СД.Ф.1. Источники и системы теплоснабжения предприятий
advertisement
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Дальневосточный федеральный университет» (ДВФУ) ФИЛИАЛ ДВФУ В Г. ПЕТРОПАВЛОВСК-КАМЧАТСКИЙ УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ДИСЦИПЛИНЫ Источники и системы теплоснабжения предприятий Специальность 140104.65 " Промышленная теплоэнергетика" Форма подготовки (очная/ заочная) курс _4/5,6___семестр __7-8/___ лекции ___120/48_ (час.) практические занятия__18/20___час. семинарские занятия________час. лабораторные работы___18/4___час. консультации всего часов аудиторной нагрузки____120/48____ (час.) самостоятельная работа ____120/192_____ (час.) контрольные работы (количество) курсовой проект____8 семестр/6 курс_____ зачет ______7 семестр /5курс____ экзамен____8 семестр _/6 курс____ Учебно-методический комплекс составлен в соответствии с требованиями государственного образовательного стандарта высшего профессионального образования (209 тех/дс от 27.03.2000 г.). Учебно-методический комплекс дисциплины обсужден на заседании Методической комиссии ___ протокол № 9________от_____«30» __06__2012__г. Зам. председателя Методической комиссии ___________Т.И. Горева Составитель (ли):__к.т.н., доцент Ткаченко В.А._____________________________________ 3 Аннотация Учебно-методический комплекс дисциплины «Источники и системы теплоснабжения предприятий » разработан для студентов 4/5,6 курса по специальности 140.104.65 « Промышленная теплоэнергетика» в соответствии с требованиями ГОС ВПО 209 тех/дс от 27.03.2000г. Дисциплина ««Источники и системы теплоснабжения предприятий» входит в федеральный компонент ОПД цикла общепрофессиональных дисциплин ОПД. ДС.Ф.1 Общая трудоемкость освоения дисциплины составляет 240 час. Учебным планом предусмотрены лекционные занятия (120/48 ), практические занятия (18/20 ), лабораторные занятия (18/4), самостоятельная работа (120/198 ). Целью преподавания дисциплины «Источники и системы теплоснабжения предприятий» является такая теоретическая и практическая подготовка, которая обеспечила бы инженеру теплоэнергетику знание о потребности промышленных потребителей в паре и горячей воде, о методах регулирования отпуска тепла из систем централизованного теплоснабжения, тепловых сетях и их назначении, методах определения расчетного расхода воды и пара, выбора сетевых, подпиточных и подкачивающих насосов, расчета тепловых схем, выбор режима работы утилизационных установок. Дисциплина «Источники и системы теплоснабжения предприятий» связана с такими курсами как « Физика», «Механика», Учебно-методический комплекс включает в себя: - рабочую программу дисциплины; - контрольно-измерительные материалы (тесты); - список литературы ( в том числе интернет-ресурсов) 4 1.Цели и задачи изучения дисциплины Цель дисциплины: является подготовка инженеров, специализирующихся в области промышленной теплоэнергетики, к решению вопросов проектирования, эксплуатации и совершенствования систем обеспечения теплотой и горячей водой. Предметом дисциплины: являются рассматриваемые методы выявления и анализа режимных характеристик работы всех звеньев системы теплоснабжения, включающих: -разнообразные теплопотребляющие технологические и санитарно- гигиенические установки (звено- «потребители теплоты»); -паровые и водяные сети (звено «транспортировки и распределения теплоты»). Начальные требования к освоению дисциплины Курс базируется на знаниях, полученных студентами при изучении общих математических и естественных дисциплин («Математика», «Физика», «Химия», «Инженерная графика», «Экология», «Информатика», «Прикладное программное обеспечение»), общепрофессиональных дисциплин и специальных дисциплин «Теоретическая механика», «Материаловедение», «Безопасность жизнедеятельности», «Термодинамика», «Гидрогазодинамика», «Тепломассообмен», «Технология топлива и энергетических масел», «Теория горения и топочные процессы», «Котельные установки и парогенераторы», «Тепловые двигатели и нагнетатели». 5 2.Требования к уровню освоения содержания дисциплины В результате изучения дисциплины студенты должны: Знать: общие закономерности изменения потребления теплоты при изменениях параметров наружного воздуха и по часам рабочей смены; методы определения величин расходов топливно-энергетических ресурсов разными типами теплогенерирующих установок; общие принципы регулирования параметров и количества теплоты, отпускаемой потребителям, а также допустимые границы изменений параметров; Уметь: составлять и рассчитывать схемы тепловых сетей; выявлять расчетные режимы работы каждого из звеньев системы; выбирать необходимое для них оборудование; использовать справочную и руководящие и нормативную литературу. уметь использовать :обязательных нормативные, справочные материалы при разработке проектов тепловых систем уметь организовать и обеспечить: правильную тепловых сетей и оборудования; иметь навыки: проектирования тепловых сетей. 6 3.ОБЪЕМ ДИСЦИПЛИНЫ И ВИДЫ УЧЕБНОЙ РАБОТ Очная форма обучения Вид учебной работы Всего часов, 7 семестр Всего часов, 8 семестр Общая трудоемкость дисциплины 240 Всего самостоятельная работа 120 Лекции 48 36 Лабораторные работы - 18 Практические занятия - 18 Курсовой проект защита Вид итогового контроля зачет экзамен Заочная форма обучения. Вид учебной работы Всего часов, 5 курс Общая трудоемкость дисциплины 240 Всего самостоятельная работа 192 Лекции 12 Лабораторные работы 4 Практические занятия 8 Курсовой проект Всего часов, 6 курс 12 12 защита Вид итогового контроля зачет 7 экзамен 4. СОДЕРЖАНИЕ ДИСЦИПЛИНЫ. 4.1 Распределение учебного материала по видам занятий Для очной формы обучения № п/п 1. 2. Наименование раздела дисциплины Распределение по видам (час) Лекци ПЗ лб и Определение и основные сведения о системах 4 теплоснабжения. Классификация систем теплоснабжения. Теплоснабжение от паровых, водогрейных и 18 4 4 пароводогрейных котельных. 3. Теплоснабжение от теплоцентралей (ТЭЦ) 24 4 4 4. Потребители теплоты и расчеты тепловых нагрузок. 14 2 2 5. Присоединение потребителей к тепловым сетям. 12 2 6. Выбор и регулирование системы теплоснабжения. 12 4 4 Итого 84 18 18 8 2 4.1 Распределение учебного материала по видам занятий Для заочной формы обучения № п/п 1. 2. Наименование раздела дисциплины Распределение по видам (час) Лекци ПЗ лб и Определение и основные сведения о системах 4 теплоснабжения. Классификация систем теплоснабжения. Теплоснабжение от паровых, водогрейных и 6 4 2 пароводогрейных котельных. 3. Теплоснабжение от теплоцентралей (ТЭЦ) 4 6 4. Потребители теплоты и расчеты тепловых нагрузок. 6 4 5. Присоединение потребителей к тепловым сетям. 4 2 6. Выбор и регулирование системы теплоснабжения. 4 2 Итого 24 20 2 4 Учебно-методическое обеспечение дисциплины Основная литература 1. Лебедев В.И., Пермяков Б.А., Хаванов П.А. Расчет и проектирование теплогенерирующих установок систем теплоснабжения: Учебное пособиеМ.: Стройиздат, 2004- 358 с.: ил. 9 2. Манюк В.И., Каплинский Я.И., Хиж Э.Б. и др. Наладка и эксплуатация водяных тепловых сетей: Справочник. Изд.4-е. М.: Книжный дом «ЛИБРОКОМ», 2009. 3. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети: учебное пособие для вузов- 6- е издание перераб.- М.: Изд-во МЭИ, 2004- 472 с.: ил. 4. http://window.edu.ru/resource/921/24921 Блинов Е.А., Пакшин А.В. Источники и системы теплоснабжения предприятий: Рабочая программа, задание на контрольную работу, методические указания к выполнению контрольной работы, задание на курсовой проект, практические работы и методические указания к их выполнению. - СПб.: СЗТУ, 2004. – 48 с. 5. http://window.edu.ru/resource/940/45940 Источники и системы теплоснабжения: Задания для контрольной работы и методические рекомендации по ее выполнению /Рудобашта С.П., Залисский И.В. М.: МГАУ им. В.П. Горячкина, 2003. - 15 с. 6. http://window.edu.ru/resource/920/24920 Блинов Е.А., Пакшин А.В. Источники и системы теплоснабжения предприятий: Рабочая программа, задание на контрольную работу, методические указания к контрольной работе, задание на курсовой проект. - СПб.: СЗПИ, 2003. - 32 с.ил. 6.1.2. Дополнительная: 1. Строительные нормы и правила. СНиП 2.04.05-91*. Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха. 2. Строительные нормы и правила. СНиП 2.04.07-86*. Тепловые сети. 3. Строительные нормы и правила. СНиП 2.04.04-98. Строительная климатология. 4. Свод правил по проектированию и строительству. СП 41-101-95. Проектирование тепловых пунктов. 5. Борисов Б.Г., Борисов К.Б. Отопление промышленных предприятий: – М.: Изд-во МЭИ, 2004 – 68 с.: ил. 10 6. Справочник проектировщика. Проектирование тепловых сетей // Под ред. А.А.Николаева. М.: Стройиздат, 1965. 7. Промышленные тепловые электростанции: Учебник для вузов/ Баженов М.И., Богородский А.С., Сазанов Б.В., Юренев В.Н./ Под ред. Соколова Е.Я.- 2-е изд. Перераб.- М.: Энергия, 2006 – 296 с.: ил. 8. Шелгинский А.Я., Борисов К.Б. Вентиляция и кондиционирование воздуха в помещениях промышленных, общественных и жилых зданий: Учебное пособие/ Под ред. Галактионова В.В. – М.: Изд-во МЭИ, 2007 – 88 с.: 11 МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Дальневосточный федеральный университет» (ДВФУ) ФИЛИАЛ ДВФУ В Г. ПЕТРОПАВЛОВСК-КАМЧАТСКИЙ МАТЕРИАЛЫ ЛЕКЦИОННЫХ ЗАНЯТИЙ по дисциплине «Источники и системы теплоснабжения предприятий» <140104.65> - «<ПРОМЫШЛЕННАЯ ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКА» г. Петропавловск-Камчатский 2012 12 4.2 Содержание лекционного курса Раздел 1. Общие понятия и определения. – 4 часа/ 4 часа назначение, структура, классификация; методы определения потребности промышленных потребителей в паре и горячей воде Определение и основные сведения о системах теплоснабжения. Источники и потребители теплоты. Классификация систем теплоснабжения Теплотехнический расчет режимов отопления помещений здания. Раздел 2. Теплоснабжение от паровых, водогрейных и пароводогрейных котельных. 18 часов/ 6 часов промышленные котельные: назначение, классификация, параметры, рациональные области использования; тепловые схемы и их расчет; методы выбора основного и вспомогательного оборудования; методы распределения нагрузки между котлами; энергетические, экономические и экологические характеристики котельных Классификация котельных в системах теплоснабжения. Присоединение котельных к тепловым сетям систем теплоснабжения. Присоединение паровой котельной к паровой системе теплоснабжения. Присоединение паровой котельной к водяной системе теплоснабжения. Присоединение паровой котельной к пароводяной системе теплоснабжения. водогрейной котельной к тепловой сети. Присоединение Присоединение пароводогрейной котельной к тепловой сети. Технологическая структура, тепловая мощность и технико-экономические показатели котельной. котельной. Тепловая мощность котельной. Технологическая структура Технико-экономические показатели котельной. Конструктивные особенности отопительных печей. Конструктивные особенности радиаторов. Конструктивные особенности конвекторов. Конструктивные особенности нагревательных приборов для 13 воздушных систем отопления. Методы регулирования теплоотдачи нагревательных приборов. Раздел 3. Теплоснабжение от теплоцентралей (ТЭЦ). - 24 часа/ 4 часа теплоэлектроцентрали классификация; промышленных методика определения предприятий: назначение, энергетических показателей теплоэлектроцентралей (ТЭЦ); методика составления и расчета тепловых схем ТЭЦ; Принцип комбинированной выработки тепловой и электрической энергии. Способы отвода теплоты из паросилового цикла ТЭЦ на нужды теплоснабжения. Отвод теплоты путем ухудшения вакуума в конденсаторе турбины. Отвод теплоты через регулируемые отборы пара в турбине. Отвод теплоты путем применения турбин противодавления. Виды теплофикационных турбин и технологические схемы теплопод-готовительных установок ТЭЦ. Виды теплофикационных турбин. Технологическая схема теплоподготовительной установки на базе турбины «Т». Технологическая схема теплоподготовительной установки на базе турбины «ПТ». Техникоэкономические показатели ТЭЦ. Расходы топлива и к.п.д. ТЭЦ. Коэффициент теплофикации. Экономические показатели. Эксплуатационные установки ТЭЦ. показатели. Теплоподготовительные Редукционно-охладительные установки (РОУ). Сетевые подогреватели. Пример выбора сетевого подогревателя. Раздел 4. Потребители теплоты и расчеты тепловых нагрузок. - 14 часов/ 6 часов выбор оборудования; утилизационные котельные, теплонасосные установки и ТЭЦ, использующие вторичные энергетические ресурсы предприятий для генерации тепла и электроэнергии; схемы, режимы работы, определение технико-экономических показателей; расчет тепловых схем, выбор режима 14 работы утилизационных установок параллельно с заводскими и районными котельными, ТЭЦ и конденсационными электрическими станциями; Классификация тепловых нагрузок. Определение расхода теплоты на отопление зданий. Задача системы отопления, тепловой баланс здания и его составляющие. Расчетные расходы теплоты на отопление зданий. Определение расхода теплоты на вентиляцию. Определение расхода теплоты на горячее водоснабжение. Определение расхода теплоты на технологические нужды. Определение годового расхода теплоты. Графики тепловых нагрузок. Влияние теплотехнических качеств ограждающих конструкций зданий на тепловой режим отапливаемых помещений. Современные конструкции наружных ограждений зданий с повышенной теплозащитой. Сопротивление воздухопроницанию ограждений. Тепловлажностный режим ограждений. Расчет требуемой тепловой мощности систем отопления. Раздел 5. Присоединение потребителей к тепловым сетям. 