное тепловое удлинение участков теплопровода
∆1 = 0,5а τ 1/ − t н/ L2 = 0.5 ⋅ 1,25 ⋅ 10 − 5 (150 + 40)50 = 0,057 м ;
( )
∆ 2 = 0,5а (τ 1/ − t н/ )L2 = 0.5 ⋅ 1,25 ⋅ 10 − 5 (150 + 40)45 = 0,051м .
По номограмме [4] определяются силы упругой деформации П - образных
компенсаторов, воздействующие на неподвижные опоры при условии
l3=0,5l2;Рк1=3,14кН; Рк2=2,35кН.
30
Вес 1м теплопровода в рабочем состоянии:
– вес стальной трубы и воды – q1=0,41 кн/м;
– вес тепловой изоляции – q2=0,21 кн/м.
Расчетная горизонтальная нагрузка на опору
Принимается щитовая неподвижная опора Т8 [5].
Максимальная осевая нагрузка Нмакс=98,1 кН, масса опоры 10,8 кг.
Расчет подвижных опор
Для условий предыдущей задачи (см. с. 29) выбрать подвижные опоры
трубопроводов.
В общем случае нагрузки на подвижные опоры [6–9]
- вертикальная Нв= ql;
- горизонтальная Нг=fql.
Усредненные расстояния между подвижными опорами на основании
данных [3] принимаются l =7м.
В этом случае нагрузки на опоры:
- вертикальная Нв=0,41 × 7=2,87 кН;
- горизонтальная Нг= 0,3 × 0,41 × 7=0,86кН.
Принимается опора типа Т15. Для этой опоры Нвмакс= 7,8 кН, Нг=3,5 кН.
Расчет трубопровода на прочность
Исходные данные
dy=800 мм; трубопровод стальной, электросварной, с прямым швом:
τ '1=150°С, Р=1,6МПа;
dH= 820 MM;
γ h =400 кг/м3;
dни= 980 мм;
l =19 м;
компенсаторы сальниковые.
Определить суммарное напряжение в стенке трубы.
Удельная вертикальная нагрузка:
- вес трубы, q1=1950 Н/м;
- вес воды, q2=4900 Н/м;
- вес теплоизоляции q3=895 Н/м.
Суммарная удельная вертикальная нагрузка
.
Напряжение разрыва от внутреннего давления
(3.29)
Напряжение изгиба от вертикальной нагрузки
31
(3.30)
где W – экваториальный момент трубопровода, м3,
Результатирующее напряжение в стенке трубы
Допустимое напряжение для Ст. З при температуре τ 'i = 150 °C [σ ]=126 МПа,
коэффициент прочности поперечных монтажных сварных швов трубопровода
ϕ =0,7. Допускаемое напряжение для сварных монтажных швов
ϕ ⋅ [G ] = 0,7 ⋅ 126 = 88 МПа.
Результирующее напряжение в стенке трубы меньше допускаемого,
79 < 88 МПа, следовательно, трубопровод удовлетворяет условиям работы на
прочность.
4. РАСЧЕТ УСИЛИЙ, ДЕЙСТВУЮЩИХ В БЕСКАНАЛЬНЫХ
ТРУБОПРОВОДАХ
4.1. Общие положения
В последние годы при строительстве тепловых сетей большое внимание
уделяют бесканальным прокладкам. При этом предпочтение отдается бесканальным прокладкам заводского изготовления в пенополиуретановой теплоизоляции с защитной оболочкой из высокоплотного полиэтилена как отечественного, так и зарубежного производства.
Такие прокладки относятся к неразгруженным, т.е. при тепловом перемещении стальной трубопровод перемещается вместе с теплоизоляционным
слоем в грунте, что приводит к возникновению больших величин сил трения
теплопровода о грунт.
При расчете усилий, действующих в бесканальных трубопроводах, необходимо учитывать некоторые особенности бесканальных прокладок:
- полная или частичная передача нагрузок на трубы от веса грунта и временных нагрузок от транспорта;
- передача на трубы сил трения;
- дополнительные напряжения, возникающие в трубах при неравномерной осадке грунта под теплопроводами;
- неблагоприятные условия работы тепловой изоляции, которая подвергается усиленному увлажнению из-за непосредственного контакта с грунтом.
Определение напряжений в стенках бесканальных трубопроводов осложняется неопределенностью и изменчивостью давления грунта на трубы, осо-
32
бенно в городских условиях. Давление грунта зависит от ряда факторов, учесть
которые в теоретических расчетах весьма трудно. Существует большое количество формул для определения давления на подземные трубопроводы, которые
значительно отличаются друг от друга, как в расчетных предпосылках, так и по
результатам расчета.
Значительно влияют на прочность бесканальных теплопроводов неравномерные осадки грунта под трубами. В местах прохода через камеры создается
защемление трубопровода при его изгибе в вертикальной плоскости под действием весовой нагрузки и давления грунта.
Правильную и исчерпывающую характеристику, определяющую воздействие грунтовой среды на температурные деформации бесканальных теплопроводов, позволяет получить величина интенсивности сил трения грунта.
Установка гибких компенсаторов не вносит больших изменений в распределение напряжений. Гибкие компенсаторы используются в бесканальных
теплопроводах реже, чем осевые.
Широко применяемые в зарубежной практике и интенсивно внедряемые в
нашей стране бесканальные теплопроводы заводского изготовления с пенополиуретановой теплоизоляцией в полиэтиленовых трубах-оболочках характеризуются тем, что проникшая под оболочку влага, не имея выхода, вызывает активную коррозию труб, которая усугубляется еще и тем, что пенополиуретан
насыщает воду ионами галогенов, содержащихся в изоционате, продукте R 11 и
огнезащитных добавках.
Прокладки являются надежными только при соблюдении следующих условий:
- исключительно качественное строительство;
- совершенно повсеместный контроль за увлажнением теплоизоляционного материала;
- наличие развитой ремонтно-профилактической базы для осуществления
немедленной замены увлажненных участков новыми, сухими.
Практический опыт эксплуатации показывает, что уже через 3-5 лет на
тепловых сетях с пенополиуретановой изоляцией имеют место аварийные ситуации (течи теплоносителя). Основными причинами являются:
- некачественное выполнение сварных швов в местах стыковки труб;
- локальная язвенная коррозия труб из-за дефектов металла и нарушений
водно-химического режима;
- нарушение герметичности муфтовых соединений и концевых заглушек
теплоизоляции;
- попадание влаги в пенополиуретановую теплоизоляцию при производстве монтажных работ;
- отслоение пенополиуретановой теплоизоляции от поверхности труб с
образованием пустот, где может скапливаться влага;
- недостаточно надежная эксплуатация сигнальных систем.
4.2. Расчет компенсационных деформаций
33
При разогреве достаточно длинного бесканального теплопровода, проложенного с компенсатором (рис.11), перемещения возникают только на небольшой длине теплопровода непосредственно около компенсатора. С увеличением
температурного перепада ∆ t, между температурой монтажа и температурой разогрева перемещения распространяются дальше и при некоторой величине ∆ t
распространяются на длину l.
При этом имеет место равенство температурного усилия и сил
трения теплопровода о грунт
pl
αЕ∆t = ,
(4.1)
F
где α – коэффициент линейного
температурного удлинения стали,
м/м0С;
Е – модуль упругости стали,
Рис. 11. Схема бесканального теплопровода
2
Н/м ;
∆ t – температурный перепад, °С;
Р – силы трения в грунте, Н/м;
l – длина участка сети, м;
F – площадь поперечного сечения стенки трубы, м2.
Уравнение (4.1) является исходным для расчета параметров теплопровода, исходя из заданных величин.
Длина перемещающейся части теплопровода при известных величинах
∆ t и р:
(4.2)
Напряжения в стенке трубы
(4.3)
Величина расстояния, на котором напряжение в стенке будет иметь допустимую величину, при заданных величинах σ доп и р:
σ F
l = доп , м .
(4.4)
p
Предельная температура, при которой напряжение в стенке трубы будет
иметь допустимую величину,
(4.5)
34
Теоретические силы трения в грунте:
р = Ntgϕ ;
(4.6)
N = ρHπDн ⋅ n ,
(4.7)
3
где ρ – объемная масса грунта, кг/м ;
tg ϕ – коэффициент трения грунта;
Н – заглубление теплопровода до верха теплоизоляционной конструкции, м;
Dн – наружный диаметр теплоизоляционной конструкции, м;
n – коэффициент перегрузки, n=1,2
Для труб диаметром более 250 мм следует учитывать неравенство вертикального и бокового давлений.
В этом случае N =
p+q
π Dн n,
2
(4.8)
где р=SН – интенсивность вертикального давления грунта, отнесенная к 1 м
длины трубопровода;
q = s( H +
Дн 2 
ϕ
)tg  45 −  – интенсивность бокового давления грунта.
2
2