12 часов/ 4 часа тепловые сети: их назначение, конструкции; методы определения расчетного расхода воды и пара; гидравлический расчет паро-, водо- и конденсатопроводов; гидравлический режим тепловых сетей; выбор сетевых, подпиточных и подкачивающих насосов; способы поддержания давлений в "нейтральных" точках; тепловой и прочностной расчеты элементов тепловых сетей; источники генерации тепла, используемые в системах теплоснабжения Присоединение потребителей к водяным тепловым сетям. Присоединение отопительных установок. Присоединение установок горячего водоснабжения. Совместное присоединение установок отопления и горячего водоснабжения. Центральные тепловые подстанции. Присоединение потребителей в паровых 15 системах теплоснабжения. Присоединение установок присоединение установок Присоединение горячего отопления отопительных водоснабжения. и горячего установок. Совместное водоснабжения. Присоединение технологических потребителей. Системы водяного отопления. Разновидности систем водяного отопления. Устройства систем водяного отопления. Циркуляция воды в системах водяного отопления. Методика гидравлического расчета системы водяного отопления. Методика гидравлического расчета однотрубных систем отопления. Определение гидравлического сопротивления в квартирной системе отопления с автономным источником теплоснабжения. Особенности циркуляции в современной квартирной системе отопления с энергосберегающей технологией функционирования. Системы парового отопления. Системы лучистого отопления Раздел 6 Выбор и регулирование системы теплоснабжения. - 12 часов/ 4 часа Выбор системы теплоснабжения. выбор теплоносителя, использование математического моделирования, пакетов прикладных программ, банков данных для расчета систем теплоснабжения Выбор системы теплоснабжения. Выбор теплоносителя. Сравнение открытых и закрытых систем теплоснабжения. Сравнение зависимых и независимых схем подключения потребителей. Регулирование системы теплоснабжения. Способы регулирования и их классификация. способа регулирования. 16 Выбор СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………….5 1 ОБЩИЕ ПОНЯТИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ………………………………………..6 1.1 Определение и основные сведения о системах теплоснабжения………6 1.2 Источники и потребители теплоты………………………………….........6 1.3 Классификация систем теплоснабжения…………………………………7 2 ТЕПЛОСНАБЖЕНИЕ ОТ ПАРОВЫХ, ВОДОГРЕЙНЫХ И ПАРОВОДОГРЕЙНЫХ КОТЕЛЬНЫХ……..…………………………………….9 2.1 Классификация котельных в системах теплоснабжения………………..9 2.2 Присоединение котельных к тепловым сетям систем теплоснабжения..………………………………………………….…….10 2.2.1 Присоединение паровой котельной к паровой системе теплоснабжения……..………………………………………….11 2.2.2 Присоединение паровой котельной к водяной системе теплоснабжения…………………………………………..…….12 2.2.3 Присоединение паровой котельной к пароводяной системе теплоснабжения…………………………………………..…….13 2.2.4 Присоединение водогрейной котельной к тепловой сети…….14 2.2.5 Присоединение пароводогрейной котельной к тепловой сети………………………………………………………………13 2.3 Технологическая структура, тепловая мощность и техникоэкономические показатели котельной……………………..…………..17 2.3.1 Технологическая структура котельной………………………...17 2.3.2 Тепловая мощность котельной………………………………....18 2.3.3 Технико-экономические показатели котельной……………….19 3 ТЕПЛОСНАБЖЕНИЕ ОТ ТЕПЛОЭЛЕКТРОЦЕНТРАЛЕЙ (ТЭЦ)…………23 3.1 Принцип комбинированной выработки тепловой и электрической энергии……………………………………………………………...……23 3.2 Способы отвода теплоты из паросилового цикла ТЭЦ на нужды теплоснабжения…………………………………………………………27 3.2.1 Отвод теплоты путем ухудшения вакуума в конденсаторе турбины………………………………………………………….27 3.2.2 Отвод теплоты через регулируемые отборы пара в турбине…28 17 3.2.3 Отвод теплоты путем применения турбин противодавления……………………………………………......29 3.3 Виды теплофикационных турбин и технологические схемы теплоподготовительных установок ТЭЦ…………………………………………29 3.3.1 Виды теплофикационных турбин………………………………29 3.3.2 Технологическая схема теплоподготовительной установки на базе турбины «Т»……………………………………………….31 3.3.3 Технологическая схема теплоподготовительной установки на базе турбины «ПТ»……………………………………………..32 3.4 Технико-экономические показатели ТЭЦ……………………………....34 3.4.1 Расходы топлива и к.п.д. ТЭЦ………………………………….34 3.4.2 Коэффициент теплофикации……………………………………36 3.4.3 Экономические показатели……………………………………..37 3.4.4 Эксплуатационные показатели…………………………………38 3.5 Теплоподготовительные установки ТЭЦ……………………………….38 3.5.1 Редукционно-охладительные установки (РОУ)……………….38 3.5.2 Сетевые подогреватели………………………………………….40 3.5.3 Пример выбора сетевого подогревателя……………………….43 ЛИТЕРАТУРА……………………………………………………………………..49 ПРИЛОЖЕНИЯ……………………………………………………………………50 18 ВВЕДЕНИЕ Источники теплоснабжения – исходный технический элемент систем теплоснабжения, которые охватывают промышленные предприятия всех секторов экономики, коммунально-бытовой сектор и включают, кроме источников, тепловые сети, тепловые подстанции и потребителей тепловой энергии. От эффективности источника теплоснабжения, которая определяется коэффициентом полезного действия (к.п.д.) источника и удельным расходом топлива на выработку тепловой энергии, в значительной степени зависит эффективность работы всей системы теплоснабжения, в том числе, качество и стоимость отпускаемой потребителю тепловой энергии. Дисциплине «Источники теплоснабжения промышленных предприятий» предшествует чтение ряда других специальных дисциплин, в том числе «Топливо и его сжигание», «Котельные установки» и другие. Вслед за «Источниками теплоснабжения» читаются дисциплины «Тепловые сети», «Производство и распределение энергоносителей», «Нагнетатели и тепловые двигатели», «Системы автоматического проектирования и САПР», выполняется курсовой проект по дисциплине «Тепловые сети», что в значительной степени расширяет и закрепляет знания студентов по специальности. Особенностью дисциплины «Источники теплоснабжения» является изучение в ней противоположных элементов систем теплоснабжения: источников и потребителей теплоты. Дисциплина «Тепловые сети», которая читается вслед за «Источниками теплоснабжения», дополняет знание систем теплоснабжения связующим звеном (тепловыми сетями) и предполагает выполнение курсового проекта. 1 ОБЩИЕ ПОНЯТИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ 1.1 Определение и основные сведения о системах теплоснабжения Система теплоснабжения – комплекс установок и устройств, предназначенных для выработки, транспорта, распределения и использования тепловой энергии различными потребителями. Основной задачей системы теплоснабжения является обеспечение потребителей необходимым количеством теплоносителей заданных параметров. Основными элементами системы теплоснабжения являются (см.рис 1.1): 1) источник теплоты (предназначен для выработки тепловой энергии, обычно в виде нагретой воды или пара); 2) тепловые сети (предназначены для транспортировки теплоносителя от источника теплоты к потребителю и возврата использованного теплоносителя к источнику теплоты); 3) тепловые подстанции (предназначены для распределения, регулирования и учета использования тепловой энергии потребителями); 4) потребители теплоты (теплоиспользующие установки, размещенные в жилых, общественных и производственных зданиях). 3 1 – источник теплоты; 4 2 – участки тепловой сети; 3 4 2 2 3 – тепловые подстанции; 2 1 4 – здания, в которых размещены 2 2 3 теплоиспользующие установки. 4 4 3 Рисунок 1.1 – Элементы системы теплоснабжения 1.2 Источники и потребители теплоты Основными источниками теплоты в системах теплоснабжения являются: 1) паровые, водогрейные и пароводогрейные котельные различных мощ-ностей и назначений; 2) теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) – электростанции, которые отпускают внешнему потребителю как электрическую, так и тепловую энергию; 3) теплоутилизационные установки, использующие вторичные энерго- ресурсы (ВЭР) промышленных предприятий. Распределение выработки тепловой энергии между источниками теплоты: ТЭЦ………………………………………………………………….40% Промышленные котельные………………………………………..25% Районные, групповые, квартальные и домовые котельные……..33% Теплоутилизационные установки………………………………….2% 100% Основные потребители тепловой энергии: 1) системы отопления жилых, общественных и производственных зданий; 2) системы вентиляции общественных и производственных зданий в зимний период, т.е., когда необходимо подогревать воздух, нагнетаемый в вентилируемые помещения; 3) системы кондиционирования воздуха в летний период в том случае, если для выработки холода применяют холодильные установки, использующие тепловую энергию (абсорбционные или инжекционные); 4) системы горячего водоснабжения; 5) потребляющие тепловую энергию технологические процессы промышленных предприятий. Системы отопления, вентиляции, кондиционирования воздуха и горячего водоснабжения можно назвать одним термином – коммунально-бытовые потребители тепловой энергии. В зависимости от температуры теплоносителя теплопотребляющие процессы в системах теплоснабжения разделяют на три группы: 1) высокотемпературные (t > 400°С, потребитель – технологические процессы, теплоноситель – перегретый пар); 2) среднетемпературные (t=150÷400°С, потребители – коммунально-бытовые или технологические, теплоноситель – пар или нагретая вода); 3) низкотемпературные (t = 70÷150°С, потребители – коммунально-бытовые или технологические, теплоноситель – нагретая вода или пар). 1.3 Классификация систем теплоснабжения На данном этапе следует выделить 2 варианта классификации: В зависимости от вида теплоносителя: 1) водяные, использующие в качестве теплоносителя нагретую воду; 2) паровые, использующие в качестве теплоносителя насыщенный или перегретый пар. Возможны комбинированные варианты. Для коммунально-бытовых потребителей преимущественно используют водяные системы теплоснабжения, для технологических – паровые. II. В зависимости от мощности источника теплоты, количества потребителей, приходящихся на один источник, и взаимного расположения источника и потребителей теплоты системы теплоснабжения разделяются на: 1) централизованные; 2) децентрализованные. Централизованное теплоснабжение заключается в обеспечении тепловой энергией от одного достаточно мощного источника теплоты многочисленных потребителей. При централизованном теплоснабжении источник теплоты и его многочисленные потребители расположены на значительном расстоянии друг от друга, что требует прокладки внешних тепловых сетей. В зависимости от вида источника теплоты централизованное теплоснабжение делят на: • централизованное теплоснабжение от достаточно крупных котельных (котельных теплопроизводительностью свыше 20 Гкал/ч × 1,164 = 23,3 МВт или свыше 20÷25 Мвт); • централизованное теплоснабжение от ТЭЦ. Децентрализованное теплоснабжение характеризуется следующими признаками: • небольшой мощностью источника теплоты (котельные теплопроизводительностью до 20 Гкал/ч); • небольшим числом потребителей, использующих теплоту от одного источника; • близким расположением источника и потребителей теплоты, что в некоторых случаях исключает необходимость прокладки внешних тепловых сетей. Централизованное теплоснабжение по сравнению с децентрализованным имеет следующие преимущества: I. 1) более экономное использование топлива за счет более высоких к.п.д. крупных котлов в крупных котельных, по сравнению с мелкими котлами небольших котельных; 2) возможность использования низкосортного топлива, например, высокозольных углей, путем применения систем пылеприготовления, что возможно только в крупных котельных, работающих на пылеугольном топливе; 3) улучшение экологической обстановки: • вследствие удаления источников теплоты (котельных и ТЭЦ) от потребителей и локализация сжигания топлива вдали от жилых районов; • за счет возможности применения эффективных и современных методов очистки, что возможно только в крупных котельных и ТЭЦ централизованного теплоснабжения; 4) снижение удельных капитальных и эксплуатационных затрат на выработку тепловой энергии, что характерно при укрупнении источников теплоты; 5) освобождение территорий городов и предприятий от многочисленных котельных; 6) разгрузка транспорта, в том числе и трубопроводного, для доставки топлива к источникам теплоты; 7) возможность более комфортного обеспечения потребителей тепловой энергией за счет размещения источников теплоты вне зданий и вдали от зданий, потребляющих тепловую энергию. 2 ТЕПЛОСНАБЖЕНИЕ ОТ ПАРОВЫХ, ВОДОГРЕЙНЫХ И ПАРОВОДОГРЕЙНЫХ КОТЕЛЬНЫХ 2.1 Классификация котельных в системах теплоснабжения Котельная в системе теплоснабжения – комплекс агрегатов, установок и устройств, предназначенных для выработки тепловой энергии (в виде нагретой воды или пара) и подготовки теплоносителей к транспорту через тепловые сети к внешнему потребителю. Основные варианты классификации котельных в системе теплоснабжения: I. По территориально-ведомственному признаку: 1) районные котельные (предназначены для обеспечения тепловой энергией всех потребителей района: жилые, общественные и производственные здания); 2) квартальные и групповые (предназначены для обеспечения тепловой энергией зданий квартала или группы зданий); 3) котельные промышленного предприятия (предназначены для обеспечения тепловой энергией потребителей предприятия). II. В зависимости от вида преобладающей тепловой нагрузки: 1) промышленные котельные (предназначены для обеспечения тепловой энергией технологические процессы промышленных предприятий); 2) отопительные котельные (предназначены для обеспечения тепловой энергией систем отопления и других коммунально-бытовых потребителей); 3) промышленно-отопительные котельные (предназначены для обеспечения тепловой энергией в равной степени технологических и коммунально-бытовых потребителей). III. В зависимости от типа установленных в котельной котлов: 1) паровые котельные; 2) водогрейные котельные; 3) пароводогрейные котельные. IV. В зависимости от вида сжигаемого топлива: 1) газовые; 2) мазутные; 3) газомазутные; 4) котельные на твердом топливе. В зависимости от тепловой мощности: 1) котельные малой мощности (теплопроизводительность <20 Гкал/ч); 2) котельные средней мощности (теплопроизводительность 20÷100 Гкал/ч); 3) котельные большой мощности (теплопроизводительность > 100 Гкал/ч). Котельные теплопроизводительностью свыше 300 Гкал/ч, оборудованные мощными системами энергообеспечения, называются тепловыми станциями. V. 2.2 Присоединение котельных к тепловым сетям систем теплоснабжения На схему присоединения котельных к тепловым сетям в основном влияют 2 фактора: 1) тип установленных в котельной котлов и параметры теплоносителя, вырабатываемого котлами; 2) вид и параметры теплоносителя, который необходим потребителю. Принятое в конспекте обозначение котлов: Паровой котел Эк – экономайзер БС – барабан-сепаратор ИПН – испарительные поверхности нагрева ПП – пароперегреватель Пример стандартного обозначения Д – двухбарабанный К – котел ДКВР В – вертикальный Р – реконструированный Водогрейный котел Пример стандартного обозначения КВГМ К – котел В – водогрейный ГМ – газомазутный 2.2.1 Присоединение паровой котельной к паровой системе теплоснабжения Рисунок 2.1 – Схема присоединения паровой котельной к паровой системе теплоснабжения Обозначения к рисунку 2.1: 1 – паровой котел; 2 – редукционно-охладительная установка (РОУ) для снижения давления и температуры пара до значений, необходимых потребителю; 3 – подающий паропровод; 4 – конденсатопровод для возврата в котельную конденсата, использованного у потребителя пара; 5 – деаэратор для удаления из питательной воды растворенных в ней газов и, в первую очередь, кислорода воздуха; 6 – питательный насос; 7 – химводоочистка (ХВО) для подготовки химочищенной воды, компенсирующей потери конденсата. Пар из парового котла непосредственно или через РОУ направляется к потребителю. Конденсат, возвращаемый в котельную, поступает в деаэратор. Потери конденсата компенсируются химочищенной водой, которая также подается в деаэратор. Смесь конденсата и добавочной химочищенной воды после деаэрации направляется в котел в качестве питательной воды. 2.2.2 Присоединение паровой котельной к водяной системе теплоснабжения Рисунок 2.2 – Схема присоединения паровой котельной к водяной системе теплоснабжения Обозначения к рисунку 2.2: 1, 2, 5, 6, 7 (см. рис. 2.1) 3 и 4 – отсутствуют; 8 и 9 – подающая и обратная линия тепловой сети (ПЛТС и ОЛТС); 10 – сетевой насос для повышения давления сетевой воды с целью преодоления сопротивления сетевых подогревателей, тепловой сети и обеспечения давления нагретой сетевой воды в соответствии с требованиями потребителей; 11 – сетевые подогреватели (поверхностные пароводяные теплообменники); 12 – дренажный насос для отвода конденсата греющего пара из теплообменников; 13 – регулятор температуры воды в ПЛТС; 14 – регулятор подпитки (регулятор давления воды в ОЛТС); 15 – подпиточный насос для подачи добавочной сетевой воды, компенсирующей потери воды у потребителей. Сетевая вода, использованная у потребителей, после подпитки и повышения давления в сетевом насосе поступает в подогреватели. Интенсивность подпитки зависит от степени отклонения давления сетевой воды в обратной линии от номинального значения. Пар из парового котла непосредственно или через РОУ направляется в сетевые подогреватели, где нагревает воду и конденсируется. Конденсат отводится в деаэратор. Регулирование температуры сетевой воды, поступающей в ПЛТС, осуществляется в сторону понижения путем подачи воды из ОЛТС. Потери конденсата и сетевой воды компенсируются добавочной химочищенной водой. 2.2.3 Присоединение паровой котельной к пароводяной системе теплоснабжения Схема присоединения (см. рис. 2.3) представляет собой комбинацию двух предыдущих схем (рис. 2.1 и 2.2). Рисунок 2.3 – Схема присоединения паровой котельной к парововодяной системе теплоснабжения (обозначения те же, что на рис. 2.1 и 2.2) 2.2.4 Присоединение водогрейной котельной к тепловой сети Нагрев сетевой воды в водогрейной котельной осуществляется непосредственно в котлах без промежуточных теплообменников (см.рис.2.4). 1 – водогрейный котел; 2 и 3 – ПЛТС и ОЛТС; 4 – сетевой насос;5 –рециркуляционный насос для частичной рециркуляции нагретой в котле воды в поток сетевой воды на входе в котел с целью поддержания температуры воды на входе в котел на определенном уровне; 6 – регулятор температуры воды на входе в котел; 7 – регулятор температуры воды в ПЛТС; 8 – подготовка добавочной химочищенной и деаэрированной воды, компенсирующей потери сетевой воды (ХВО и деаэратор); 9 – подпиточный насос; 10 – регулятор подпитки (регулятор давления в ОЛТС). Рисунок 2.4 – Схема присоединения водогрейной котельной к тепловой сети Сетевая вода, поступающая в котельную из ОЛТС, после подпитки и повышения давления в сетевом насосе, направляется в котел. Температура воды на входе в котел поддерживается на определенном уровне (60÷65°С) для исключения сернокислотной коррозии хвостовых поверхностей нагрева котла. Регулирование температуры воды в ПЛТС осуществляется в сторону понижения температуры путем подачи воды из ОЛТС. 2.2.5 Присоединение пароводогрейной котельной к тепловой сети Схема присоединения зависит от типа установленных в котельной котлов. Возможны следующие варианты: • паровые и водогрейные котлы; • пароводогрейные котлы; • паровые, водогрейные и пароводогрейные котлы; • водогрейные и пароводогрейные котлы; • паровые и пароводогрейные котлы. Схемы присоединения паровых и водогрейных котлов, входящих в состав пароводогрейной котельной, аналогичны предыдущим схемам (см. рис. 2.1 – 2.4). Схемы присоединения пароводогрейных котлов зависят от их конструкции. Возможны 2 варианта: I. Присоединение пароводогрейного котла с подогревом сетевой воды внутри барабана котла (см. рис. 2.5) 1 – пароводогрейный котел; 2 –РОУ; 3 – подающий паропровод; 4 – конденсатопровод; 5 – деаэратор; 6 – питательный насос; 7 – ХВО; 8 и 9 – ПЛТС и ОЛТС; 10 – сетевой насос; 11 – встроенный в барабан котла подогреватель сетевой воды; 12 – регулятор температуры воды в ПЛТС; 13 – регулятор подпитки (регулятор давления воды в ОЛТС); 14 – подпиточный насос. Рисунок 2.5 – Схема присоединения пароводогрейного котла с подогревом сетевой воды внутри барабана котла Встроенный в барабан котла подогреватель сетевой воды представляет собой теплообменник смешивающего типа (см. рис. 2.6). Сетевая вода поступает в барабан котла через успокоительный короб в полость распределительного короба, имеющего перфорированное ступенчатое днище (направляющий и барботажный листы). Перфорация обеспечивает струйное течение воды навстречу пароводяной смеси, поступающей из испарительных поверхностей нагрева котла, что приводит к нагреву воды. 1 – корпус барабана котла; 2 – вода из ОЛТС; 3 и 4 – запорный и обратный клапаны; 5 – коллектор; 6 – успокоительный короб; 7 – распределительный короб, имеющий ступенчатое перфорированное днище; 8 – направляющий лист; 9 – барботажный лист; 10 – пароводяная смесь от испарительных поверхностей нагрева котла; 11 – возврат воды в испарительные поверхности нагрева; 12 – выход насыщенного пара в пароперегреватель; 13 – сепарационное устройство, например, потолочный перфорированный лист 14 – желоб для отбора сетевой воды; 15 – подача воды в ПЛТС;. Рисунок 2.6 – Встроенный в барабан котла подогреватель сетевой воды Теплопроизводительность котла Qк складывается из двух составляющих (теплоты сетевой нагретой воды и теплоты пара): QК = MC (i2 – i1) + DП(iП – iПВ), (2.1) где MC – массовый расход нагреваемой сетевой воды; i1 и i2 – энтальпии воды до и после нагрева; DП – паропроизводительность котла; iП – энтальпия пара; iПВ – энтальпия питательной воды; После преобразования (2.1): Q Dп (iп iпв ) Мс к . (2.2) i2 i1 Из уравнения (2.2) следует, что расход нагреваемой воды MC и паропроизводительность котла DП взаимосвязаны: при QK = const с увеличением паропроизводительности уменьшается расход сетевой воды, а с уменьшением паропроизводительности увеличивается расход сетевой воды. Соотношение между расходом пара и количеством нагреваемой воды может быть различным, однако расход пара должен быть не менее 2% от общей массы пара и воды для возможности выхода из котла воздуха и других неконденсирующихся фаз. II. Присоединения пароводогрейного котла с подогревом сетевой воды во встроенных в газоход котла поверхностях нагрева(см. рис. 2.7) Рисунок 2.7 – Схема присоединения пароводогрейного котла с подогревом сетевой воды во встроенных в газоход котла поверхностях нагрева На рисунке 2.7: 11* - подогреватель сетевой воды, выполненный в виде поверхностного теплообменника, встроенного в газоход котла; остальные обозначения те же, что и на рисунке 2.5. Поверхности нагрева сетевого подогревателя размещаются в газоходе котла, рядом с экономайзером, в виде дополнительной секции. В летний период, когда отсутствует отопительная нагрузка, встроенный сетевой подогреватель выполняет функцию секции экономайзера. 2.3 Технологическая структура, тепловая мощность и техникоэкономические показатели котельной 2.3.1 Технологическая структура котельной Оборудование котельной обычно разделяют на 6 технологических групп (4 основные и 2 дополнительные). К основным технологическим группам относится оборудование: 1) для подготовки топлива перед сжиганием в котле; 2) для подготовки котловой питательной и сетевой подпиточной воды; 3) для выработки теплоносителя (пара или нагретой воды), т.е. котлоагрегаты и их вспомогательное оборудование; 4) для подготовки теплоносителя к транспорту по тепловой сети. К числу дополнительных групп относятся: 1) электрооборудование котельной; 2) контрольно-измерительные приборы и системы автоматики. В паровых котельных в зависимости от способа присоединения котлоагрегатов к теплоподготовительным установкам, например, к сетевым подогревателям, различают следующие технологические структуры: 1. Централизованная, при которой пар от всех котлоагрегатов направляется в центральный паропровод котельной, а затем распределяется по теплоподготовительным установкам. 2. Секционная, при которой каждый котлоагрегат работает на вполне определенную теплоподготовительную установку с возможностью переключения пара на смежные ( расположенные рядом) теплоподготовительные установки. Оборудование, связанное возможностью переключения, образует секцию котельной. 3. Блочная структура, при которой каждый котлоагрегат работает на определенную теплоподготовительную установку без возможности переключения. 2.3.2 Тепловая мощность котельной Тепловая мощность котельной представляет собой суммарную теплопроизводительность котельной по всем видам теплоносителей, отпускаемых с котельной через тепловую сеть внешним потребителям. Различают установленную, рабочую и резервную тепловые мощности. Установленная тепловая мощность – сумма тепловых мощностей всех установленных в котельной котлов при работе их в номинальном (паспортном) режиме. Рабочая тепловая мощность – тепловая мощность котельной при работе ее с фактической тепловой нагрузкой в данный момент времени. В резервной тепловой мощности различают тепловую мощность явного и скрытого резерва. Тепловая мощность явного резерва – сумма тепловых мощностей установленных в котельной котлов, находящихся в холодном состоянии. Тепловая мощность скрытого резерва – разность между установленной и рабочей тепловыми мощностями. 2.3.3 Технико-экономические показатели котельной Технико-экономические показатели котельной разделяются на 3 группы: энергетические, экономические и эксплуатационные (рабочие), которые, соответственно, предназначены для оценки технического уровня, экономичности и качества эксплуатации котельной. Энергетические показатели котельной включают: 1. К.п.д. котлоагрегата брутто (отношение количества теплоты, выработанной котлоагрегатом Qкбрутто , к количеству теплоты, полученной от сжигания топлива Qт ): кбрутто Qкбрутто Qт . (2.3) Количество теплоты, выработанной котлоагрегатом, определяется: Для паровых котлов: Qкбрутто Dп (iп iпв ) Dпр (iпр iпв ) , (2.4) где DП – количество пара, получаемое в котле; iП – энтальпия пара; iПВ – энтальпия питательной воды; DПР – количество продувочной воды; iПР – энтальпия продувочной воды. Для водогрейных котлов: Qкбрутто М с (i2 i1 ) , (2.5) где MC – массовый расход сетевой воды через котел; i1 и i2 – энтальпии воды до и после нагрева в котле. Количество теплоты, полученное от сжигания топлива, определяется произведением: Qт Вк Qнр , (2.6) где BK – расход топлива в котел. 2. Доля расхода теплоты на собственные нужды котельной (отношение абсолютного расхода теплоты на собственные нужды к количеству теплоты, выработанной в котлоагрегате): qсн Qсн Qкбрутто , (2.7) где QСН – абсолютный расход теплоты на собственные нужды котельной, который зависит от особенностей котельной и включает расход теплоты на подготовку котловой питательной и сетевой подпиточной воды, подогрев и распыливание мазута, отопление котельной, горячее водоснабжение котельной и прочее. Формулы для расчета статей расхода теплоты на собственные нужды приведены в литературе [2, С. 64-67] 3. К.п.д. котлоагрегата нетто, который в отличие от к.п.д. котлоагрегата брутто, не учитывает расход теплоты на собственные нужды котельной: кнетто Qкнетто Qкбрутто Qсн , Qт Qт (2.8) где Qкнетто - выработка теплоты в котлоагрегате без учета расхода теплоты на собственные нужды. С учетом (2.7) кнетто Qкбрутто qсн Qкбрутто кбрутто (1 qсн ) . Qт (2.9) 4. К.п.д. теплового потока, который учитывает потери теплоты при транспортировке теплоносителей внутри котельной вследствие передачи теплоты в окружающую среду через стенки трубопроводов и утечек теплоносителей: ηтn = 0,98÷0,99. 5. К.п.д. отдельных элементов тепловой схемы котельной: • к.п.д. редукционно-охладительной установки – ηроу; • к.п.д. деаэратора подпиточной воды – ηдпв; • к.п.д. сетевых подогревателей – ηсп. 6. К.п.д. котельной – произведение к.п.д. всех элементов, агрегатов и установок, образующих тепловую схему котельной, например: К.п.д. паровой котельной, отпускающей потребителю пар: кот кнетто роу тп . (2.10) К.п.д паровой котельной, отпускающей потребителю нагретую сетевую воду: кот кнетто дпв сп тп . К.п.