Более точно силы трения определяют непосредственным измерением на
трубопроводах. В табл. 2 приведены данные о величине сил трения для некоторых видов прокладок по [6].
На рис. 12 представлена зависимость температурного удлинения теплопроводов от ∆ t . Прямая ОА представляет собой температурное удлинение теплопровода, не встречающего сопротивления трения. Кривая ОБВ – зависимость от температурного удлинения ∆ t для трубопровода, которому противодействуют силы трения в грунте.
Рис. 12. График зависимости температурных удлинений ∆lt и осевых сил Ртр для бесканальных трубопроводов
35
Таблица 2
Расчетная интенсивность сил трения для бесканальных
трубопроводов (при Н= 1-1,5 м)
Наименование
Наружный диаметр
труб с теплоизоляцией
армопенобетоном, мм
Интенсивность сил
трения для армопенобетона. кН/м
Интенсивность сил трения для насыщенной
теплоизоляции, кН/м
Условный диаметр труб, мм
100 150 200 250 300 350
400
500
600 700 800
900
1000
250 300 350 430 480 550
600
740
840 940 1040 1140 1240
6,5
8
10
12
14
16,5 18,5 21,5 25
28
32
34
36
3
4,5
6
7,5
9,5
10,5 12
-
-
-
-
16
-
В точке Бг, которая соответствует перепаду температур ∆t макс , усилие р
достигает максимального значения, которое с дальнейшим изменением температуры остается постоянным. На участке кривой ОБ удлинение трубопровода в
зависимости от ∆ t происходит по квадратичной зависимости, так как величина
удлинения по закону Гука будет уменьшена на величину деформации, вызванной силами трения и определяемой уравнением
(4.9)
Коэффициент 1/2 соответствует линейному закону распределения сил
трения Ртр по длине участка теплопровода – от нулевого значения (у компенсатора) до максимального в конце участка у неподвижной опоры.
Изменение длины участка L из-за изменения температуры ∆ t с учетом
противодействия сил трения
(4.10)
Измеренная ∆ lt меньше теоретической на так называемую недокомпенсацию (отрезок прямой Б2 Бз на рис. 12).
При полном отказе работы сальникового компенсатора возможно увеличение напряжений в стенках труб до большой величины:
(4.11)
Суммарное
прокладке
сжимающее напряжение в стенке труб при бесканальной
36
(4.12)
где р – суммарное усилие, кН;
n –коэффициент перегрузки, n=1,1;
Двн – внутренний диаметр, м;
l – расстояние от неподвижной опоры до компенсатора, м;
Pк – реактивная сила в компенсаторе, МПа.
4.3. Проверка устойчивости на продольный изгиб
Для трубопроводов Dy ≥ 250 ÷ 300 мм выбранную по расчету на прочность
длину участка следует проверить по условию сохранения устойчивости труб на
продольный изгиб. Проверка необходима на случай возможного аварийного отказа в работе сальниковых компенсаторов. Кроме того, расчеты на устойчивость нужны при проектировании бескомпенсаторных трубопроводов.
Потеря устойчивости наблюдается на изгибах труб от температурных
напряжений, как в горизонтальной, так и в вертикальной плоскости с выходом
труб из траншей и приподниманием грунта выше уровня траншеи, особенно
часто наблюдаемым на участках сети с укладкой трубопроводов на небольшой
глубине (Н=0,5 - 0,7м).
Следует отметить, что устойчивость бесканальных трубопроводов значительно выше, чем при канальной прокладке, за счет упругого противодействия
окружающего грунта, которое должно учитываться в расчетах.
Критическое осевое усилие, вызывающее продольный изгиб при нагреве
труб
Ркр = 2 ЕIК ,
(4.13)
где К – реактивный отпор грунта, Н/м2.
Для слабых водонасыщенных грунтов К=5 × 104 Н/м2, для песчаных средней плотности К=105 Н/м2, для плотных, утрамбованных грунтов К=5 × 105 Н/м2.
При проверке устойчивости на продольный изгиб в вертикальной плоскости по формуле (4.13) реактивный отпор учитывается коэффициентом К2. При
малых (в пределах Н=0,7-1,0 м) заглублениях трубопроводов К2=2,5 × 104 Н/м2,
при больших (Н=1,5-2,0 м) заглублениях К2=5 × 104 Н/м2.
По условиям прочности можно определить максимально допустимую при
эксплуатации температуру нагрева труб.
Принимая σ доп , получим
(4.14)
37
4.4. Технология предварительного разогрева теплопроводов
4.4.1. Технология предварительного разогрева при прокладке
с компенсаторами
Эта технология служит для превращений удлинений, вызванных изменением температуры, в напряжения собственно в трубе.
При разогреве теплопровода свободно лежащего в открытой траншее,
происходит его удлинение, которое компенсируется сальниковым компенсатором (рис. 13, 1).
После этого теплопровод в разогретом состоянии засыпается грунтом,
после чего охлаждается до температуры монтажа. При охлаждении теплопровод перемещается на некоторой длине l, зависящей от температуры разогрева.
При этом в стенке трубы возникают растягивающие напряжения. Обычно разогрев производится до средней температуры между температурой монтажа и рабочей (рис. 13, 2). Возникающие при этом напряжения не должны превышать
допустимых величин σ доп.
При разогреве до рабочей температуры растягивающие напряжения нейтрализуются и возникают сжимающие напряжения, + σ доп . Таким образом в
стенке трубы при разогреве до рабочей температуры не могут возникнуть
сжимающие напряжения больше допустимой величины.
Рис. 13. Технология предварительного разогрева теплопроводов.
Прокладка с компенсаторами:
1 – предварительный разогрев до средней температуры; 2 – засыпка в разогретом состоянии с последующим охлаждением; 3 – разогрев до рабочей температуры; l – перемещающийся участок теплопровода
Если трубопровод имеет достаточную длину, то перемещающаяся часть l
меньше расстояния от компенсатора до неподвижной опоры L и появляется дополнительная постоянная точка (неподвижная опора).
38
4.2.4. Технология предварительного разогрева при бескомпенсаторной
прокладке (рис.14)
Рис.14. Технология предварительного разогрева при бескомпенсаторной прокладке.
Бескомпрессорная прокладка:
1 – установка стартового компенсатора; 2 – разогрев до средней температуры в открытой траншее; 3 – засыпка в разогретом состоянии с последующим охлаждением; 4 – разогрев до рабочей температуры; 5 – стабилизация компенсаторных напряжений
Проектируемая в настоящее время бескомпенсаторная прокладка бесканальных теплопроводов, в частности в оболочках из полиэтилена высокой
плотности, принципиально не отличается от рассмотренной выше. Отличие заключается в том, что теплопровод при предварительном разогреве должен
иметь возможность компенсировать температурные удлинения. Для этого можно использовать стартовые компенсаторы. Таким образом, при работе тепловой сети при рабочей температуре напряжения в стенке трубы не будут превышать допустимой величины.
4.5. Пример расчета подземного бесканального теплопровода на прочность
и компенсацию температурных деформаций
Бесканальный подземный теплопровод с тепловой изоляцией армопенобетоном проложен в грунте при следующих условиях:
α =1,254 × 10-8 м/м °С;
Е=21 × 1010 н/м2;
р=21500Н/м;
F=0,0089M2;
σ доп =140МПа;
Н=1-1,5м.
8 4
I = 46000 × 10 м .
Схема теплопровода приведена на рис. 11
Определить параметры работы теплопровода.
Длина перемещающейся части теплопровода по формуле (4.2):
39
Величина напряжения в стенке трубопровода по формуле (4.3):
Как видно из формулы (4.3) напряжение в стенке трубы при величине
∆ t=130°C превышает допустимую величину ( σ доп =140МПа).
Длина теплопровода, на которой напряжение в стенке трубы будет иметь
допустимую величину, рассчитывается по формуле (4.4):
Предельная температура, при которой напряжение в стенке трубы будет иметь
допустимую величину,
Приращение перемещающегося участка с учетом противодействия сил
трения грунта по формуле (4.10)
4.6. Пример расчета подземного бесканального теплопровода на изгиб
В горизонтальной плоскости условие устойчивости выполняется при
Рт<РкР:
Так как Ркр>Рт, прогиба теплопровода в горизонтальной плоскости не
происходит.
В вертикальной плоскости условие устойчивости выполняется так же
при Рт<РкР, но величина К2 принимается меньше, К2=2,5 × 104.
Так как Ркр>Рт, участок устойчив и в вертикальной плоскости.
Расстояние между неподвижными опорами из условий отсутствия прогиба трубопровода
(4.15)
40
Максимальная величина напряжения сжатия в бескомпенсаторном бесканальном трубопроводе при нагреве до температуры ∆ t:
(4.16)
где Р – внутреннее давление теплоносителя, МПа.
При принятой в условиях задачи величине допустимого напряжения
σ доп =140 МПа нагрев трубопровода до величины ∆t =130 °С не допустим при
отсутствии компенсаторов.
Максимально допустимая температура нагрева трубопровода по условиям прочности
PD вн
4δ ,°С;
∆t макс =
αЕ
1600000Ч0,514
140000000+
4Ч0,008
∆t макс =
=628°С.
-5
1,25Ч10 Ч21Ч1010
σ доп +
(4.17)
Для возможности работы теплопровода при температуре разогрева до
∆ t=120 0С необходимо использовать технологию предварительного разогрева.
5. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РЕЖИМ МЕСТНЫХ СИСТЕМ
ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ТЕПЛОТЫ
Гидравлическое сопротивление оптимальной системы является важнейшей ее характеристикой и может быть определено при любом режиме ее работы по формуле:
(5.1)
где ∆ Р0 – потеря напора в системе отопления, Па, при Go;
Go – расход воды в системе отопления, кг/с.
В соответствии с действующими СНиПами величина гидравлического
сопротивления должна быть такой, чтобы потеря напора в отопительной системе не превышала 10-15 кПа (1 -1,5 м вод. ст.) при расчетном расходе воды.
41
5.1. Расчет и выбор гидроэлеватора
При расчете элеваторов, как правило, приходится встречаться со следующими задачами: определение основных размеров (диаметр камеры смешения и сопла) элеватора и перепада давлений в сопле по заданному коэффициенту смешения и сопротивлению отопительной системы или определение тех же
основных размеров элеватора и его коэффициента смешения по заданному перепаду давления в сопле и сопротивлению отопительной системы.
При решении первой задачи заданными величинами является тепловая
нагрузка отопительной системы Qo, Вт, при расчетной температуре наружного
воздуха для проектирования отопления, t'H, температуры воды в подающей линии тепловой сети, °С, смешанной воды, °С, и воды после системы отопления,
°С, гидравлическое сопротивление системы отопления.
Расчет производится в следующей последовательности.
Q0/
Gо =
,
c (τ 1 − τ 2 )
(5.2)
где с – теплоемкость воды, Дж/кг °С, с=4190 Дж/кг °С; τ 1 ,τ 2 – температура воды, °С, в подающей линии тепловой сети и воды после системы отопления соответственно.
Коэффициент смешения элеватора
(5.3)
где τ 3 — температура смешанной воды, °С (в подающем стояке системы отопления).
Расход смешанной воды, кг/с,
Gc = Gc (l + u )
(5.4)
Гидравлическое сопротивление отопительной системы, S, определяется
по формуле (5.1)
Оптимальный диаметр камеры смешения, м,
0,083
d3 = 4
.
(5.5)
S
Диаметр выходного сечения сопла, м,
d3
.
(5.6)
d1 =
(1 + u )
8050 ⋅ S
⋅ d 34
 u 
+ 0.61 − 0.40n