д. водогрейной котельной: (2.11) кот кнетто дпв тп . (2.12) 7. Удельный расход условного топлива на выработку тепловой энергии масса условного топлива, затраченного на выработку 1 Гкал или 1 ГДж тепловой энергии, отпускаемой внешнему потребителю: bкот Bкот Qотп , (2.13) где Bкот – расход условного топлива в котельной; Qотп – количество теплоты, отпущенное с котельной внешнему потребителю. Расход условного топлива в котельной определяется выражениями: Вкот Qотп 10 6 143 Qотп нетто , нетто кот 7000 кот Вкот Qотп 10 6 34,1 Qотп нетто , нетто кот 29330 кот кг у.т. Гкал ; кг у.т. ГДж , (2.14) (2.15) где 7000 и 29330 – теплота сгорания условного топлива в ккал/кг у.т. и кДж/кг у.т. После подстановки (2.14) или (2.15) в (2.13): bкот bкот 143 нетто кот 34,1 нетто кот , кг у.т. Гкал ; (2.16) . кг у.т. ГДж . (2.17) К.п.д. котельной кнетто и удельный расход условного топлива bкот являются важнейшими энергетическими показателями котельной и зависят от типа установленных котлов, вида сжигаемого топлива, мощности котельной, вида и параметров отпускаемых теплоносителей. Зависимость кнетто и bкот для котлов, применяемых в системах теплоснабжения, от вида сжигаемого топлива: 1. bкот , кг у.т./Гкал кнетто , % Вид сжигаемого топлива Природный газ 86 166 Мазут 84 174 Уголь 79 181 Экономические показатели котельной включают: Капитальные затраты (капиталовложения) К, которые представляют собой сумму затрат, связанных с сооружением новой или реконструкции существующей котельной. Капитальные затраты зависят от мощности котельной, типа установленных котлов, вида сжигаемого топлива, вида отпускаемых теплоносителей и ряда конкретных условий (удаленность от источников топлива, воды, магистральных дорог и прочее). Ориентировочная структура капитальных затрат: • строительно-монтажные работы – (53÷63)% К; • затраты на оборудование – (24÷34)% К; • прочие затраты – (13÷15)% К. 2. Удельные капитальные затраты kУД (капитальные затраты, отнесенные к единице тепловой мощности котельной QКОТ): k уд К Qкот . (2.18) Удельные капитальные затраты позволяют определить ожидаемые капитальные затраты на сооружение вновь проектируемой котельной К пр по аналогу: пр К пр k ан уд Qкот , (2.19) ан где k уд - удельные капитальные затраты на сооружение аналогичной котельной; пр Qкот - тепловая мощность проектируемой котельной. 3. Ежегодные затраты, связанные с выработкой тепловой энергии, включают: • расходы на топливо, электроэнергию, воду и вспомогательные материалы; • заработную плату и соответствующие отчисления; • амортизационные отчисления, т.е. перенос стоимости оборудования по мере его износа на стоимость вырабатываемой тепловой энергии; • текущий ремонт; • общекотельные расходы. 4. Себестоимость тепловой энергии, которая представляет собой отношение суммы годовых затрат (Зi ) год , связанных с выработкой год тепловой энергии, к количеству теплоты Qотп , отпускаемой внешнему потребителю в течение года: год С т (З i ) год Qотп . (2.20) 5. Приведенные затраты, которые представляют собой сумму ежегодных затрат, связанных с выработкой тепловой энергии, и части капитальных затрат, определяемой нормативным коэффициентом эффективности капиталовложения Eн: Пр.зат. (Зi ) год Ен К . (2.21) Величина, обратная Eн, дает срок окупаемости капитальных затрат. Например, при Eн=0,12 год 1 срок окупаемости 1 Ен 1 0,12 8,33 (года). Эксплуатационные показатели, указывают на качество эксплуатации котельной и, в частности, включают: 1. Коэффициент рабочего времени k р.в. (отношение фактического времени работы котельной τф к календарному τк): k р.в. ф к . (2.22) 2. Коэффициент средней тепловой нагрузки kср (отношение средней тепловой нагрузки Qср за определенный период времени к максимально возможной тепловой нагрузке Qм за этот же период): kср Q ср Qм . (2.23) 3. Коэффициент использования максимальной тепловой нагрузки kИМН , выраб (отношение фактически выработанной тепловой энергии Qф за определенный период времени к максимально возможной выработке Q мв ыраб за этот же период): k ИМН Qфвыраб Qмвыраб . (2.24) Или с учетом (2.22) и (2.23): k ИМН Qср ф Q м к k ср k р.в. . (2.25) 3 ТЕПЛОСНАБЖЕНИЕ ОТ ТЕПЛОЭЛЕКТРОЦЕНТРАЛЕЙ (ТЭЦ) 3.1 Принцип комбинированной выработки тепловой и электрической энергии Теплоснабжение от ТЭЦ называют теплофикацией – централизованное теплоснабжение на базе комбинированной (совместной) выработки тепловой и электрической энергии. Альтернативой теплофикации является раздельная выработка тепловой и электрической энергии, т.е., когда электроэнергия вырабатывается на конденсационных тепловых электростанциях (КЭС), а тепловая энергия – в котельных. Энергетическая эффективность теплофикации заключается в том, что для выработки тепловой энергии используют теплоту отработавшего в турбине пара, что исключает: • потери остаточной теплоты пара после турбины; • сжигание топлива в котельных для выработки тепловой энергии. Рассмотрим раздельную и комбинированную выработку тепловой и электрической энергии (см. рис. 3.1). 1 – парогенератор; 2 – паровая турбина; 3 – электрогенератор; 4 – конденсатор паровой турбины; 4* - подогреватель сетевой воды; 5 – насос; 6 – ПЛТС; 7 – ОЛТС; 8 – сетевой насос. Рисунок 3.1 – Раздельная (а) и комбинированная (б) выработка тепловой и электрической энергии Для возможности использования остаточной теплоты отработавшего в турбине пара на нужды теплоснабжения его выводят из турбины с несколько более высокими параметрами, чем в конденсатор, а вместо конденсатора можно установить сетевой подогреватель (4*). Сравним циклы КЭС и ТЭЦ на TS – диаграмме, в которой площадь под кривой указывает на количество теплоты, подведенной или отведенной в циклах (см. рис. 3.2) Рисунок 3.2 – Сравнение циклов КЭС и ТЭЦ Обозначения к рисунку 3.2: 1-2-3-4 и 1*-2-3-4 – подвод теплоты в циклах электростанций; 1-2, 1*-2 – нагрев воды до температуры кипения в экономайзере котла; 2-3 – испарение воды в испарительных поверхностях нагрева; 3-4 – перегрев пара в пароперегревателе; 4-5 и 4-5* - расширение пара в турбинах; 5-1 – конденсация пара в конденсаторе; 5*-1* - конденсация пара в сетевом подогревателе; qек – количество теплоты, эквивалентное выработанной электроэнергии в цикле КЭС; qет – количество теплоты, эквивалентное выработанной электроэнергии в цикле ТЭЦ; qк – теплота пара, отведенная через конденсатор в окружающую среду; qт – теплота пара, использованная в теплоснабжении на подогрев сетевой воды. Из сравнения циклов следует, что в теплофикационном цикле, в отличие от конденсационного, теоретически отсутствуют потери теплоты пара: часть теплоты расходуется на выработку электроэнергии, а оставшаяся теплота идет на теплоснабжение. При этом снижается удельный расход теплоты на выработку электроэнергии, что можно проиллюстрировать циклом Карно (см. рис. 3.3): Рисунок 3.3 – Сравнение циклов КЭС и ТЭЦ на примере цикла Карно Обозначения к рисунку 3.3: Тп – температура подвода теплоты в циклах (температура пара на входе в турбину); Тк – температура отвода теплоты в цикле КЭС (температура пара в конденсаторе); Тт - температура отвода теплоты в цикле ТЭЦ (температура пара в сетевом подогревателе). qек, qет, qк, qт - то же, что и на рисунке 3.2. Сравнение удельных расходов теплоты на выработку электроэнергии. Показатели Количество теплоты, подведенной в цикле КЭС и ТЭЦ: Количество теплоты, эквивалентное выработаной электроэнергии: КЭС ТЭЦ qП=Тп·ΔS qП=Тп·ΔS q ек (Т п Т к ) S q ет (Т п Т т ) S Количество теплоты, использованной в теплоснабжении: qТ=Тт ·ΔS qТ=0 Удельный расход теплоты на выработку q к qп qк Т п S Т п 1 е (Т п Т к ) S Т п Т к qек электроэнергии: q ет qп qт q ет Т п S Т т S 1 (Т п Т т ) S Например, при Тп=540+273=813К (температура пара на входе в турбину 540°С) и Тк=33+273=306К (температура пара в конденсаторе турбины 33°С) удельный расход теплоты на выработку электроэнергии в цикле КЭС составит: qек Тп 813 1,6 , Т п Т к 813 306 т. е. удельный расход теплоты на выработку электроэнергии в цикле КЭС по сравнению с циклом ТЭЦ больше на: qек qет 1,6 1 100% 100% 37,5% . к 1,6 qе Таким образом, теплофикация по сравнению с раздельной выработкой тепловой и электрической энергии обеспечивает: Исключение котельных в системах теплоснабжения. Уменьшение удельного расхода теплоты на выработку электроэнергии. Централизацию теплоснабжения (за счет большой тепловой мощности ТЭЦ), что по сравнению с децентрализацией имеет ряд преимуществ (см. 1.3). 3.2 Способы отвода теплоты из паросилового цикла ТЭЦ на нужды теплоснабжения Следует выделить три способа отвода теплоты: • путем ухудшения вакуума в конденсаторе турбины; • через регулируемые отборы пара в турбине; • путем применения турбин противодавления. 3.2.1 Отвод теплоты путем ухудшения вакуума в конденсаторе турбины Рисунок 3.4 – Схема отвода теплоты путем ухудшения вакуума в конденсаторе паровой турбины Обозначение к рисунку 3.4: 1 – парогенератор; 2 – паровая турбина; 3 – электрогенератор; 4 – конденсатор паровой турбины; 5 – пучок труб для циркуляции охлаждающей конденсатор воды; 6 – встроенный в конденсатор теплофикационный пучок труб для подогрева сетевой воды; 7 – конденсатный насос; 8 – ПЛТС; 9 – ОЛТС; 10 – сетевой насос; 11 – пиковый подогреватель сетевой воды; 12 – РОУ для подачи пара в пиковый подогреватель; 13 – дренажный насос. Путем ухудшения вакуума в конденсаторе до 70-90 кПа возможен подогрев сетевой воды до 85-90°С. В том случае, если этой температуры сетевой воды недостаточно, воду догревают в пиковом сетевом подогревателе, в который греющий пар подают через РОУ непосредственно из парогенератора или от другого источника пара, например, пикового парового котла. 3.2.2 Отвод теплоты через регулируемые отборы пара в турбине 1 – парогенератор; 2 – паровая турбина; 3 – электрогенератор; 4 – конденсатор паровой турбины; 5 – конденсатный насос; 6 – деаэратор; 7 – питательный насос; 8 – промышленный отбор пара; 9 – подающий паропровод; 10 – конденсатопровод; 11 – отопительный отбор пара; 12 – подогреватель сетевой воды; 13 – дренажный насос; 14 – ПЛТС; 15 – ОЛТС; 16 – сетевой насос; 17 – добавка химочищенной воды, компенсирующая потери конденсата у потребителя. Рисунок 3.5 – Схема отвода теплоты через регулируемые отборы пара в турбине В паровых турбинах применяются 2 типа регулируемых отборов: • Промышленный (производственный), который используют для технологического потребления пара (0,5÷1,6 МПа). • Теплофикационный (отопительный), который используют для систем отопления (0,07÷0,40 МПа). 3.2.3 Отвод теплоты путем применения турбин противодавления В турбине противодавления весь отработавшый пар направляется на нужды теплоснабжения (см. рис. 3.6), что требует в системе теплоснабжения стабильного потребления пара. 1 – парогенератор; 2 – паровая турбина; 3 – электрогенератор; 4 – подающий паропровод; 5 – конденсатопровод; 6 – деаэратор; 7 – питательный насос; 8 – добавка химочищенной воды. Рисунок 3.6 – Схема отвода теплоты путем применения турбин противодавления 3.3 Виды теплофикационных турбин и технологические схемы теплоподготовительных установок ТЭЦ 3.3.1 Виды теплофикационных турбин Турбины, устанавливаемые на ТЭЦ и обеспечивающие отвод теплоты из паросиловых циклов ТЭЦ на нужды теплоснабжения, называются теплофикационными. Особенности современных теплофикационных турбин: 1. Высокие параметры пара на входе в турбину (13 и 24 МПа). 2. Применение различных способов отвода теплоты из цикла в комбинации. 3. Многоступенчатый подогрев сетевой воды, т.е. вначале воду нагревают паром менее высоких параметров, а затем более высоких, что позволяет экономичнее использовать теплоту пара. 4. Сравнительно невысокие параметры пара в теплофикационных отопительных отборах: 0,06-0,07 МПа – нижние отборы и 0,3-0,4 МПа – верхние отборы. 5. Невысокие расходы электроэнергии на собственные нужды электростанции, т.к. значительная часть отработавшего в турбине пара (около 70%) конденсируется сетевой водой, что позволяет сократить расход электроэнергии на привод циркуляционных насосов оборотной системы водоснабжения станции. Следует выделить 3 типа теплофикационных турбин: 1. Турбины типа «Т» - конденсационные турбины с теплофикационным отбором пара, которые применяют в том случае, когда доминирует отопительная нагрузка. Пример обозначения: Т – 250/300-240 Т – турбина с теплофикационным отбором; 250 – номинальная мощность турбины, МВт; 300 – максимальная мощность турбины (при отключенных отборах), МВт; 240 – давление пара перед турбиной, атм. (23,5 МПа). 2. Турбины типа «ПТ» - конденсационные турбины с промышленным и теплофикационным отборами пара, которые применяют в том случае, когда в системе теплоснабжения в равной степени присутствуют и отопительная, и технологическая нагрузки. Пример обозначения: ПТ – 135/165-130/15 ПТ – турбина с промышленным и теплофикационным отборами пара; 135 – номинальная мощность турбины, МВт; 165 – максимальная мощность турбины (при отключенных отборах), МВт; 130 – давление пара перед турбиной, атм. (12,7 МПа); 15 – давление пара в промышленном отборе, атм. (1,47 МПа). 3. Турбины типа «Р» - противодавления, которые применяют в том случае, когда преобладает технологическая нагрузка промышленных предприятий. Пример обозначения: Р – 100-130/15 Р – турбина противодавления; 100 – мощность турбины, МВт; 130 – давление пара на входе в турбину, атм. (12,7 МПа); 15 – противодавление (давление на выходе из турбины), атм. (1,47 МПа). 3.3.2 Технологическая схема теплоподготовительной установки на базе турбины «Т» В теплоподготовительной установке на базе турбины типа «Т» предусмотрены три ступени подогрева сетевой воды (см. рис. 3.7): • теплофикационный подогреватель нижнего отбора пара (подогрев до 85ОС); • теплофикационный подогреватель верхнего отбора пара (до 140ОС); • пиковый водогрейный котел (до 180-200 ОС). Рисунок 3.7 – Технологическая схема теплоподготовительной установки на базе турбины «Т» Обозначения к рисунку 3.7: 1 – парогенератор; 2 – паровая турбина; 3 – электрогенератор; 4 – конденсатор паровой турбины; 5 – конденсатный насос; 6 – деаэратор для подготовки котловой питательной воды; 7 – питательный насос; 8 и 9 – верхний и нижний теплофикационный отборы пара; 10 – встроенный в конденсатор теплофикационный пучок труб для подогрева воды перед ХВО; 11 – ХВО; 12 – насосы ХВО; 13 – деаэратор для подготовки сетевой подпиточной воды; 14 – подпиточный насос; 15 – регулятор подпитки (импульс давления для регулирования снимается на перемычке между всасывающим и нагнетающим патрубками сетевого насоса). 16 – обратный коллектор ТЭЦ для сетевой воды; 17 – бустерный (вспомогательный) насос для предварительного повышения давления сетевой воды с целью преодоления гидравлического сопротивления сетевых подогревателей; 18 и 19 –сетевые подогреватели нижнего и верхнего отборов пара; 20 – дренажный насос; 21 – сетевой насос; 22 – пиковый водогрейный котел (применяют в том случае, когда нагрев воды в сетевых подогревателях недостаточный); 23 – подающий коллектор ТЭЦ. 3.3.3 Технологическая схема теплоподготовительной установки на базе турбины «ПТ» В теплоподготовительной установке на базе турбины «ПТ» предусмотрены 4 ступени подогрева сетевой воды (см. рис. 3.8): • встроенный в конденсатор теплофикационный пучок труб (до 65-70ОС); • теплофикационный подогреватель нижнего отбора пара (до 85ОС); • теплофикационный подогреватель верхнего отбора пара (до 140 ОС); • пиковый водогрейный котел (до180-200 ОС). Рисунок 3.8 – Технологическая схема теплоподготовительной установки на базе турбины «ПТ» Обозначения к рисунку 3.8: 1 – парогенератор; 2 – паровая турбина; 3 – электрогенератор; 4 – конденсатор паровой турбины; 5 – конденсатный насос; 6 – деаэратор для подготовки котловой питательной воды; 7 – питательный насос; 8 – промышленный отбор пара; 9 и 10 – верхний и нижний теплофикационные (отопительные) отборы пара; 11 – паровой коллектор ТЭЦ для промышленного потребления пара; 12 – РОУ для пиковой или резервной подачи пара на промышленное потребление; 13 – конденсатный коллектор; 14 – резервуар для сбора и контроля за качеством конденсата; 15 – конденсатный насос для подачи конденсата в деаэратор; 16 – обратный коллектор ТЭЦ; 17 – бустерный насос; 18 – встроенный в конденсатор теплофикационный пучок труб для предварительного подогрева сетевой воды путем ухудшения вакуума в конденсаторе до 30-40 кПа; 19 и 20 –сетевые подогреватели нижнего и верхнего отборов пара; 21 – дренажный насос; 22 – сетевой насос; 23 – пиковый водогрейный котел; 24 – подающий коллектор ТЭЦ; 25 – деаэратор для подготовки сетевой подпиточной воды; 26 – подпиточный насос; 27 – регулятор подпитки; 28 – ХВО; 29 – насосы ХВО. 3.4 Технико-экономические показатели ТЭЦ Технико-экономические показатели ТЭЦ также, как и для котельных (см. 2.3.3), разделяются на три группы: энергетические, экономические и эксплуатационные, которые, соответственно, предназначены для оценки технического уровня, экономичности и качества эксплуатации ТЭЦ. 3.4.1 Расходы топлива и к.п.д. ТЭЦ Расход топлива на ТЭЦ складывается из двух частей: ВТЭЦ = ВТ + ВЭ, (3.1) где ВТ – расход топлива на выработку тепловой энергии, отпускаемой внешнему потребителю; ВЭ – расход топлива на выработку электроэнергии. Расход топлива на выработку тепловой энергии ВТ определяется соотношением: ВТ = ВТЭЦ·(QОТП/QКОТ.ТЭЦ), (3.2) где QОТП – количество теплоты, отпускаемой внешнему потребителю с ТЭЦ; QКОТ.ТЭЦ – количество теплоты, выработанной котельным цехом ТЭЦ в виде пара: QКОТ.ТЭЦ = DКОТ.ТЭЦ·(iП – iПВ), (3.3) здесь DКОТ.ТЭЦ – количество пара, получаемого в котельном цехе ТЭЦ; iП – энтальпия получаемого пара; iПВ – энтальпия питательной воды. Количество теплоты, отпускаемое с ТЭЦ внешнему потребителю QОТП, в общем случае складывается из трех составляющих (см. рис. 3.9): QОТП = QР + QОТБ + QРОУ, (3.4) где QР, QОТБ, QРОУ – количество теплоты, отпускаемой, соответственно, от турбины противодавления, из отборов турбины и через РОУ. Рисунок 3.9 – Потоки теплоты, отпускаемой с ТЭЦ внешнему потребителю Обозначения к рисунку 3.9: Т «ПР» - турбина противодавления (Р) с промышленным отбором пара (П); DP, DОТБ, DРОУ - соответственно, расходы пара от турбины, из отбора и через РОУ. Потоки теплоты, отпускаемой внешнему потребителю, в соответствии с расходам пара DP, DОТБ, DРОУ: QР = DP·(iP – iK); (3.5) QОТБ = DОТБ·(iОТБ – iK); (3.6) QРОУ = DРОУ·( iРОУ – iK), (3.7) где iP, iОТБ, iРОУ – энтальпии соответствующих потоков пара; iK – энтальпия конденсата использованного у потребителя пара. Разделение расхода топлива ВТЭЦ на Вт и ВЭ осуществляется в следующей последовательности: • определяется фактический расход топлива на ТЭЦ ВТЭЦ по результатам работы станции, а в случае проектирования ТЭЦ расход топлива принимается в соответствии с заданием на проектирование; • вычисляется количество теплоты, выработанной в котельном цехе ТЭЦ QКОТ.ТЭЦ , по формуле (3.3); • вычисляется количество теплоты, отпущенной внешнему потребителю QР, QОТБ ,QРОУ и QОТП , по формулам (3.5)-(3.7) и (3.4); • вычисляется количество топлива, затраченного на выработку тепловой энергии, отпускаемой внешнему потребителю ВТ , по формуле(3.2); • вычисляется количество топлива, затраченного на выработку электроэнергии, по разности: ВЭ = ВТЭЦ – ВТ. (3.8) Удельные расходы топлива на выработку тепловой и электрической энергии определяется из соотношений: т bотп Вт ; Qотп э bотп Вэ , Эотп (3.9, 3.10) где Эотп – количество электроэнергии, отпущенной со станции внешнему потребителю. К.п.д. станции при выработке тепловой и электрической энергии определяется соотношениями: т тэц Qотп ,; Вт Qнр э тэц 3600 Эотп .. Вэ Qнр (3.11, 3.12) К.п.д. станции по обоим энергоносителям, отпускаемым внешним потребителям, определяеться соотношением: тэц 3600 Эотп Qотп . Втэц Qнр (3.13) 3.4.2 Коэффициент теплофикации Тепловая нагрузка на ТЭЦ непрерывно изменяется, например, вследствие изменения температуры наружного воздуха. Рассчитывать отборы турбины на максимальную тепловую нагрузку, соответствующую наиболее низкой температуре наружного воздуха, нецелесообразно, т.к. значительную часть времени отборы будут недогружены. Отборы турбины рассчитывают на базисную тепловую нагрузку, которая близка к средней тепловой нагрузке. Нагрузка сверх базисной обеспечивается пиковыми источниками теплоты: пиковые водогрейные котлы и РОУ (см. 3.3.2 и 3.3.3). Доля максимальной тепловой нагрузки, удовлетворяемой из отборов турбины, называется коэффициентом теплофикации: тэц м Qотб , м Qтэц (3.14) м где Qтэц – максимальная тепловая нагрузка на ТЭЦ; м Qотб – часть максимальной тепловой нагрузки, удовлетворяемая из отборов турбины. От значения αТЭЦ зависит выбор оборудования (основного и резервного) и эффективность использования оборудования. Оптимальные значения αТЭЦ, в первую очередь, зависят от вида преобладающей тепловой нагрузки на ТЭЦ: отп • при технологической нагрузке тэц = 0,7 ÷ 0,8; отп • при отопительной нагрузке тэц = 0,4 ÷ 0,6. 3.4.3 Экономические показатели К числу основных экономических показателей относят: 1. Капитальные затраты КТЭЦ – сумма затрат, связанных с сооружением новой или реконструкции существующих ТЭЦ. 2. Удельные капитальные затраты (показатель удельной стоимости) затраты, отнесенные к единице установленной мощности станции: k уд K тэц N уст . (3.15) Удельные капитальные затраты kУД позволяют определить ориентировочную сумму затрат на сооружения вновь проектируемой станции К пртэц по аналогу: ан пр К пр тэц k уд N уст , (3.16) где k удан - удельные капитальные затраты на сооружение аналогичной ТЭЦ. 3. Себестоимости тепловой СТ и электрической СЭ энергий, отпускаемых с ТЭЦ внешним потребителям: (З і ) год т Ст , год Qотп (3.17) (З і ) год э , год Эотп (3.18) Сэ где (Зі )год и (Зі ) год – затраты на выработку тепловой и электрической энергии э т в течение года; год год Qотп и Эотп - количества тепловой и электрической энергий, отпущенных внешнему потребителю в течении года. 3.4.4 Эксплуатационные показатели Эксплуатационные показатели, в частности, включают: 1. Коэффициент использования установленной мощности станции – отношение фактически выработанной электроэнергии в течение года к максимально возможной выработке: k уст год Эвыр 8760 N уст , (3.19) где 8760 – число часов в году; год - годовая выработка электроэнергии: Эвыр год год Эвыр Эотп Эснгод , (3.20) здесь Эснгод - годовой расход электроэнергии на собственные нужды станции. 2. Число часов использования установленной мощности станции: уст год Эвыр N уст . (3.21) 3. Штатный коэффициент – количество обслуживающего персонала станции, приходящегося на единицу установленной мощности. 4. Коэффициент готовности и коэффициент использования оборудования: k гот р ( р ав ) ; k исп р ( р ав рем ) , (3.22) (3.23) где τр, τав и τрем – соответственно, время нахождения оборудования в рабочем состоянии, в нерабочем (аварийном) и продолжительность ремонтов. 3.5 Теплоподготовительные установки ТЭЦ 3.5.1 Редукционно-охладительные установки (РОУ) РОУ (см. рис. 3.10) предназначены для снижения давления и температуры пара с целью: • обеспечения систем теплоснабжения резервным паром (непосредственно из паровых котлов) в случае остановки теплофикационных паровых турбин или появления пиковых тепловых нагрузок; • корректировки параметров пара из отборов турбин или турбин противодавления до значений, необходимых потребителю. При теплоснабжении от котельных (см.2.2) РОУ обеспечивают снижение давления и температуры пара до значений, необходимых потребителям. 1 – подача первичного (острого) пара; 2 – паровые задвижки; 3 – редукционный клапан; 4 – регулятор давления; 5 – охладитель пара; 6 – решетка для глушения шума при редуцировании пара; 7 – сопла для впрыска охлаждающей воды; 8 – предохранительный клапан; 9 – подача охлаждающей воды; 10 – регулятор температуры пара.; 11 – выход редуцированного (мятого) пара. Рисунок 3.10 – Принципиальная схема РОУ Редуцирование пара производится в дроссельном клапане и, частично, в решетке для глушения шума. Регулирование давления пара осуществляется по импульсу давления пара после дроссельного клапана путем изменения площади проходного сечения дросселя. Охладитель представляет собой трубу значительной протяженности, в которой после впрыска охлаждающей воды через сопла происходит испарение воды и усреднение температуры охлажденного пара. Температура пара регулируется изменением расхода охлаждающей воды. В качестве охлаждающей воды используется котловая питательная вода. Давление и температуру пара после РОУ регулируют автоматически. При расчете РОУ обычно заданы: давление Р2 , температура t 2 и расход отпускаемого потребителю редуцированного пара М п 2 , а также параметры первичного пара Р1 ,t1 и температура охлаждающей воды t в1 . Расчет РОУ сводится к определению расходов первичного пара М п1 и охлаждающей воды Мв . Расчет выполняется на основе теплового и материального балансов РОУ. Уравнение теплового баланса РОУ можно представить в следующем виде: М п1iп1 М в iв1 М п 2 iп 2 1 М в iв 2 , (3.24) где М п1 - расход первичного пара; i п1 - энтальпия первичного пара, определяемая по таблицам или is-диа- грамме водяного пара в соответствии с Р1 ,t1 ; М в - расход охлаждающей воды; i в1 - энтальпия охлаждающей воды ( iв1 св t в1 , здесь с в - теплоемкость воды, tв1 - температура охлаждающей воды); М п 2 - расход пара на выходе из РОУ; i п 2 - энтальпия пара на выходе из РОУ, определяемая по таблицам или is-диаграмме водяного пара для насыщенного пара при давлении Р2 ; - коэффициент, учитывающий количество охлаждающей воды, испарившейся в РОУ, =0,650,7; i в 2 - энтальпия воды, не испарившейся в охладителе РОУ и отведенной из РОУ с температурой, равной температуре насыщения при давлении редуцированного пара Р2 iв 2 св t 2 . Уравнение материального баланса РОУ представляется в следующем виде: Мп1 Мв Мп2 1 Мв . (3.25) Решение уравнение (3.25) относительно М п1 дает формулу для определения расхода первичного пара: Мп1 Мп2 Мв . (3.26) Подстановка выражения (3.26) в уравнение (3.24) и решение уравнения (3.24) относительно М в дает формулу для вычисления расхода охлаждающей воды: Мв М п 2 i п1 i п 2 . i п1 1 i в 2 i в1 (3.27) При расчете РОУ, по формуле (3.27) определяется расход охлаждающей воды, а затем по формуле (3.26) расход первичного пара. 3.5.2 Сетевые подогреватели Сетевые подогреватели предназначены для подогрева сетевой воды паром из отборов турбин ТЭЦ или непосредственно из паровых котлов котельных (см. 2.2.2 и 2.2.3). Наиболее применяемыми являются поверхностные трубчатые пароводяные подогреватели с вертикальным и горизонтальным расположением корпуса. Основные технические характеристики вертикальных пароводяных подогревателей типа ПСВ: Номинальный расход сетевой воды 8001800 т/ч Рабочее давление воды 1,52,3 МПа Рабочее давление пара 0,71,4 МПа Максимальная температура нагрева сетевой воды 150180 ОС Максимальная температура пара 350400 ОС Площадь поверхности нагрева 200500 м2 Диаметр корпуса 12321640 мм Общая высота подогревателя 55407340 мм Пример обозначения: ПСВ – 200 – 7 – 15 ПСВ – подогреватель сетевой вертикальный; 200 – площадь поверхности нагрева, м2; 7 – давление пара, атм. (0,69 МПа); 15 – давление воды, атм. (1,47 МПа). Рисунок 3.12 – Горизонтальный подогреватель сетевой воды Обозначения к рисунку 3.12: 1 и 2 – входной и выходной патрубки сетевой воды; 3 и 4 – входная и выходная водяные камеры; 5 – неподвижная трубная доска; 6 – теплообменные трубки; 7 – свободная для перемещения трубная доска; 8 – поворотная водяная камера; 9 – патрубок для входа пара; 10 – щелевой патрубок для отвода конденсата (предотвращает вскипание конденсата при снижении давления пара в паровом пространстве подогревателя); 11 – конденсатосборник; 12 – конденсатопровод; 13 – опоры подогревателя. Основные технические характеристики горизонтальных пароводяных подогревателей типа ПСГ: Номинальный расход сетевой воды 15007200 т/ч Допустимое давление воды 0,8 МПа Рабочее давление пара 0,050,25 МПа Максимальная температура нагрева сетевой воды Максимальная температура пара 120 ОС 127 ОС Площадь поверхности нагрева 8005000 м2 Пример обозначения: ПСГ – 800 – 3 – 8 ПСГ – подогреватель сетевой горизонтальный; 800 – площадь поверхности нагрева, м2; 3 – максимальное давление пара, атм. (0,29 МПа); 8 – допустимое давление воды, атм. (0,78 МПа). 