1 + u 
2
Величина n может быть принята равной 1,1.
На основании формулы (5.6) составлена номограмма (прил. 1). По оси
абсцисс этой номограммы отложены как гидравлическое сопротивление системы S, так и ее проводимость a, (a=1/ S ).
Перепад давлений в сопле элеватора
42
∆Ρс =
Gc2
1110 ⋅ d14
.
(5.7)
На основании формулы (5.7) составлена нижняя номограмма (прил. 1).
При выборе номера элеватора и определении диаметра выходного сечения сопла db при известных коэффициенте смешения U и сопротивления S или
проводимости А можно пользоваться номограммой (прил. 1).
Например, при А=0,0477 кг/сПа0'5 или S=440 Па с2/кг2 и u=2,2 (точки А1 и
В1) следует выбирать элеватор №5 с соплом диаметром 11,7 мм (точка C1).
Если требуется определить размеры элеватора (d3 и d1) и его коэффициент
смешения, то заданными величинами будут: расчетная тепловая нагрузка отопления, Q0/ , Вт; температура воды τ 1 , τ 2 , τ 3 °С; падение давления в отопительной системе ∆ РС; при известном расходе воды в ней, Gc, кг/с, полностью
используемый в сопле располагаемый перепад давлений элеватором ∆ Рс, Па.
Диаметр выходного сечения сопла
(5.8)
Вспомогательные величины для определения коэффициента смешения u
вычисляются следующим образом:

2
2


В = 2  ( 2 − ϕ3 ) + 2 S ρ f 3  ; 


В 
1  f

А = −  2ϕ2 − 2  3 ; 
ϕ4  f н 2 
2 


f3 B 

С = −  2ϕ3 −  .