3.5.3 Пример выбора сетевого подогревателя Задание Подобрать сетевой подогреватель теплоподготовительной установки ТЭЦ и выполнить поверочный тепловой расчет сетевого подогревателя, используя данные таблицы, при условии, что к.п.д. сетевого подогревателя ηсп = 0,98; коэффициент теплопередачи сетевого подогревателя kсп = 2600 Вт/м2К. Исходные данные Наименование показателей Варианты 1 2 3 Расход сетевой воды Мсв, т/ч 300 325 350 Температура сетевой воды: – обратной tобр, ºС – подающей tпод, ºС 60 110 65 115 70 120 Давление в отопительном отборе Ротб, МПа 0,18 0,20 0,22 Решение Выбор сетевого подогревателя для теплоподготовительной установки ТЭЦ включает: определение площади поверхности нагрева и расхода греющего пара, выбор серийного подогревателя по каталогу завода-изготовителя и тепловой поверочный расчет выбранного подогревателя. Площадь поверхности нагрева определяется по формуле: Fн 10 3 Qсп , k сп t ср. л. (1) где Qсп – тепловая нагрузка подогревателя, кВт; Δtср.л - среднелогарифмический температурный напор в подогревателе, °С; kсп - коэффициент теплопередачи в подогревателе, в соответствии с заданием 2600 Вт/м²·К. Тепловая нагрузка подогревателя определяется с водяной стороны: Qсп M св 10 3 (t под t обр ) C p 3600 , (2) где Ср – средняя изобарная теплоемкость воды, принимается 4,19 кДж/(кг·К). Среднелогарифмический температурный напор определяется выражением: t ср.л. t б t м (t отб t обр ) (t отб t под ) , t б t отб t обр ln ln t м t отб t под (3) где Δtб, Δtм - больший и меньший температурные напоры между теплоносителями, ºС; tотб – температура насыщенного отборного пара, определяется в соответствии с давлением пара в отопительном отборе Ротб по таблицам свойств водяного пара, ºС. Результаты расчета Показатели Формула для расчета Варианты 1 2 3 Мсв, т/ч по заданию 300 325 350 tпод, ºС по заданию 110 115 120 tобр, ºС по заданию 60 65 70 tотб, ºС по таблицам водяного пара 117 120 123 по заданию 2600 2600 2600 Δtср.л., ºС (3) 24 22 18 Qсп, кВт (2) 17458 18913 20368 Fн, м² (1) 282 349 450 kсп, Вт/(м²·К) Расход греющего отборного пара определяется по формуле: Dот (iотб 3600 Qсп ) сп 10 3 , iотб (4) где iотб – энтальпия сухого насыщенного отборного пара, определяется в соответствии с давлением пара в отопительном отборе Ротб по таблицам свойств водяного пара, кДж/кг; i΄отб – энтальпия конденсата греющего отборного пара, определяется в соответствии с давлением пара в отопительном отборе Ротб по таблицам свойств водяного пара, кДж/кг. Результаты расчета Показатели Формула для расчета iотб, кДж/кг Варианты 1 2 3 по таблицам водяного пара 2702 2707 2711 i΄отб, кДж/кг по таблицам водяного пара 491 505 518 Дот, т/ч (4) 29,01 31,55 34,12 Выбор серийного подогревателя производится по данным, приведенным в приложении А, из числа вертикальных пароводяных подогревателей сетевой воды типа ПСВ. Критериями выбора подогревателя являются: вычисленная поверхность нагрева Fн и давление греющего отборного пара Ротб. Технические характеристики выбранного подогревателя Варианты Показатели 1 Типоразмер 2 3 ПСВПСВПСВ315-3-23 315-3-23 500-3-23 Поверхность нагрева по типоразмеру Fнтр , м² 315 315 500 Количество трубок Z, шт. 1212 1212 1930 Длина трубок lт, мм 4545 4545 4545 Число ходов воды, n 2 2 2 латунь латунь латунь 19 19 19 17,5 17,5 17,5 Площадь проходного сечения по воде, Sп, м² 0,1380 0,1380 0,2190 Расчетное давление в трубках (вода) Рв, МПа 2,3 2,3 2,3 Расчетное давление в корпусе (пар) Рп, МПа 0,3 0,3 0,3 Расчетные температуры воды: – на входе tвх, ºС – на выходе tвых, ºС 70 120 70 120 70 120 Материал трубок Наружный диаметр трубок dн, мм Внутренний диаметр трубок dвн, мм Поверочный тепловой расчет подогревателя. Скорость воды в трубках подогревателя определяется выражением: wв 10 3 M св , d вн2 Z 3600 в 4 n (5) где ρв – плотность воды (кг/м³) при средней температуре нагреваемой воды (см. приложение Б): _ t в (t обр t под ) / 2 . (6) Коэффициент теплоотдачи от стенки к воде αв вычисляется по формуле для принудительного движения жидкости внутри канала: 0, 4 Nu в 0,021 Re 0,8 в Prв l ; в d вн w d 2 0,021 ( в вн ) 0,8 Prв0, 4 (1 ); в vв l т / d вн в в d вн 0,021 ( wв d вн 0,8 2 d вн ) Prв0, 4 (1 ), vв lт (7) где Nuв и Reв – числа подобия Нуссельта и Рейнольдса для потока нагреваемой в трубках воды: Nuв в d вн ; в (8) Re в wв d вн , vв (9) Prв – число Прандтля при средней температуре нагреваемой воды; εl – поправочный коэффициент, определяемый выражением: l 1 2 . lт / d вн (10) Значение коэффициента теплопроводности λв, коэффициента кинематической вязкости νв и числа Прандтля Prв определяются при средней температуре нагреваемой воды по данным, приведенным в приложении Б. Коэффициент теплоотдачи от пара к стенкам трубок αп определяется методом последовательного приближения по формуле Нуссельта: r 10 3 к2 g 3к п 0,943 , к (t отб t c ) l т 4 (11) где r – теплота конденсации греющего пара при давлении Р отб, определяемая по таблицам свойств водяного пара; ρк, λк, μк – соответственно, плотность, коэффициент теплопроводности и коэффициент динамической вязкости пленки конденсата, определяются по данным, приведенным в приложении В, при средней температуре конденсата: _ t к (t с t отб ) / 2 , (12) здесь tc – температура стенки трубок. Значение температуры стенки tc и соответственно температурного напора пленки конденсата Δtпл = (tотб – tс) в формуле (11) неизвестны, что требует вычисления методом последовательного приближения. Принимается с последующей поверкой: t пл t отб t с 4 0 С , t c t отб 4 . (13) (14) Формулу Нуссельта (11) можно представить в следующем виде: -0,25 п А t пл , (15) где r 10 3 к2 g 3к А 0,943 . к lт 4 (16) Удельный тепловой поток через пленку конденсата составит: q пл 10 3 Qсп 0,75 . п t пл A t пл тр Fн (17) Из уравнения (17) градиент температур в пленке конденсата Δt определяется выражением: t пл 0.75 10 3 Qсп . Fнтр А (18) Расчетное значение Δtпл по формуле (18) сравниваются с принятым значением Δtпл = 4 ºС. Расхождение Δtпл с первоначально принятым значением Δtпл = 4 ºС невелико (см. результаты расчета), поэтому корректировки значений, ρк, λк, μк и соответствующего пересчета αп не требуется. Коэффициент теплопередачи определяется по формуле: k сп 1 /( 1 п с н 1 ) с н в , (19) где δс – толщина стенки трубок подогревателя, δс = 0,00075 м; λс – теплопроводность латунных стенок трубок подогревателя, λс = 105 Вт/(м·К); δн – толщина накипи на трубках в период эксплуатации подогревателя, принимается δн = 0,0001 м; λн – теплопроводность накипи, λн = 4,0 Вт/(м·К). Тепловая мощность подогревателя по результатам поверочного расчета определяется произведением: Qсп/ Fнтр k сп/ t ср. л. . (20) Расхождение тепловой нагрузки подогревателя Qсп, вычисленный по формуле (2), и тепловой мощности подогревателя Q´сп, полученный в результате поверочного расчета по формуле (20), определяется соотношением: Qсп Qсп Qсп 100% Qсп . (21) Значение расхождения Qсп и Q´сп не превышает допустимое 2 – 3% (см. результаты расчета), т.е. выбранный сетевой подогреватель удовлетворяет исходным данным задания. Результаты расчета Показатели Варианты Формулы для расчета 2 3 (6) 85 90 95 ρв, кг/м³ Приложение Б 968,55 965,30 961,85 wв, м/с (5) 0,591 0,642 0,436 λв, Вт/(м·К) Приложение Б 0,673 0,678 0,680 νв, м²/с Приложение Б 0,348 0,328 0,312 Prв Приложение Б 2,11 1,97 1,87 (7) 4552 4998 3749 По таблицам водяного пара 2211 2202 2193 (14) 113 116 119 (12) 115 118 121 ρк, кг/м³ Приложение В 947 945 942 λк, Вт/(м ·К) Приложение В 0,686 0,686 0,686 μк, Па · с Приложение В 248,2 241,7 235,4 A (16) 8142,8 8180,5 8213,2 Δtпл, ºС (18) 4,21 4,46 3,32 αп, Вт/(м²·К) (15) 5758 5785 6241 k’сп, Вт/(м²·К) (19) 2350 2652 2304 Q’сп, кВт (20) 17766 18378 20736 ΔQсп, % (21) 1,7 2,9 1,8 _ t в , ºС αв, Вт/(м²·К) r, кДж/кг tс, ºС _ на выходе 150 150 150 150 150 150 150 150 на входе 70 70 70 70 70 70 70 70 Приложение ТехническиеА характеристики вертикальных пароводяных подогревателей сетевой Расчетные температуры воды типа ПСВ воды, °С t к , ºС Примечание: диаметр 70 150 латунных трубок dн/dвн=19/17,5 мм. 1 Приложение Б Основные физические свойства воды Коэффициент Коэффициент кинематической Температура Плотность теплопроводности вязкости t, °C ρв, кг/м³ λв, Вт/(кг·°С) 10 6 , м 2 / с в Число Прандтля Prв 228Х3410 320Х3410 456Х3410 640Х3410 1020Х3410 1212Х4545 1212Х4545 1930Х4545 1930Х4545 ПСВ-63-7-15 ПСВ-90-7-15 ПСВ-125-7-15 ПСВ-200-7-15 ПСВ-315-3-23 ПСВ-315-14-23 ПСВ-500-3-23 ПСВ-315-14-23 500 500 315 315 200 125 90 63 45 2 2 2 2 4/2 4/2 4/2 4/2 4/2 Количество и Поверхность Число длина нагрева, м² ходов трубок, мм воды ПСВ-45-7-15 Типоразмер 0,2190 0,2190 0,1380 0,1380 0,0577/0,1154 0,0362/0,0724 0,0259/0,0518 0,0182/0,0364 0,01292/0,02584 Площадь проходного сечения по воде, м² 1,4 0,3 1,4 0,3 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 2,3 2,3 2,3 2,3 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 в корпусе в трубках (пар) (вода) Расчетное давление, МПа (изб.) 30 40 50 60 70 80 90 100 120 140 160 995,7 992,2 988,1 983,2 977,8 971,8 965,3 958,4 943,4 926,4 907,5 0,627 0,631 0,643 0,656 0,664 0,668 0,678 0,682 0,686 0,686 0,684 0,804 0,659 0,556 0,478 0,416 0,367 0,328 0,296 0,246 0,212 0,192 5,44 4,33 3,57 3,00 2,68 2,24 1,97 1,76 1,44 1,23 1,11 Приложение В Физические свойства воды (конденсата) на линии насыщения к 10 6 , Па с t, °C p, Мпа ρк, кг/м³ λк, Вт/(кг·°С) 100 0,101 958,4 0,684 282,5 110 0,143 951,0 0,685 259,0 120 0,198 943,1 0,686 237,4 130 0,270 934,8 0,686 217,8 140 0,361 926,1 0,685 201,1 150 0,476 917,0 0,684 186,4 160 0,618 907,4 0,681 173,6 170 0,792 897,3 0,676 162,8 180 1,030 886,9 0,672 153,0 190 1,255 876,0 0,664 144,2 200 1,555 863,0 0,658 136,4 СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………….4 1 ПОТРЕБИТЕЛИ ТЕПЛОТЫ И РАСЧЕТЫ ТЕПЛОВЫХ НАГРУЗОК.………5 1.1 Классификация тепловых нагрузок………………………………………5 1.2 Определение расхода теплоты на отопление зданий……………………6 1.2.1 Задача системы отопления, тепловой баланс здания и его составляющие…………………………………………………….6 1.2.2 Расчетные расходы теплоты на отопление зданий……………..9 1.3 Определение расхода теплоты на вентиляцию………………………...10 1.4 Определение расхода теплоты на горячее водоснабжение……………13 1.5 Определение расхода теплоты на технологические нужды…………...16 1.6 Определение годового расхода теплоты………………………………..17 1.7 Графики тепловых нагрузок……………………………………………..19 2 ПРИСОЕДИНЕНИЕ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ К ТЕПЛОВЫМ СЕТЯМ…………...21 2.1 Присоединение потребителей к водяным тепловым сетям……………22 2.1.1 Присоединение отопительных установок……………………...23 2.1.2 Присоединение установок горячего водоснабжения………….27 2.1.3 Совместное присоединение установок отопления и горячего водоснабжения………………………………………………….30 2.1.4 Центральные тепловые подстанции……………………………34 2.2 Присоединение потребителей в паровых системах теплоснабжения...37 2.2.1 Присоединение отопительных установок……..……………….38 2.2.2 Присоединение установок горячего водоснабжения………….38 2.2.3 Совместное присоединение установок отопления и горячего водоснабжения…………………..……………………………...39 2.2.4 Присоединение технологических потребителей………………40 3 ВЫБОР И РЕГУЛИРОВАНИЕ СИСТЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ………...41 3.1 Выбор системы теплоснабжения………………………………………..41 3.1.1 Выбор теплоносителя…………………………………………...41 3.1.2 Сравнение открытых и закрытых систем теплоснабжения…..43 3.1.3 Сравнение зависимых и независимых схем подключения потребителей……………………………………………………44 3.2 Регулирование системы теплоснабжения………………………………45 3.2.1 Способы регулирования и их классификация…………………45 3.2.2 Выбор способа регулирования………………………………….47 ЛИТЕРАТУРА……………………………………………………………………..49 ВВЕДЕНИЕ В первой части конспекта приведены общие сведения о системах теплоснабжения: элементы систем теплоснабжения, виды источников и потребителей теплоты, классификация систем теплоснабжения. Основное содержание первой части конспекта заключается в изложении принципов теплоснабжения от котельных и ТЭЦ: тепловые схемы присоединения источников теплоты к тепловым сетям, теплоподготовительные установки источников и определение технико-экономических показателей источников теплоты. Особенностью дисциплины «Источники теплоснабжения промышленных предприятий» является изучение источников теплоснабжения во взаимосвязи с потребителями теплоты, которые определяют вид и параметры необходимых теплоносителей, потребляемую тепловую мощность и характер изменения потребляемой тепловой мощности в течение времени. В связи с этим вторая часть конспекта посвящена потребителям теплоты: виды и классификация потребителей, расчеты тепловых нагрузок различных потребителей, присоединение потребителей к тепловым сетям, регулирование подачи теплоты и прочее. Материал дисциплины «Источники теплоснабжения промышленных предприятий», изложенный во второй части конспекта, непосредственно связан с последующей читаемой дисциплиной «Тепловые сети» и составляет учебно-методическую базу для выполнения курсового проекта по дисциплине «Тепловые сети»: методика расчета тепловых нагрузок для различных потребителей, определение вида и мощности источника теплоты, методика определения количества теплоносителей, отпускаемых потребителю от источника, схемы присоединения потребителей к тепловым сетям и регулирование тепловых нагрузок. Данный конспект лекций разработан в соответствии с рабочей программой и учебным планом дисциплины. Знания, полученные при изучении дисциплины «Источники теплоснабжения промышленных предприятий», могут быть использованы при выполнении научноисследовательских работ студентов, выпускных работ бакалавров, дипломных работ специалистов и выпускных работ магистров. 1 ПОТРЕБИТЕЛИ ТЕПЛОТЫ И РАСЧЕТЫ ТЕПЛОВЫХ НАГРУЗОК 1.1 Классификация тепловых нагрузок В зависимости от характера изменения в течение года потребители теплоты и соответствующие им тепловые нагрузки можно разделить на две группы: Сезонные тепловые нагрузки, к которым относятся системы отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха. Соответствующие этим потребителям тепловые нагрузки действуют только лишь в определенные периоды года – сезоны. Отопление и вентиляция являются зимними тепловыми нагрузками, а кондиционирование воздуха – летней. Величины сезонных тепловых нагрузок и их изменение в течение года зависят, главным образом, от климатических условий района, в котором расположены потребители теплоты, и, в первую очередь, от температуры наружного воздуха. Круглогодичные тепловые нагрузки, к которым относятся технологические нагрузки промышленных предприятий и горячее водоснабжение. Величины круглогодичных тепловых нагрузок практически не зависят от климатических условий района и периода года. Исключением являются промышленные предприятия, работающие по сезонному режиму, например, предприятия, перерабатывающие сельскохозяйственную продукцию. Несколько увеличивается круглогодичная тепловая нагрузка в зимнее время в связи с увеличением потерь теплоты при транспортировке теплоносителя, что учитывается специально предусмотренной корректировкой расчета тепловых нагрузок. Проектирование системы теплоснабжения начинается с определения величин тепловых нагрузок потребителей, значение которых определяет мощность источника теплоты (котельных и ТЭЦ), выбор основного и вспомогательного оборудования источников, а также выбор теплоподготовительного оборудования источников. Первоочередной задачей при проектировании системы теплоснабжения является определение расчетных тепловых нагрузок, т.е. максимальных тепловых нагрузок, на которые рассчитана система теплоснабжения. 1.2 Определение расхода теплоты на отопление зданий 1.2.1 Задача системы отопления, тепловой баланс здания и его составляющие Основной задачей системы отопления является поддержание температуры воздуха внутри отапливаемых помещений здания на уровне санитарных. В зимнее время это возможно путем создания условий равновесия между притоком теплоты в здание и потерями теплоты, что отражается уравнением теплового баланса здания: Q о Q вн Q пт Q ин , (1.1) где Qо – количество теплоты, поступающей в здание через систему отопления; Qвн – внутренние тепловыделения в здании, не зависящие от работы системы отопления; Qпт – потери теплоты через наружные ограждения здания вследствие теплопередачи; Qин – потери теплоты от инфильтрации воздуха через неплотности в наружных ограждениях здания. В соответствии с выражением (1.1) количество теплоты, которое необходимо передать в здание через систему отопления, представляется в следующем виде: Q о Q пт Q ин Q вн . (1.2) Потери теплоты через наружные ограждения можно представить в виде суммы потерь теплоты через отдельные наружные ограждения здания: Qпт ki Fi t i , (1.3) где ki – коэффициент теплопередачи через наружные ограждения (стены, окна, потолок верхнего этажа, пол нижнего этажа и прочее); Fi – площадь поверхности отдельных наружных ограждений; ti – разность температур воздуха с внутренней и наружной стороны ограждений. Формула (1.3) носит общий характер и в практических расчетах применение ее крайне затруднительно вследствие сложной конфигурации зданий, большого количества наружных ограждений, сложности определения коэффициентов теплопередачи и прочего. На практике возможно применение ряда специально разработанных формул для определения потерь теплоты через наружные ограждения, в числе которых наиболее известна формула Н.С. Ермолаева: Р 1 Qпт k с ост k ок k с пот k пт пол k пл Vн t в t н , Н S (1.4) где Р,S,Н и Vн – геометрические характеристики здания, а именно: Р – периметр здания в плане, Vн S – площадь здания в плане, H Н – высота здания, S Vн – объем здания по наружному P обмеру (строительный объем здания); kс, kок, kпт, kпл – коэффициенты теплотпередачи, соответственно, для наружных стен здания, окон, потолка верхнего этажа и пола нижнего этажа; ост – коэффициент остекления (отношение площади окон к площади наружных стен здания); пт, пл – коэффициенты, учитывающие изменение разности температур внутреннего и наружного воздуха для потолка верхнего этажа и пола нижнего этажа по сравнению с разностью температур для наружных стен (пот=0,750,9, пол=0,50,7); tв и tн – температура воздуха внутри отапливаемых помещений и наружная температура воздуха. В фигурных скобках формулы (1.4) заключена величина, которая представляет собой удельную теплопотерю здания (qО), т.е. теплопотерю, приходящуюся на единицу объема здания по наружному обмеру при разности температур внутреннего и наружного воздуха в один градус: qо Q пт . Vн t в t н ккал Вт м 3 К ; м 3 ч К , (1.5) Понятие удельной теплопотери существенно упрощает формулу (1.4): Qпт qо Vн t в t н . (1.6) Удельную теплопотерю здания (qО) в литературе называют также удельной отопительной характеристикой здания, удельной тепловой характеристикой здания при проектировании системы отопления и удельным расходом теплоты на отопление здания. Удельные теплопотери зданий приведены в литературе [1, приложение 4]. Возможно определение q о по формулам, например, по формуле ВТИ: qо где а 6 Vн а Vн 0 ,167 , (1.7) а – коэффициент, учитывающий основной строительный материал здания (для кирпичных зданий – 1,9; для железобетонных – 2,32,7). Условия применения формулы (1.7): Vн 3000 м3, а наиболее низкая температура наружного воздуха должна составлять -30 ОС. Для других климатических районов следует использовать формулу пересчета: qо qо (1,3 0,01 t н ) , где (1.8) qО – удельная теплопотеря здания, вычисленная по формуле (1.7); t н - наиболее низкая температура воздуха в зимний период для конкретного климатического района. Потери теплоты от инфильтрации наружного воздуха в отапливаемые помещения принято оценивать через коэффициент инфильтрации: Qин , Qпт %; доля ед. . (1.9) Потери теплоты от инфильтрации Qин в жилых и общественных зданиях составляют 3-6 % от потерь теплоты через наружные ограждения зданий Qпт, т.е. практически не превышают точности расчетов, что позволяет для жилых и общественных зданий не учитывать эти потери специальным расчетом. Учет потерь теплоты от инфильтрации для жилых и общественных зданий выполняется путем корректировки отопительных характеристик здания qО, приведенных в справочных данных. Для производственных зданий =2530 % и требует учета в расчетах. Значение коэффициента инфильтрации зависит от конструктивных характеристик здания и климатических условий района: b 2 g Н 1 где Тн ТВ wв2 , доля ед. (1.10) b – постоянная инфильтрации, (3540)·10-3 , с/м; Н – высота здания, м; Тн, Тв – температуры наружного воздуха и воздуха внутри здания, К; wв - средняя скорость ветра в данном климатическом районе (для наиболее холодного месяца отопительного периода), м/с; Внутренние тепловыделения для жилых зданий незначительны по величине и носят случайный характер, поэтому в явном виде внутренние тепловыделения для жилых зданий в расчетах не учитывают (учитывают путем корректировки qО). Внутренние тепловыделения в производственных зданиях значительны по величине и носят постоянный характер: работа термических установок и печей, остывание деталей и изделий, превращение механической энергии в тепловую, интенсивное освещение и прочее. Внутренние тепловыделения в производственных зданиях учитываются путем корректировки значения отопительной характеристики зданий qО, что учтено в справочных данных, т.е. в явном виде величина внутренних тепловыделений в расчетах отсутствует. При отсутствии величины внутренних тепловыделений Qвн уравнение (1.2) упрощается: Qо Qпт Qин . (1.11) С учетом соотношения (1.9) уравнение (1.11) примет вид: Qо Qпт Qпт Qпт 1 . (1.12) После подстановки в (1.11) выражения (1.6) формула для расчета расхода теплоты на отопление зданий принимает вид: Qо qоVн t в t н 1 . (1.13) 1.2.2 Расчетные расходы теплоты на отопление зданий Расчетный расход теплоты на отопление соответствует наиболее низкой температуре наружного воздуха, т.е. является максимальным расходом теплоты (обозначение Qо р или Q о ). В соответствии с формулой (1.13) расчетный расход теплоты на отопление представляется в следующем виде: Qо/ qоVн t вр t ро 1 , где (1.14) t вр - усредненная расчетная температура воздуха внутри отапливаемого помещения, принимаемая в соответствии с санитарными нормами; t ро - расчетная температура наружного воздуха для проектирования систем отопления. Значение t ро вычисляется в соответствии со СНиП 2.01.01-82 «Строительная климатология и геофизика» как средняя температура наиболее холод- ных пятидневок из 8 наиболее холодных зим за последние 50 лет. Продолжительность отопительного периода ( n о ) в соответствии со СНиП 2.01.01-82 определяется по числу дней в году с устойчивой среднесуточной температурой +8 ОС и ниже. Наружная температура +8 ОС считается также расчетной температурой начала и конца отопительного периода t нко 8 о С . Для г. Днепропетровска: n о =4200 ч, t ро = -23 ОС При любой другой наружной температуре t н , отличающейся от t ро , расход теплоты на отопление определяется по расчетному расходу теплоты Q о путем пересчета пропорционально разности температур: Q о Qо t вр t н t вр t ро . (1.15) При отсутствии данных о типе застроек и наружных объемах жилых и общественных зданий СНиП 2.04.07-86 «Тепловые сети» рекомендует расчетный расход теплоты на отопление вновь проектируемого жилого массива определять по формуле: Qо q *о Fж 1 k 1 10 6 , МВт , где q *о (1.16) - укрупненный показатель максимального расхода теплоты на отопление 1 м2 жилой площади (для г. Днепропетровска q *о =83 Вт/м²); Fж - общая жилая площадь массива, м2; k1 - коэффициент, учитывающий расход теплоты на отопление общественных зданий, составляющих инфраструктуру жилого массива (детские, учебные, медицинские, торговые и культурные учреждения), k1 0,25 . При проектировании системы отопления района расчетный расход теплоты на отопление вычисляется отдельно для жилых, общественных и производственных зданий, а затем суммируются: Qо/ Qо/ ж Qо/ общ Qо/ пр . (1.17) 1.3 Определение расхода теплоты на вентиляцию Расход теплоты на вентиляцию обусловлен необходимостью подогревать воздух, нагнетаемый в помещения в зимнее время, с целью воздухообмена. Расход теплоты на вентиляцию жилых зданий, не имеющих специальной приточной системы вентиляции, не превышает 5-10 % от расхода теплоты на отопление и учитывается поправкой величины удельной отопительной характеристики здания q о . Расход теплоты на зданий, располагающих значительную долю от специального расчета. В частности, расход следующей формуле: вентиляцию производственных и общественных приточной системой вентиляции, составляет суммарного потребления теплоты и требует теплоты на вентиляцию можно определить по Qв mVв с в t в t н , (1.18) где m – кратность обмена воздуха в вентилируемых помещениях; Vв – вентилируемый внутренний объем здания; сВ – объемная теплоемкость воздуха; В формуле (1.18) произведение m·Vв·сВ можно отнести к единице объема здания по наружному обмеру Vн, что дает удельный расход теплоты на вентиляцию здания: qв mVв св Vн ккал Вт м 3 К , м 3 ч К . (1.19) Величина q в представляет собой расход теплоты на вентиляцию здания, отнесенный к 1 м3 здания по наружному обмеру, при разности температур внутреннего и наружного воздуха в один градус. В литературе значение q в называют также удельной вентиляционной характеристикой здания и удельной тепловой характеристикой здания при проектировании систем вентиляции. В соответствии с понятием удельного расхода теплоты на вентиляцию q в формулу для расхода теплоты можно представить в следующем виде: Qв q в V t в t н (1.20) Значения q в для различных производственных и общественных зданий приведены в литературе 1, приложение 4. Расчетный (максимальный) расход теплоты на вентиляцию определяется в зависимости от характера и интенсивности вредных выделений в вентилируемых помещениях здания. Возможны два варианта определения расчетного расхода теплоты на вентиляцию: 1. Для зданий, в которых характер вредных выделений не допускает даже кратковременного снижения интенсивности воздухообмена, вентиляция осуществляется без ограничений, а расчетный расход теплоты на вентиляцию составит: Qв q в V t вр t ро . (1.21) Под вентиляцией без ограничений подразумевается подача воздуха в помещения в полном объеме, вплоть до самой низкой температуры наружного воздуха tро. К зданиям, вентилируемым без ограничения, относятся производственные цеха и помещения с большой интенсивностью выделений вредных веществ или с выделением токсичных веществ. 2. В зданиях, где вентиляция может быть ограничена при минимальных температурах наружного воздуха, вентиляция осуществляется с ограничением, а расчетный расход теплоты на вентиляцию составит: Qв q в V t вр t рв , где (1.22) t рв - расчетная температура наружного воздуха при проектировании систем вентиляции. Расчетная температура наружного воздуха при проектировании систем вентиляции t рв в соответствии со СНиП 2.01.01-82 вычисляется как средняя температура 15% времени отопительного периода n о с наиболее низкой температурой наружного воздуха, т.е., например, для г. Днепропетровска из климатических таблиц выбирается 630 ч (4200ˣ0,15) с наиболее низкой температурой и за этот период температура усредняется (для г. Днепропетровска t ро = -9 ОС). В том случае, если температура наружного воздуха становится ниже t рв , а характер вредных выделений в помещениях допускает ограничение вентиляции, расход теплоты на вентиляцию сохраняется на постоянном уровне путем сокращения кратности воздухообмена. При этом минимальная кратность воздухообмена соответствует температуре t рв и определяется из соотношения: m min m р где t вр t рв t вр t ро , (1.23) m р - расчетная кратность воздухообмена. При отсутствии данных о типах застроек и наружных объемах общественных зданий для вновь проектируемого жилого массива СНиП 2.04.07-86 «Тепловые сети» рекомендуют определение расчетного расхода теплоты на вентиляцию общественных зданий, расположенных в жилом массиве, по формуле: Qв q *o Fж k 1 k 2 10 6 , где k2 МВт , (1.24) - коэффициент, учитывающий расход теплоты на вентиляцию общественных зданий ( k 2 =0,6), остальные обозначения такие же, как и в формуле (1.16). 