f
2

1

(5.9)
При качественном изготовлении и достаточно хорошей сборке можно
принимать ϕ1 = 0,95 , ϕ 2 =0,97, ϕ 3 =0,85 ϕ 4 = 0,9.
Плотность рабочего потока ρ = 1000 кг/м3; величина fн2=f3-f1 – площадь
сечения инжектируемого потока во входном сечении цилиндрической камеры
смешения.
Фактический коэффициент смешения
− B + B 2 − 4 AC
u=
.
(5.10)
2A
Значение коэффициента смешения также можно получить по номограмме (прил.1). Например, при а = 0,09547 кг/с Па0,5 (точка А2) и d1=12,8мм (точка
В2) находим коэффициент смешения u=3,2 (точка С2).
Гидроэлеваторы с регулируемым выходным сечением сопла
В последнее время в местных тепловых пунктах находят применение элеваторы с автоматически регулируемым выходным сечением сопла (рис. 15).
Регулирующий орган (игла внутри сопла) при своем закрытии сокращает
расход сетевой воды, но одновременно вызывает увеличение коэффициента
43
смешения элеватора. В результате этого расход смешанной воды снижается, однако, в меньшей степени, чем расход сетевой воды.
Рис. 15. Сопло с регулируемым выходным сечением
Элеваторы с регулируемым сечением сопла можно рассчитать по приведенным выше формулам для обычных элеваторов. Однако необходимо учитывать,
что коэффициент скорости сопла, ϕ , уменьшается при снижении степени открытия сопла.
Коэффициент скорости сопла определяется следующим образом.
Предварительно вычисляется площадь открытого сечения между иглой и
соплом, f1 м2, затем эквивалентный диаметр, dэ м, зазора между конической частью иглы и соплом на длине 1, м (рис. 15).
(5.11)
(5.12)
где d1 – диаметр выходного отверстия сопла, м; α – угол конусности иглы и
внутренней поверхности сопла; Z – ход (величина открытия) иглы, м; Р – омываемый периметр, м; d0 – диаметр основания иглы, м.
Длина конической части иглы в сопле при полном его закрытии, м
(5.13)
Длина конической части иглы внутри сопла, м
(5.14)
При введенной в сопло игле коэффициент скорости сопла
(5.15)
где
– исходный коэффициент скорости сопла (при выведенной из сопла
игле), который принимается равным 0,95; Е – экспериментальный коэффициент, можно принимать Е = 0,1 × 10-3 ÷ 0,2 × 10-3.
2
ϕ1исх
44
5.2. Определение потокораспределения при расстройстве компоновки
элеваторного узла
5.2.1. Определение расхода воды на отопление при снятом корпусе сопла и
установке заглушки на перемычке
При снятом корпусе сопла и установке заглушки на перемычке между
камерой смешения элеватора и обратной линией ввода расход воды на отопление может быть ориентировочно определен по перепаду давлений в гидравлических сопротивлениях: резкое сужение потока при входе в камеру смешения
гидроэлеватора и отопительной системы.
Гидравлическое сопротивление резкого сужения потока SM, d4/d3 (рис. 16)
Рис. 16. Схема элеваторного узла
определяется по формуле
S м = lэ S у
Па × с 2
,
кг 2
(5.16)
где 1Э – эквивалентная длина местного сопротивления (резкое сужение потока), м; относится к большей скорости, принимается по прил. 2;
Sy – удельное гидравлическое сопротивление эквивалентного трубопровода (в данном случае камеры смешения), Па с2/ кг2м, принимается по прил. 3
Гидравлическое сопротивление отопительной системы, S, Пас2/кг2,
определяется по формуле (5.1) при любом гидравлическом режиме или расчетом.
Суммарное гидравлическое сопротивление
S сум = S м + S , Пас2/кг2 .
(5.17)
Расход воды в отопительной системе в этом случае, кг/с,
G0 =
∆P
.
S сум
(5.18)
45
5.2.2. Определение расхода воды в отопительной системе при снятом
корпусе сопла и отсутствии заглушки на перемычке
Расчетная схема приведена на рис. 17
Рис. 17. К расчету потокораспределения при снятом корпус сопла
В этом случае образуется параллельное соединение трубопроводов с общими точками А и В. Расчет потокораспределения производится следующим
образом.
Аналогично рассмотренному выше случаю (см. п. 5.2.1) определяются
гидравлические сопротивления параллельных ветвей АОВ и АВ, SАОБ и SAB соответственно.
Определяются проводимости этих параллельных ветвей:
(5.19)
(5.20)
Вычисляется суммарная проводимость параллельного соединения
асум = а АОВ + а АВ , кг / сПа 0,5 .
(5.21)
Суммарное гидравлическое сопротивление параллельного соединения
(5.22)
Суммарный расход воды в параллельном соединении
Vсум =
∆Р
, кг / с .
S сум
(5.23)
Расход воды в ответвлении АОВ (отопительная система)
V АОВ = Vсум
S сум
S АОВ
, кг/с.
Расход воды через перемычку определяется как разность расходов:
(5.24)
V АВ
46
= Vсум − V АОВ , кг/с .
(5.25)
5.2.3. Определение расхода воды по падению давления в дроссельной
диафрагме
Дроссельные диафрагмы являются постоянными гидравлическими сопротивлениями, установка которых определяется требованиями нормального режима системы.
Дроссельные диафрагмы устанавливают на трубопроводах местных систем потребителей тепла, а не на наружных тепловых сетях из-за возможности создания аварийной ситуации при засорении диафрагмы (прил. 4).
Диаметр отверстия дроссельной диафрагмы с достаточной для практики
точностью:
d 0 = 2004
G 2 , мм,
H
(5.26)
где G – расход воды, кг/с; Н – напор, гасимый диафрагмой, Па.
Решив уравнение (5.26) относительно G, получим формулу для определения расхода воды по перепаду давления в диафрагме:
d 02
G=
Н , кг / с .
(5.27)
4 ⋅ 10 4
При определении расхода воды по падению давления в дроссельной диафрагме можно пользоваться номограммой (прил.4).
6. ТЕПЛОВОЙ РЕЖИМ МЕСТНЫХ СИСТЕМ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
ТЕПЛОТЫ
6.1. Влияние расхода воды на тепловой режим местных систем
Влияние расхода воды на тепловой режим местных систем можно установить, анализируя уравнение, тепловой баланс и теплопередачу отопительной
системы здания, а также из графика (рис. 18) Принятые обозначения:
- коэффициент расхода тепла,
где Q – расход тепла при текущем режиме; Q/ – расход воды при расчетном
режиме работы местной системы;
ϕ=
V
– коэффициент расхода воды
V′
где V – расход воды при текущем режиме; V/ – расход воды при расчетном режиме работы местной системе.
При расчетном перепаде температур воды в отопительной системе θ =25 0С
значения коэффициентов расхода тепла χ для различных коэффициентов расхода
воды ϕ и температурного графика 150-70 0С ( ∆t = 80 0С) приведены на рис. 19.
47
Рис. 18 . Зависимость теплового режима местной системы от гидравлической разрегулировки
Как видно из рис. 19, коэффициент расхода тепла χ не пропорционален расходу воды в системе отопления (гидравлическая разрегулировка).
Так, например, уменьшение расхода воды на 50% ( ϕ =0,5) приводит к недогреву помещений только на 26% (х=0,74). Аналогичное явление имеет место
и при увеличении расхода воды, например, при ϕ =2,0 х=1,23.
Перерасход воды сказывается на изменении теплового режима абонентской системы значительно слабее, чем недодача (рис. 19).
Коэффициент расхода не зависит от температуры наружного воздуха. Что
же касается температуры, tв, внутри помещений, то она сильно зависит о наружной температуры.
Рис. 19. Зависимость внутренней температуры отапливаемых помещений от гидравлической разрегулировки
48
Из рис. 19 видно, что при tH = -20 °C нельзя снижать расход воды без заметного снижения бытовых условий ниже 80% от расчетного расхода
( ϕ =0,8). При tH=+10 °C и той же величине падения температуры внутри помещений может быть допущено снижение расхода до 60% от расчетного ( ϕ =0,6).
6.2. Влияние коэффициента смешения на тепловой
режим местных систем
Из уравнений теплового баланса и теплопередачи при постоянном значении других факторов ( ϕ =1) можно определить, как влияет коэффициент смешения на тепловой режим местных систем. Увеличение коэффициента смешения и приводит к некоторому снижению коэффициента расхода тепла х, т.е. к
недоотпуску тепла отапливаемым помещениям (рис. 20). Уменьшение коэффициента смешения снижает расход тепла.
Сущность явления заключается в следующем. С увеличением коэффициента смешения уменьшается температура воды, поступающей в систему, и
увеличивается расход воды через систему. Это приводит к некоторому повышению температуры в обратной линии, однако средняя температура отопительного прибора несколько падает, теплоотдача уменьшается.
Максимальный перегрев имеет место при коэффициенте u=0, при этом
расход тепла х=1,2 (рис. 20)
Минимальное значение коэффициента расхода тепла, х, соответствующее
теоретически бесконечно большему коэффициенту (u= ∞ ), равно 0,93.
Рис. 20. Зависимость внутренней температуры отапливаемых помещений
от коэффициента смешения
За счет уменьшения коэффициента смешения можно увеличить подачу тепла зданию, или же сохранить подачу тепла неизменной, снизив расход воды из внешней сети.
49
Однако необходимо иметь в виду, что с уменьшением коэффициента
смешения расход воды в системе падает и одновременно увеличивается температурный перепад в отопительной системе, что вызывает интенсивное влияние
гравитационного напора на работу местной системы и усиливает поэтажную
разрегулировку.
6.3. Влияние температуры воды в тепловой сети на тепловой
режим местных систем
Решение уравнения теплового баланса и теплопередачи для отопительной системы дает возможность установить влияние температуры воды в
тепловой сети на тепловой режим отопительных зданий и сооружений.
Изменение температуры воды в подающей магистрали весьма интенсивно влияет на тепловой режим отапливаемых зданий (рис.21).
Например, если в тепловой сети температура 130°С вместо 150°С по температурному графику, при температуре наружного воздуха - 10°С, то коэффициент расхода тепла снижается до х = 0,86, т.е. на 14%, а температура внутри
отапливаемых помещений уменьшается до 14°С.
Для выяснения возможности замены одних параметров другими в прил. 5
приведена номограмма, относящаяся к расчетному графику температур
( τ 1 =150°С) и перепаду температур в отопительной системе ( θ '=25°С). На
номограмме изображен расчетный режим работы абонентского ввода (точки А,В,С,Д).
Например, если вместо работы по графику τ 1 = 150 0С сеть работает по
графику 130°С, то для поддержания в этих условиях нормального температурного режима в отапливаемых помещениях необходимо расход воды увеличить на 50% ( ϕ = 1,5). Этот режим показан точками В, А/, С / , D.
Рис. 21. Зависимость внутренней температуры отапливаемых помещений от температуры воды в тепловой сети
50
6.4. Анализ работы местных систем
Одна из основных задач эксплуатации – наладка работы местных систем, т.е. создание такого положения, при котором стабильно поддерживается заданный температурный режим в абонентских установках.
Однако степень соответствия действительной температуры помещений
расчетной не является единственным критерием оценки работы систем отопления. Дополнительным надежным показателем является температура воды в
обратной линии ввода.
На основе сопоставления действительной температуры в обратной линии с расчетной температурой за достаточно длительный отрезок времени (7-10
дней) можно выяснить недостатки режима теплоснабжения местной системы и
наметить пути их устранения.
Если действительная температура в обратной линии отопительной системы ниже расчетной, то система недополучает из сети требуемого количества
воды или же в системе установлена повышенная поверхность нагрева отопительных приборов. По значению внутренней температуры помещения можно
установить, какой из этих двух факторов имеет место в каждом конкретном
случае.
Для анализа работы местных отопительных систем представляет интерес внутренняя температура таких помещений, которые свободны от воздействия случайных факторов (инсоляция, местные тепловыделения и т.п.).
Если действительная температура воды в обратной линии отопительной системы выше расчетной, то происходит перерасход воды из тепловой
сети или же оказывается недостаточна точной поверхность нагрева отопительных приборов.
Совпадение действительной температуры в обратной линии с расчетной является свидетельством соблюдения всех прочих расчетных параметров только при условии совпадения действительной температуры отапливаемого помещения с расчетной температурой.
При несовпадении внутренней температуры отапливаемого помещения с
расчетной равенство действительной и расчетной температур обратной воды
может иметь место и при нарушении расчетных параметров систем.
7. КУРСОВОЙ ПРОЕКТ ПО СПЕЦКУРСУ
7.1. Анализ работы абонентского ввода с элеваторным
смешением (табл. 3)
Таблица 3
Шифр
Характеристика здания
1
Жилой дом, кирпичный,
5-этажный, А=1410 м2
Жилой дом, кирпичный,
5-этажный, А=2550 м2
2
Температура наружного воздуха
tн ,0С
-7,5
Диаметр
сопла
dс, мм
9,0
-6,3
8,5
Температура теплоносителя, 0С
τ1
τ2
τ3
88
46
72
Давление теплоносителя, ат.
Р1
Р2
Р3
5,6
3,6
3,8
85
7,0
46
70
4,4
4,7
51
Окончание табл. 3
3
4
5
6
7
8
9
10
Жилой дом, панельный,
9-этажный, А=3420 м2
Жилой дом, панельный,
9-этажный, А=3190 м2
НИИ, панельный, 5этажный, А=2350 м2
Жилой дом, панельный,
10-этажный, А=2140 м2
Жилой дом, панельный,
9-этажный, А=2880 м2
Жилой дом, кирпичный,
5-этажный, А=1140 м2
Жилой дом, кирпичный,
5-этажный, А=1980 м2
Жилой дом, кирпичный,
9-этажный, А=1930 м2
-6,3
5,5
84
42
69
7,0
4,3
4,5
-7,0
7,4
87
43
70
7,0
4,4
4,6
-6,3
7,3
86
44
73
6,8
5,0
5,1
-1,0
5,6
78
40
67
6,2
4,2
4,3
-11,0
5,4
89
47
73
7,4
5,0
5,3
-5,0
4,2
83
41
70
6,2
4,2
4,3
-7,5
6,0
88
45
71
6,7
4,6
4,8
-1,0
7,0
79
40
68
6,0
4,0
4,1
ЗАДАНИЕ
Провести анализ работы абонентского ввода с элеваторным смешением
при следующих исходных данных:
– регион – г. Ростов-на-Дону;
– параметры сетевой воды – 150-70 °С;
– температура внутреннего воздуха+18 ºС;
– потеря напора в отопительной системе при расчетном расходе смешанной воды - 1,5 м.в.ст.;
– общая площадь здания А= 1410 м ;
– температура наружного воздуха – 7,5 °С;
– диаметр сопла гидроэлеватора – 9 мм;
параметры теплоносителя:
– температура – τ 1 =88 °С; τ 2 =46 °С; τ 3 =72 °С;
– давление – Р=5,6 ат;Р2=3,6 ат; Р3=3,8ат.
Расчетный режим – это проектный (проектируемый) режим работы, в
данном случае абонентского ввода.
1. Расчетный режим
Расчетный расход тепла (тепловой поток) на отопление жилых районов,
городов и других населенных пунктов:
Q0 = Aq0 (1 + k1 ) , Bт;
Q0 = 1410 × 77 (1 + 0, 25 ) = 135712,5 = 135,7,кВт,
(7.1)
где А – общая площадь жилых зданий, м2 ; q0 – укрупненный показатель максимального теплового потока на отопление жилых зданий на 1 м2 общей площади, принимаемый по прил. 2 СНиПа; К1 – коэффициент, учитывающий тепловой поток на отопление общественных зданий, при отсутствии данных принимается равным 0,25.
52
Расчетный расход сетевой воды на отопление здания
G0/ =
3, 6Q0/
, кг / ч,
c (τ 1/ − τ 2/ )
(7.2)
где с – удельная теплоемкость воды, принимаемая в расчетах равной 4,187
кДж/кг.0С; τ 1 , τ 2 – расчетные параметры сетевой воды ,150-70 °С.
G0/ =
3.6 × 135712.5
= 1458,6,кг/ч.
4.187 (150 − 70 )
Расчетный расход смешанной воды при коэффициенте смешения U/= 2,2
/
Gсм
= G0/ (1 + U / ) = 1458, 6 (1 + 2, 2 ) = 4667,5, кг/ч
Расчетное гидравлическое сопротивление системы
∆h02
/
S 0 = / . Пач2/м6,
(7.3)
Gст
где ∆h0 – потеря напора в отопительной системе при расчетном расходе смешанной воды, Па;
15000
S0/ =
= 687,8, Па ч 2 / м 6 .
2
4,67
Расчетные размеры гидроэлеватора
Диаметр камеры смешения
( )
принимаем d/r=15мм.
Диаметр выходного сечения сопла гидроэлеватора
d rr
d c/ =
(1 + U ′)
8050 S0/ ( d
)
/ 4
r
 U′ 
+ 0,61 − 0, 4n 

 1+ U ′ 
2
(7.4)
,м,
где n=1,1;
0, 015
d c/ =
(1 + 2, 2 )
 2, 2 
8050 ⋅ 687,8 ⋅ 0,0154 + 0, 61 − 0, 4 ⋅1,1 ⋅ 

 1 + 2, 2 
2
= 0,0056м=5,6мм.
Необходимый располагаемый напор на вводе:
∆Ρ / = 1, 4∆h0 (1 + U / ) , Па;
2
∆P / = 1, 4 ⋅15000 ⋅ (1 + 2, 2 ) = 215040, Па=21,5 м.в.ст.
2
(7.5)
53
2. Фактический режим работы абонентского ввода
Фактический расход воды определяется по перепаду давления в сопле
гидроэлеватора или по близкой к нему величине – перепаду давлений на вводе
2
Gф = 0,01d cф
∆Н ф , кг/ч,
(7.6)
где ∆Η ф – фактический перепад давления, кПа,
Gф = 0,01⋅ 92 56 − 36 = 3,62 т/ч = 3622,кг/ч.
Фактический коэффициент смешения гидроэлеватора
τ −τ
Uф = 1 3 ,
τ3 −τ2
где τ 1 , τ 2 , τ 3 – температура теплоносителя в подающей, обратной магистралях
и после узла смешения, 0С;
Uф =
88 − 72
= 0,6154 .
72 − 46
(7.7)
Фактический расход смешанной воды:
GСМф = Gф (1 + U ф ) = 3622 (1 + 0,6154 ) = 5851, кг/ч.
Фактический расход тепла на отопление здания:
Qф = GсмфС (τ 3 − τ 2 ) = 5851⋅ 4,187 ( 72 − 46 ) = 636,95 Дж/ч=176,93кВт.
Расчетный расход тепла на отопление здания при температуре наружного
воздуха фактической tн=-7,5 0С
t −t
(7.8)
Q0 = Q0/ в /н , кВт,
tв − t
н
где tв – нормируемая температура внутреннего воздуха tв=18 0С; tн – текущая
температура наружного воздуха, 0С, t/н – температура наружного воздуха расчетная для проектирования отопления, для г. Ростова-на-Дону t/н =-22 0С.
Коэффициент расхода тепла фактический
54
Коэффициент расхода воды
3. Предлагаемый режим работы абонентского ввода при фактической величине гидравлического сопротивления отопительной системы и фактическом
располагаемом напоре на вводе
Фактическое гидравлическое сопротивление отопительной системы
∆ΗФ ( 3,8 − 3, 6 )10
2 6
=
= 583,9 [Пач /м ].
2
2
GСМФ
5,85
5
SФ =
Размеры элеватора при фактической величине гидравлического сопротивления отопительной системы:
– диаметр камеры смешения
0,083 0,083
dr =
=
= 0,0169 ≈ 0,017 .
4 583,9
4S
Ф
Принимается ближайший по каталогу dr=0,015м=15мм;
– диаметр сопла гидроэлеватора
dr
dc =
(1 + U ′)
4
 U′ 
8050 Sф ( d r ) + 0,61 − 0, 4 n 

 1+U ′ 
2
(7.9)
,м;
0,015
dc =
(1 + 2, 2 )
 2, 2 
8050 ⋅ 583,9 ⋅ 0, 0154 + 0,16 − 0, 4 ⋅1,1

 1 + 2, 2 
2
= 0, 0059 м = 5,9мм.
Расход сетевой воды при фактическом располагаемом напоре:
G0 = 0,01d c2 ∆H = 0,01 ⋅ 5,9 2 ⋅ 56 − 36 = 1557 кг/ч.
Фактический расход смешанной воды:
GСМ = G0 (1 + U ) = 1557 (1 + 0.6154 ) = 2515кг/ч.
Фактический расход тепла:
Qoф = GСМ с (τ 3 − τ 2 ) = 2515 ⋅ 4.187 ( 72 − 46 ) = 76,04кВт.
Коэффициент расхода воды
ϕ=
GCM
2515
=
= 0,54.
/
GCM 4667,5
55
7.2. Расчет компенсирующей способности и размеров
П – образного компенсатора (табл. 4)
Таблица 4
Шифр
Наименование
величины
Диаметр трубопровода
Ду
Дн
,мм
Расчетная температура наружного воздуха, 0С
Температура теплоносителя, 0С
Расстояние между
неподвижными опорами, L,м
Основные размеры
компенсаторов:
Н, м
В, мм
R, мм
l2, мм
l3, мм
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
50
51
100
108
125
133
150
159
200
219
250
273
300
325
350
377
400
427
500
529
-17
-18
-19
-20
-21
-22
-23
-24
-25
-26
95
110
120
130
140
150
140
130
120
110
110
55
120
60
130
65
140
70
150
75
160
80
170
85
180
90
190
95
200
100
0,6
0,8
1,0
1,2
500
500
500
500
200
200
200
200
200
400
600
800
100
100
100
100
1,2
1,6
2,0
2,4
1100
1100
1100
1100
450
450
450
450
300
700
1100
1500
200
200
200
200
1,5
2,0
2,5
3,0
1310
1310
1310
1310
530
530
530
530
440
940
1440
1940
250
250
250
250
1,8
2,4
3,0
3,6
1560
1560
1560
1560
630
630
630
630
540
1140
1740
2340
300
300
300
300
2,4
3,2
4,0
4,8
2100
2100
2100
2100
850
850
850
850
700
1500
2300
3100
400
400
400
400
3,0
4,0
5,0
6,0
2500
2500
2500
2500
1000
1000
1000
1000
1000
2000
3000
4000
500
500
500
500
3,6
4,8
6,0
7,2
3100
3100
3100
3100
1250
1250
1250
1250
1100
2300
3500
4700
600
600
600
600
4,2
5,6
7,0
4,8
6,4
8,0
6,0
8,0
10,0
3700 4400
5000
1500 1800
2000
1200 1200
2600 2800
4000 4400
2000
4000
6000
700
1000
800
ЗАДАНИЕ
Рассчитать компенсирующую способность и размеры П-образного
компенсатора при следующих исходных данных:
– расчетная температура наружного воздуха – t 0/ = −240 С ;
– температура теплоносителя – τ 1 = 130 0С ;
56
– трубопровод диаметром Ду/Дн, мм – 350/377;
– расстояние между неподвижными опорами – 180 м.
Основные размеры компенсатора:
Н, м – 4,2;
В, м – 3,7;
R, м – 1,5;
12, м – 1,2;
13, м – 0,7.
Марка стали - Ст.З.
Расчет П-образного компенсатора
При расчете П-образного компенсатора наибольшее распространение получил способ, известный под названием «упругого центра» [4,5], который позволяет с большой точностью определить силы упругого отпора компенсатора, изгибающие моменты и напряжения изгиба. Полученные расчетные изгибающие напряжения сравниваются с допустимыми (рис. 22).
Рис. 22. Схема П-образного компенсатора с координатами «упругого центра»:
L – расстояние между неподвижными опорами, м
1. Удлинение компенсируемого участка:
∆L = α L ( τ1 − t0/ ) м,
(7.10)
где α – коэффициент линейного расширения для трубных сталей, в интервале
температур от 100 до 150 0С принимается в пределах 1,22 ⋅ 10 −5 ÷ 1,25 ⋅ 10 −5 l/град.
∆L = 1,24 ⋅ 10 −5180 ⋅ [130 − (− 24)] = 0,34 м.
2. Расчетное тепловое удлинение вдоль оси X
∆X = ε ⋅ ∆L м,
(7.11)
где ε – коэффициент, учитывающий величину предварительной растяжки компенсаторов, принимается по прил. 7:
57
∆Χ = 0,5 ⋅ 0,34 = 0,17 м
3. Геометрическая характеристика гибкости трубы
SR
h= 2 ,
(7.12)
rср
где S – номинальная толщина стенки трубы, м;
rср – средний радиус трубы:
R – радиус оси гнутой трубы или условный радиус сварного отвода, м,
Д − S 0,377 − 0,0135
rср = Н
=
= 0,1818 м;
2
2
h=
0,0135 ⋅ 15
= 0,614 .
0,18182
4.Коэффициент гибкости для гнутых гладких отводов при h<1:
1,65
,м;
h
1,65
К=
=2,69.
0,614
(7.13)
К=
Κ=
Если h>1,то
10 + 12h 2
.
1 + 12h 2
(7.14)
5. Коэффициент концентрации продольных изгибающих компенсационных напряжений для гнутых гладких отводов
0,9
;
h2 / 3
0,9
m=
= 1, 248.
0, 614 2 / 3
m=
(7.15)
6. Приведенная длина осевой линии участка
Lпр = l1 + 2 ⋅ l2 + l3 + l5 + 6, 28 RK , м;
(7.16)
Lпр = 86,65 + 2 ⋅ 1,2 + 0,7 + 86,65 + 6,28 ⋅ 1,5 ⋅ 2,69 = 201,66 м.
7. Координаты упругого центра тяжести
Χ0 =
( l1 + l3 + l5 + 4 R )( l5 − l1 ) ,м ,
(7.17)
2 Lnp
так как рассматриваем симметричный компенсатор (l1 = l 5 ) ,то X0=0
Υ0 =
Y0 =
( l2 + 2 R )( l2 + l3 + 3.14 RK ) ,
Lnp
м
(1, 2 + 2 ⋅1,5)(1, 2 + 0,7 + 3, 4 ⋅1,5 ⋅ 2,69 ) = 0,3034
201,66
(7.18)
, м.
8. Центральный момент инерции относительно оси X0:
2
 l22

l23
 l2

=
+
2
+
4
⋅
+
+
6,
28
Κ
JX
R  + 1, 653l2 R + 1,5R 2  − Lnp ⋅ Υ 02 , м (7.19)
( l2 l3 )  R 
6
2

2

0
58
2
J X0 =
 1, 22

1.23
 1, 2

+ ( 2 ⋅1, 2 + 4 ⋅ 0,7 ) ⋅ 
+ 1,5  + 6, 28 ⋅1,5 ⋅ 2,69 ⋅ 
+ 1,635 ⋅1, 2 ⋅1,5 + 1,5 ⋅1,52  −
6
 2

 2

−201,66 ⋅ 0,30342 = 183,0м 3 .
9.Силы упругой деформации:
Ρк = Ρ х =
∆ΧΕJ
,Н ,
J X0
(7.20)
где Е – модуль продольной упругости; для стали может быть принят
Е= 2 ⋅ 108 ; КПа;
J – экваториальный момент инерции, 108 ⋅ J = 18000 м4;
0,17 ⋅ 2 ⋅ 108 ⋅ 18000 ⋅ 10−8
Pк = Px =
= 33,44 , кН.
183
10. Максимальный изгибающий момент:
– при Υ0 ≤ 0,5Н в точке С
Μ мах = ( Н − Υ 0 ) Ρ К , Дж ;
– при Υ0 ≥ 0,5Н в точке D
Μ мах = −Υ 0Ρ К , Дж .
В нашем случае Y0= 0,3034 < 0,5 ⋅ 4,2 ;
Ммах = ( 4, 2 − 0,30340 ) 33, 44 = 130,3 кДж.
11. Изгибающее компенсационное напряжение
– на спинке компенсатора, на отводе:
σ ик =
Ρк ( Н − Υ 0 ) m
, Па,
W
(7.21)
(7.22)
(7.23)
6
где W – экваториальный момент сопротивления, 10 = 950 м3;
σ ик =
33, 44 ( 4, 2 − 0,3034 )1, 2248
= 171, 2 ⋅106 , Па=171,2 МПа;
−6
950 ⋅10
– на участках, прилегающих к компенсатору, на отводе:
σ ик ⋅ Υ0
к
,
σ и (пр ) =
(Η − Υ0 ) Па;
σ ик(пр ) =
171,2 ⋅ 0,3034
= 13,3 МПа;
(4,2 − 0,3034)
– на прямых участках, прилегающих к компенсатору:
σ ик ⋅ Υ 0
к
σ и( пр ) =
, Па;
(Η − Υ0 ) ⋅ m
σ ик( пр ) =
(7.24)
(7.25)
171, 2 ⋅ 0,3034
= 10,7 МПа.
( 4, 2 − 0,3034 )1, 248
Таким образом, при принятых размерах компенсатора изгибающие
компенсационные напряжения оказались больше допустимых ( σ и .доп = 127 МПа)
на спинке компенсатора на отводе.
59
7.3. Расчет компенсации температурных удлинений (табл. 5)
Таблица 5
Шифр
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Наименование
величин
Условный проход d1,мм
Материал трубопровода
Глубина заложения, м
150
Ст.2
1,0
200
Ст.3
1,1
300
10
1,2
350
20
1,3
400
102С1
1,4
400
15ГС
1,5
350
16ГС
1,4
300
Ст.3
1,3
200
20
1,2
150
Ст.2
1,1
Грунт
Супесь
Суглинок
Глина
Песок
крупн.
Песок
средн.
Песок
мелк.
Песок
пылеват
Супесь
Суглинок
Глина
Рабочие параметры теплоносителя
Температура t, 0С
110
120
130
140
150
140
130
120
110
130
Давление Р, МПа
Температура монтажа, 0С
1,4
+8
1,5
+10
1,6
+12
1,6
+8
1,6
+10
1,6
+12
1,6
+8
1,5
+10
1,4
+12
1,6
+10
Компенсация с помощью П-образных компенсаторов
ЗАДАНИЯ
Рассчитать предельную длину компенсируемого прямого участка теплопровода между неподвижной опорой и компенсирующим устройством при следующих исходных данных:
– диаметр трубопровода – сталь 20;
– рабочие параметры теплоносителя:
t=130 0С;
P=1,6 МПа;
– материал трубопровода – сталь 20;
– грунт – песчаный;
– расстояние от поверхности земли до оси трубопровода – Z=1,0м.
РЕШЕНИЕ
1. Площадь поперечного сечения стенки трубы:
2. Удельная сила трения на единицу длины трубы:
где µ =0,4 – коэффициент трения полиэтиленовой оболочки по грунту;
γ – удельный вес грунта, Н/м3;
qтр – вес 1м трубопровода с водой, Н/м.
3. Допускаемое осевое напряжение
σ доп = 1, 25ϕ
и


Д вн2
2
1,04 [σ ] − 0,4 [σ ] Р 
+ 1 ,
 2 ( Д вн + S ) Sϕ 
(7.26)
60
где ϕ – коэффициент снижения прочности сварного шва; допускается принимать при полном проваре шва и контроле качества сварки по всей длине неразрушающими методами ϕ =1; при выборочного контроле качества сварки не
менее 10% длины шва ϕ =0,8, а менее 10% – ϕ =0,7;
Р – избыточное внутреннее давление, МПа;
ϕ и – коэффициент снижения прочности сварного шва при расчете на изгиб;
при наличии изгиба ϕ и=0,9, а при отсутствии изгиба ϕ и=1
Допустимо пользоваться приближенными формулами:
при ϕ и = 1
4. Предельная длина прямого участка теплопровода:
5. Длина этого участка может быть увеличена, если принять трубы с
большей толщиной стенки (S=6мм):
2
F = 3,14 (159 − 6 ) ⋅ 6 = 2882 мм ;
f пр = 0, 4 (1 − 0,5 ⋅ 0,5 ) ⋅18 ⋅103 ⋅1, 0 ⋅ 3,14 ⋅ 250 ⋅10 −3 + 508 = 4445; Н/м;
Lmax =
171 ⋅ 2882
= 110,9 м.
4445
Система со стартовыми компенсаторами
Система полностью монтируется в траншее и засыпается грунтом (кроме
мест установки стартовых компенсаторов). Затем система нагревается до температуры, при которой все компенсаторы замыкаются и в этом положении завариваются. Таким образом, стартовые компенсаторы срабатывают один раз,
после чего компенсация температурных расширений осуществляется за счет
знакопеременных осевых напряжений сжатия - растяжения.
ЗАДАНИЕ
Определить предельно допустимое расстояние между стартовыми компенсаторами, температуру предварительного нагрева и величину растяжки при
следующих исходных данных:
– диаметр трубопровода – 426,0 мм;
– наружный диаметр кожуха изоляции – 566 мм;
– площадь поперечного сечения трубы – 11785 мм;
– материал трубопроводов – Ст. 20;
– давление в рабочем состоянии – 1,6 МПа;
– наибольшая температура теплоносителя – 130 С;
– температура при монтаже компенсаторов – 10 ° С;
61
– сила тяжести трубопровода с изоляцией и водой с учетом
– коэффициента перегрузки – 2364 Н/м;
– глубина заложения – 1,1м;
– грунт – песчаный.
РЕШЕНИЕ
1. Допускаемое осевое напряжение


4082
+ 1,0  = 165,3МПа.
 2 ⋅ ( 408 + 9 ) ⋅ 9 ⋅1,0

σ доn = 1, 25 ⋅1,0 1,04 ⋅137 2 − 0, 4 ⋅137 ⋅1,6 
2. Удельная сила трения
f тр = 0, 4 ⋅ (1 − 0,5 ⋅ 0,5 ) ⋅1, 2 ⋅15 ⋅103 ⋅1,1 ⋅ 3,14 ⋅ 566 ⋅10−3 + 2364  = 11502 Н/м.
3. Предельно допустимо расстояние между стартовыми компенсаторами
200 ⋅ Fст
Lст.к. =
⋅ 2 ⋅ σ доп − α ⋅ Е ⋅ (t1 − t Э ) ⋅ 10 − 3 ,
(7.27)
f ст
где F – площадь кольцевого сечения трубы, мм2;
fтр – удельная сила трения на единицу длины трубы, Н/м;
α – коэффициент линейного расширения стали, мм/м ×0 С ;
Е – модуль упругости материала трубы, Н/мм2.
[
]
4. Диапазон температур предварительного нагрева, при которых может
быть осуществлена заварка:
t п.н = t пmax
.н = t э +
σ доп
⋅ 103 , 0С,
α ⋅E
(7.28)
где tэ – температура, при которой монтируются стартовые компенсаторы
σ доп 3 0
tп.н = tпmin
10 , С,
(7.29)
.н = t1 −
αE
где t1 – максимальная расчетная температура теплоносителя.
0
165,3
t п.н = t пmax
⋅ 103 = 79 С,
.н = 10 +
t п.н = t пmin
.н
0,012 ⋅ 2 ⋅ 105
0
165,3
3
С.
= 130 −
⋅
10
=
61
0,012 ⋅ 2 ⋅ 105
В интервале от tмах п.н. до tmin п.н. любая t п.н. будет удовлетворять условиям
прочности.
5. Примем среднее значение tпн =70 0С, тогда осевые напряжения в рабочем состоянии:
62
6. С помощью нагрева до температуры tп.н. и заварки стартового компенсатора осуществляется растяжка трубопровода на величину ∆ L:
0, 25 f mр Lст.к . 

∆L = Lст.к  α∆tn.н. −
(7.30)
 ,мм,
E
F
⋅


где ∆t п.н. = t п.н. − t э ;
0, 25 ⋅11502 ⋅ 87 

∆L = 87 0, 012 ( 70 − 10 ) −
= 62,мм.
2, 0 ⋅105 ⋅117,85 

7. В местах установки стартовых компенсаторов теплопроводы должны
иметь прямолинейные участки длиной не менее 12 м.
8. Расстояние от стартового компенсатора до места установки ответвления должно быть не менее 1/3 LCT. K.
Библиографический список
1. СНиП 2.04.07 – 86*. Тепловые сети. – М.: Минстрой России, 1994. – 48 с.
2. СП-41-105-2002. Проектирование и строительство тепловых сетей бесканальной прокладки из стальных труб с индустриальной тепловой изоляцией из
пенополиуретана в полиэтиленовой оболочке. – М.: Госстрой России, 2003. – 32с.
3. РД – 10-400-01. Нормы расчета на прочность трубопроводов тепловых
сетей. – М.: Госгортехнадзор России, 2001. – 96с.
4. ПБ 10-573-03. Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды. – М.: Гостехнадзор России, 2003. – 56с.
5. Апарцев М.М. Наладка водяных систем централизованного теплоснабжения: справочно-методическое пособие. – М.: Энергоатомиздат, 1983. – 204 с.
6. Лямин А.А., Скворцов А.А. Проектирование и расчет конструкций тепловых сетей. Изд. 2-е. – М.: Стройиздат, 1965. – 241с.
7. Водяные тепловые сети: справочное пособие по проектированию
И.В. Беляйкина [и др.]. – М.: Энергоатомиздат, 1988. – 376с.
8. Соколов Е.Л. Теплофикация и тепловые сети. Изд. 7-е. – М.: МЭИ,
2001. – 427с.
9. Справочник проектировщика. Проектирование тепловых сетей/под.
ред. А.А. Николаева – М.: Стройиздат, 1965. – 324с.
63
ПРИЛОЖЕНИЯ
Приложение 1
Номограммы для выбора водоструйного элеватора и определения расхода
воды через сопло элеватора
64
Приложение 2
65
Окончание прил. 2
205
2,55
3,4
4,3
5,10
2,55
5,10
6,8
8,5
1270
628
382
276
93,5
34,0
12,0
45,0
4,3
0,85
0,43
0,43
46,7
22,1
14,4
11,0
119
28,8
11,0
4,3
12,8
14,4
11,9
9,35
8,5
259
3,36
4,48
5,6
6,72
3,36
6,72
8,97
11,21
1680
810
504
314
123
44,8
16,8
50,5
5,6
1,12
0,56
0,56
61,7
29,1
19,0
14,6
157
38,0
14,6
5,6
16,8
19,0
15,7
12,3
11,21
309
4,2
5,6
7,0
8,1
4,2
8,4
11,2
14,0
2140
1050
630
302
154
59
21
74,2
20,
1,4
0,7
0,7
77
36,4
23,8
18,2
196
47,6
18,2
7,0
21
23,8
19,6
15,4
14,0
359
5,07
6,76
8,5
10,14
5,07
10,14
13,5
16,9
2358
1269
760
473
186
67,6
25,4
89,6
8,5
1,69
0,85
0,85
93
43,9
28,8
22
237
57,6
22
8,5
25,4
28,8
23,7
18,6
16,9
при внутреннем диаметре труб, мм
406
464
515
616
5,94
7,95
7,95
9,93
7,02
9,3
10,6
13,2
9,9
11,7
13,3
16,6
11,85
11,0
15,9
19,80
5,94
7,0
7,95
9,93
11,8
14,0
15,90
19,86
15,8
18,6
21,2
26,5
19,8
23,3
26,5
33,1
2070
3500
3980
4960
1485
1750
1900
2480
80
1050
1190
1490
554
625
742
927
218
256
292
364
79,2
93,2
106
132
29,7
35
39,8
49,6
105
124
141
175
9,9
11,7
13,3
16,6
1,96
2,33
2,65
3,31
0,99
1,17
1,33
1,66
0,99
1,17
1,33
1,66
109
128
146
182
51,5
60,6
69
86
33,7
39,6
45
56,2
25,8
30,3
34,5
43,1
277
326
371
463
67,4
79,2
90
112,4
25,8
30,3
34,5
43,1
9,9
11,7
13,3
16,6
29,7
35
39,8
49,6
33,7
39,6
45,0
56,2
27,7
32,6
37,1
46,3
21,8
25,6
29,2
32,1
19,8
23,3
26,5
33,1
704
11,6
15,7
19,6
23,6
11,8
23,6
31,4
39,2
5,88
2190
1700
1096
431
157
58,8
208
19,6
3,92
1,90
1,96
216
102
66,6
51,0
549
133,2
51,0
19,6
58,8
66,6
54,9
43,1
39,2
804
1,0
18,5
23,1
27,8
13,9
27,8
37,0
46,2
6190
3740
2080
1200
508
185
69,4
215
23,1
4,62
2,31
2,31
254
120
78,6
60,1
647
157,2
60,1
23,1
69,4
78,6
64,7
50,9
46,2
902
16,0
32,0
4,7
53,4
8020
4010
2400
1495
587
214
80,2
2830
26,7
5,34
2,67
2,67
293
193
90,8
69,5
748
181,6
69,5
26,7
80,2
90,8
74,8
58,7
53,4
1000
18,3
24,4
30,4
36,6
18,3
36,6
48,6
60,8
9130
4565
2740
1700
669
244
91,3
322
30,4
6,08
3,04
3,04
334
158
103
79,1
851
206
79,1
30,4
91,3
103
85,1
66,9
60,8
При значении эквивалентной шероховатости, отличной от k=0,5 мм, эквивалентная длина находится путем умножения табличных данных на следующие поправочные множители:
– эквивалентная шероховатость k, мм 0,2
0,5
1,0;
– поправочный множитель
1,26
1,0
0,84.
Для Dy=15-40 мм величину lэ определяют экстраполяцией
Приложение 3
Удельное гидравлическое сопротивление труб
условный Dy
15
20
2
32
40
50
65
80
100
125
150
175
200
Диаметр туб, мм
наружный Dн
18
25
32
38
45
57
76
89
108
133
159
194
219
внутренний Dв
14
21
27
33
40
51
70
82
100
125
150
184
207
Sy,
мм ч2/м6 м
567,6
67,5
18,1
6,3
2,3
0,64
0,121
4,97 10-2
1,77 10-2
5,55 10-3
2,23 10-3
7,42 10-4
3,89 10-4
Sy,
Па с2/кг2 м
73,56 103
8,75 103
2,34 103
8,16 102
8,98 102
82,9
15,68
6,44
2,29
7,19 10-1
2,89 10-1
9,62 10-2
5,04 10-2
66
Приложение 4
Номограмма для определения расходов воды через дроссельную диафрагму
67
Приложение 5
Номограмма для расчета теплового режима отопительных систем
68
Приложение 6
Трубы стальные
1
2
Условный проход d0, мм
32
Наружный диаметр dн, мм
38
Внутренний диаметр dВ, мм
33
2,5
Толщина стенки δ, мм
Масса 1 м трубы, кг
2,15
Площадь поперечного сечения в свету 104 F, м2
8,2
Поверхность 1 м длины
0,119
трубопровода, м2
Экваториальный момент
4,42
инерции 108 J, м4
Экваториальный момент
2,33
6
3
сопротивления 10 W, м
Толщина изоляции подающего трубопровода, мм 40
Наружный диаметр изоляции, мм
118
Сила тяжести 1 м подающей трубы, Н/м
68
в том числе, Н/м:
трубы
21
воды
8
изоляции
39
Условный проход d0, мм
400
Наружный диаметр dн, мм
426
Внутренний диаметр dВ, мм
408
9
Толщина стенки δ, мм
Масса 1 м трубы, кг
91,6
Площадь поперечного сечения в свету 104 F, м2
1310
Поверхность 1 м длины
1,34
трубопровода, м2
3
40
45
40
2,5
2,6
12,6
0,141
4
50
57
51
3,0
4,0
20,4
0,179
5
70
76
70
3,0
5,4
38,5
0,238
6
80
89
82
4,0
7,3
53,4
0,279
7
100
108
100
4,0
10,2
78,6
0,339
9
150
159
150
4,5
17,2
177
0,499
190
8
125
133
125
4,0
12,7
123
0,41
8
339
11
200
219
207
6,0
31,5
334
0,688
653
10
175
194
184
5,0
23,2
267
0,61
0
1250
7,90
19,5
46
80,5
3,52
6,85
12,1
40
125
79,8
50
157
125,5
25,5
12,3
42
400
426
414
6
62,0
1350
1,34
39
20
66,5
450
480
466
7
80,5
1695
1,51
13
300
325
309
8,0
62,5
754
1,02
14
350
377
359
9,0
81,5
1020
1,18
2300
12
250
273
259
7,0
46,7
527
0,86
0
5250
10500
18000
18,1
35,2
51
82,1
129
210
384
645
950
50
176
167,5
50
189
210,9
50
208
277
60
253
391
60
279
503
60
314
663
60
330
843
60
393
1217
60
446
1638
70
517
2182
53
37,6
77
500
530
514
8
103
2070
1,66
71,5
52,4
87
600
630
612
9
137
2950
1,97
100
77
100
700
720
700
10
174
3850
2,18
125
120
146
800
820
800
10
200
5020
2,48
168
173
162
900
920
898
11
246
6360
2,80
227
262
184
1000
1020
996
12
298
7840
3,17
310
327
206
1100
1120
1096
12
326
9440
3,52
457
614
800
516
740
1000
244
284
382
1200
1400
1220
1420
1192
1392
14
14
415
482
11200 15300
3,83
4,47
69
Окончание прил. 6
1
Экваториальный момент
инерции 108 J, м4
Экваториальный момент
сопротивления 106 W, м3
Толщина изоляции подающего трубопровода, мм
Наружный диаметр изоляции, мм
Сила тяжести 1 м подающей трубы, Н/м
В том числе, Н/м:
трубы
воды
изоляции
2
28000
1310
3
1950
0
920
4
2900
0
1210
5
4600
0
1730
6
7
80000 1450
00
2740 4040
8
2050
00
5000
9
3650
00
7950
10
4500
00
8800
70
566
2600
70
566
2355
70
620
2922
70
670
3540
70
770
4770
80
880
6280
80
980
7745
90
1100
9755
90
1200
1181
0
11
6500
00
1160
0
100
1320
1400
5
900
1275
425
610
1320
425
792
1660
470
1010
2020
510
1345
2820
605
1700
3790
790
1950
4000
895
2400
6240
1115
2930
7650
1230
3230
9220
1515
12
10000
00
16300
13
16000
00
22500
100
1420
16630
110
1640
21740
4070
10900
1660
4720
14900
2120
Примечание. Материал и тип труб для d0 = 32 – 400 – бесшовные горячекатаные и холоднокатаные, Ст. 2сп., Ст. 3сп, стали 10 и 20.
ГОСТ 8731-87 и ГОСТ 8733-87. Для d0 = 400 – 1400 – стальные электросварные с двухсторонним прямошовным или спиральным швом, Ст. 2сп., Ст.
3сп.,стали 10 и 20. ГОСТ 10706-76, группа А: ГОСТ 8696-74*, группы А и В.
70
Приложение 7
Коэффициент ε
Максимальная температура теплоносителя, °С
Предварительная растяжка компенсатора, %
t < 250
250 ≤ t ≤ 300
300 ≤ t ≤ 400
t ≥ 400
50
50
50
100
Для расчета труб
на холодное состояние,
εхол
0,5
0,6
0,7
1
на рабочее состояние,
εраб
0,5
0,5
0,5
0,35
Приложение 8
Допускаемые напряжения для стальных трубопроводов σ, МПа
Температура, °С
20
150
200
250
275
300
320
340
360
380
400
410
420
430
440
Ст 2
127
115
111
107
101
96
−
−
−
−
−
−
−
−
−
Ст 3
137
126
121
117
111
105
−
−
−
−
−
−
−
−
−
10
127
117
113
110
104
98
93
88
83
79
75
73
71
66
59
Марка стали
20
144
135
132
129
123
116
111
107
101
95
90
87
84
81
71
102С1
173
166
163
161
156
150
145
138
132
125
117
−
−
−
−
15ГС
181
170
165
162
157
150
142
134
126
118
111
104
100
95
88
16ГС
166
152
147
142
137
131
127
122
117
112
107
−
−
−
−
Приложение 9
ГРУНТ
Супесь
Суглинок
Глина
П Е С К И:
Гравелистый и крупный
Средней крупности
Мелкий
Пылеватый
Характеристика грунта
Удельное сцепление С, кПа Угол внутреннего трения,
ϕ, град.
3-15
21-30
12-39
12-26
7-21
29-81
1-2
1-3
2-6
2-8
38-43
35-45
28-38
26-36
71
Приложение 10
Нагрузки и воздействия
Вид
Постоянные
Шифр
i
Характеристика
1
Собственный вес трубопровода, арматуры и
обустройств
Вес изоляции
Вес и давление грунта (засыпки, насыпи)
Предварительное напряжение трубопровода
(упругий изгиб по заданному профилю,
предварительная растяжка компенсаторов и
др.) и гидростатическое давление воды
Внутреннее давление транспортируемой
среды:
газообразной
жидкой
Вес транспортируемой среды:
газообразной
жидкой
Температурный перепад металла стенок
трубопровода
Неравномерные деформации грунта,
не сопровождающиеся изменением его
структуры (осадки, пучения и др.)
2
3
4
Временные
длительные
5
6
7
8
9
10
Способ
прокладки
трубопровода
поднадземземный ный
Коэффициент
надежности
по нагрузке
γfi
+
+
1,1 (0,95)
+
+
+
−
1,2
1,2 (0,8)
+
+
1,0
+
+
+
+
1,1
1,15
+
+
+
+
+
+
1,1 (1,0)
1,0 (0,95)
1,1
+
+
1,5
Примечания: 1. Знак ″+″ означает, что нагрузки и воздействия следует учитывать, знак ″−″ – не учитывать.
2. Значения коэффициентов надежности по нагрузке, указанные в скобках, должны приниматься в тех
случаях, когда уменьшение нагрузки ухудшает условия работы трубопровода.
3. Когда по условиям испытания или эксплуатации в трубопроводах, транспортирующих газообразные
среды, возможно полное или частичное заполнение внутренней полости их водой или конденсатом, а в трубопроводах, транспортирующих жидкие среды, - попадание воздуха или опорожнение их, необходимо учитывать
изменение нагрузки от веса среды.
72
Учебное издание
Геннадий Михайлович Кравченко
СПЕЦКУРС
ПО ТЕПЛОСНАБЖЕНИЮ
Учебное пособие
Редактор Н.Е. Гладких
Компьютерная верстка и макет О.И. Марченко
Темплан 2009г., поз. 19.
Подписано в печать 7.05.09. Формат 60х84/16. Бумага писчая.
Ризограф. Уч.-изд. л. 5,5. Усл.-печ. л. 4,8. Тираж 100 экз. Заказ 160.
Редакционно-издательский центр
Ростовского государственного строительного университета.
344022, Ростов н/Д, ул. Социалистическая, 162