1.4 Определение расхода теплоты на горячее водоснабжение Расход теплоты на горячее водоснабжение – круглогодовая тепловая нагрузка, т.е. практически не изменяется в течение года, однако существенно изменяется в течение суток и дней недели. В связи этим тепловую нагрузку горячего водоснабжения оценивают средней величиной – средненедельной тепловой нагрузкой. Средний, т.е. средненедельный, расход теплоты на горячее водоснабжение жилых, общественных и производственных зданий определяется по формуле: Qг .в.ср a гв m гв св t г t х nс , где (1.25) aгв – суточная норма расхода горячей воды на одного человека или на единицу потребления (койка в больнице, посадочное место в столовой и т.п.); m гв - число потребителей горячего водоснабжения; с в - теплоемкость воды; t г - температура горячей воды; t х - температура холодной воды, которая используется для подготовки горячей воды; nс - расчетная длительность подачи теплоносителя на горячее водоснабжение в течение суток (суточная норма подачи горячей воды, которая зависит от характера потребления и наличия теплоаккумулирующих устройств). Нормы расхода горячей воды aгв с температурой подачи 60 ОС приведены в СНиП 2.04.01-85 «Внутренний водопровод и канализация зданий» и в литературе 1, приложение 6. При подаче горячей воды с другой температурой, отличающейся от 60 ОС, нормы расхода горячей воды пересчитываются по формуле, учитывающей соотношение разности температур: а гв/ а гв где 60 t х , t г t х (1.26) t г - отличающаяся от 60 ОС температура горячей воды. Допустимый интервал изменения температуры подачи горячей воды определяется санитарными нормами и правилами техники безопасности: • при подаче горячей воды непосредственно из тепловой сети интервал изменения температуры подачи составляет 65÷75 ОС, а средняя температура для расчета принимается 65 ОС; • при подаче горячей воды путем подогрева водопроводной воды сетевой водой в теплообменнике местной установки горячего водоснабжения допустимый интервал температур подачи горячей воды составляет 50÷75 ОС, а средняя температура для расчета принимается 55 ОС. При отсутствии конкретных данных в проектных заданиях о температуре холодной воды ее принимают в отопительный период 5 ОС, а в летний период 15 ОС. При отсутствии данных о количестве и типах жилых и общественных зданий во вновь проектируемом жилом районе средний расход теплоты на горячее водоснабжение в течение отопительного (зимнего) периода определяется по формуле: Qгзим .в.ср 1,2 агв bгв mж 24 св t г t х , (1.27) где 1,2 – коэффициент, учитывающий потери теплоты в местных установках горячего водоснабжения; 24 – длительность подачи (в часах) теплоты на горячее водоснабжение в течение суток; bгв – норма расхода горячей воды в общественные здания, отнесенная к одному жителю района (при отсутствии данных принимается 25 л/чел·сут); m ж - число жителей в проектируемом районе. В летний период расход теплоты на горячее водоснабжение несколько изменяется за счет более высокой температуры холодной воды и миграции населения. Пересчет среднего расхода теплоты на горячее водоснабжение с лет зимней нагрузки Qгзим .в.ср на летнюю Q г .в.ср выполняется по формуле: зим Q глет .в.ср Q г .в.ср t г t хл , t г t хз (1.28) где t хл , t хз - температуры холодной воды, соответственно, в летний и зимний периоды (+15 и +5 ОС); - коэффициент, учитывающий миграцию населения в летний период (при отсутствии конкретных данных принимается для жилых и общественных зданий - 0,8, для предприятий – 1,0, для южных и курортных городов - 1,5). Максимальная тепловая нагрузка горячего водоснабжения определяется по средней тепловой нагрузке с учетом коэффициента неравномерности тепловой нагрузки, который для жилых и общественных зданий принимается в пределах 2,0÷2,4: Qг .в. max 2,0 2,4 Qг .в.ср . (1.29) Существенным потребителем горячей воды на промышленных предприятиях являются душевые. Максимальный расход горячей воды на душевые зависит от количества душевых сеток и продолжительности зарядки баков-аккумуляторов горячей воды. Формула для определения максимального расхода теплоты на душевые имеет следующий вид: Qгд.в. max 1,2 где mгвд а гв св t г t х , mсет Т з (1.30) mгвд - число рабочих, пользующихся душем; m сет - количество рабочих, приходящихся на одну душевую сетку; Тз – продолжительность зарядки бака-аккумулятора, который устанавливается при количестве душевых сеток более 10. Продолжительность зарядки бака-аккумулятора в зависимости от количества сеток составляет: Количество сеток 1020 2130 30 Тз, ч 2 3 4 1.5 Определение расхода теплоты на технологические нужды Удельные расходы теплоты, вид и параметры теплоносителя для технологических потребителей задаются технологиями на основе норм технологического проектирования. При отсутствии норм удельные расходы теплоты определяются теплотехническими расчетами или опытными данными. Например, в черной металлургии удельные расходы теплоты составляют: • в коксохимическом производстве 1,00 ГДж/т кокса; • в доменном производстве 0,25 ГДж/т чугуна; • в сталеплавильном производстве 0,13 ГДж/т стали; • в прокатном производстве 0,35 ГДж/т проката. Основным теплоносителем для технологических потребителей промышленных предприятий является пар различных давлений: 0,4 ÷ 3,5 МПа. Количество теплоты на технологические нужды определяется объемом выпускаемой продукции: Q техн Qтехн q П , где (1.31) Qтехн - расход теплоты на технологические нужды, не зависящий от объема производства (для поддержания оборудования в рабочем состоянии); q – удельный расход теплоты на единицу продукции или на единицу массы продукции (норма расхода теплоты); П – объем производства. При вычислении расхода теплоты на технологические нужды необходимо учитывать несовпадение максимальных потреблений теплоты отдельными агрегатами. При отсутствии сменных или суточных графиков расхода теплоты СНиП 2.04.07-86 «Тепловые сети» допускают вводить к суммарному расходу теплоты понижающий коэффициент 0,9. При отсутствии точных данных о графике работы оборудования, для определения суммарного расхода пара на технологические нужды можно использовать формулу: n Д техн Д 1 max 0.8Д 2 max Д ср i , (1.32) i 1 где Д1max – максимальный расход пара на самый мощный агрегат производства; Д2max - максимальный расход пара на второй по мощности агрегат; n Д i 1 ср i - сумма средних расходов пара на остальные агрегаты. Расход теплоты на технологические нужды, при известном расходе пара, определяется по формуле: Q техн Д техн i п , где (1.33) i п - энтальпия пара, определяемая по таблицам или по is-диаграмме водяного пара. 1.6 Определение годового расхода теплоты Годовой расход теплоты теплоснабжение района: позволяет оценить энергозатраты год год Q год Q год Q год Qо в г .в. Q техн , где год Qогод , Qвгод , Qггод .в . и Qтехн на (1.34) - соответственно, годовые расходы теплоты на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение и технологические нужды. Годовой расход теплоты на отопление определяется по формуле: .о t вд t ср н ср Q год Q n n n , о о о д д ср .о t вр t н где (1.35) Q ср о - средняя тепловая нагрузка за отопительный период; n д - продолжительность работы дежурного отопления на промышленных предприятиях (дежурное отопление предназначено для поддержания температуры воздуха внутри отапливаемого помещения не ниже +5 ОС в нерабочее время); t вд - температура внутреннего воздуха при работе дежурного отопления; .о t ср - средняя температура наружного воздуха за отопительный период. н Средний расход теплоты за отопительный период определяется на основе расчетного (максимального) расхода теплоты: ср о Q Qо ср t вр t но t вр t ро , (1.36) где t носр - средняя температура наружного воздуха за отопительный период: n 1 t ср но n i t нi n o i 1 здесь , (1.37) n i - продолжительность повторения наружной температуры t нi в тече- ние отопительного периода. Продолжительность повторения отдельных температур наружного воздуха и продолжительность отопительного периода принимаются по климатическим данным района, в котором размещен проектируемый объект. Для жилых и общественных зданий понятие дежурное отопление отсутствует, т.е. n д =0, поэтому годовой расход теплоты определятся произведением: Q год Q ср о о nо . (1.38) Годовой расход теплоты на вентиляцию с ограничением определяется по формуле: Q где nв год в t вр t ср нв n о n в , Q в n в t вр t рв (1.39) - продолжительность отопительного периода с температурой наружного воздуха ниже t рв (от t рв до t ро ) по климатическим данным района; t ср нв - средняя температура наружного воздуха в течение отопительного периода, когда температура наружного воздуха держится в интервале от +8 до t рв t нсрв n t n i нi nв . 1 o (1.40) Годовой расход теплоты на вентиляцию без ограничения определяется по формуле: Qвгод Qвср nо , (1.41) где Qвср - средняя тепловая нагрузка на вентиляцию ср в Q Qв ср t вр t но t вр t ро . (1.42) Годовой расход теплоты на горячее водоснабжение определяется по формуле: t г t хл зим Qггод nг nо , .в . Qг .в .ср nо t г t хз где (1.43) n г - продолжительность года (8760 ч); остальные обозначения такие же, как и в формуле (1.28). Годовой расход теплоты на технологические нужды определяется по формуле: Q год техн Q техн Т см n см , (1.44) где Тсм – продолжительность рабочей смены или продолжительность работы теплопотребляющего технологического оборудования в течение смены; n см - количество рабочих смен в году. 1.7 Графики тепловых нагрузок Графики сезонных тепловых нагрузок включают (см. рис. 1.1): • зависимости сезонных тепловых нагрузок (отопление и вентиляция) от температуры наружного воздуха (см. рис. 1.1 а); • график продолжительности сезонных тепловых нагрузок (см. рис. 1.1 б). График продолжительности тепловых нагрузок показывает продолжительность повторения тех или иных тепловых нагрузок в течение года. На основе графика продолжительности тепловых нагрузок осуществляют разграничение базисных и пиковых тепловых нагрузок и, соответственно, определяют мощности основного и резервного оборудования источника теплоты. График продолжительности сезонных тепловых нагрузок строится в следующей последовательности: 1. Стоится график зависимости отопительной тепловой нагрузки от температуры наружного воздуха (линия 1): Q о f t н Qо t вр t н t вр t ро , (1.45) интервал построения от t нко = +8 ОС до t ро (для г. Днепропетровска t ро =-23 ОС). 2. Строится график зависимости вентиляционной тепловой нагрузки от температуры наружного воздуха (линия 2): • для потребителей, допускающих ограничение вентиляции: Q в f t н Qв t вр t н t вр t рв , (1.46) интервал построения графика от t нко = +8 ОС до t рв (для г. Днепропетровска t рв = -9 ОС), при t н < t рв Qв Qв const ; • для потребителей, не допускающих ограничение вентиляции (на рис. 1.1 а график не показан): Q в f t н Qв tвр tн t в р t ро , (1.47) интервал построения графика от t нко =+8 ОС до t ро . 3. Строится график зависимости суммарной сезонной тепловой нагрузки (на отопление и вентиляцию) от температуры наружного воздуха (линия 3): Qс=Qо+Qв=f(tн). (1.48) 4. По климатическим таблицам района определяется время ni , в течение которого та или иная температура наружного воздуха t нi и температуры ниже ее держатся в течение отопительного периода, т.е. время отопительного периода с температурой наружного воздуха, равной или ниже t нi . 5. На оси абсцисс (см. рис. 1.1 б) восстанавливают вертикали ni и на вертикаль проектируют тепловую нагрузку, соответствующую t нi . Совокупность точек пересечения нагрузок и вертикалей для ряда температур очерчивают плавной линией (см. рис. 1.1 б), которая является графиком продолжительности сезонных тепловых нагрузок, т.е. показывает продолжительность проявления той или иной тепловой нагрузки в течение сезона. Рисунок 1.1 – Графики сезонных тепловых нагрузок: а – зависимости сезонных тепловых нагрузок от температуры наружного воздуха; б – график продолжительности сезонных тепловых нагрузок Площадь под кривой графика продолжительности тепловых нагрузок, т.е. произведение расхода теплоты Q на длительность подачи теплоты n дает абсолютное количество теплоты, затраченной в течение года на покрытие Qсгод к nо дает среднюю сезонных тепловых нагрузок Q год с , а отношение сезонную тепловую нагрузку за отопительный период: Qсср Qсгод , nо (1.49) Средняя тепловая нагрузка дает основание для определения базисной тепловой нагрузки и, соответственно, выбора тепловой мощности основного оборудования источников теплоты (котельных и ТЭЦ). Тепловая нагрузка сверх средней позволяют выбрать резервное оборудование для покрытия пиковых потреблений теплоты. Суммарный график продолжительности тепловых нагрузок (см. рис. 1.2) получается в результате совмещения круглогодичных тепловых нагрузок (технологические нужды и горячее водоснабжение) с графиком продолжительности сезонных тепловых нагрузок. Рисунок 1.2 – Суммарный график продолжительности тепловых нагрузок Площадь под кривой суммарного графика продолжительности тепловых нагрузок соответствует годовому расходу теплоты: Q год Q с год Q кг год . (1.50) 2 ПРИСОЕДИНЕНИЕ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ К ТЕПЛОВЫМ СЕТЯМ На схему присоединения потребителей к тепловым сетям, в первую оче- редь, оказывают влияние два фактора: • вид системы теплоснабжения (водяные или паровые); • вид потребителя (отопление, вентиляция, горячее водоснабжение или технологический потребитель). 2.1 Присоединение потребителей к водяным тепловым сетям По способу использования сетевой воды водяные системы теплоснабжения разделяют на две группы: закрытые и открытые. В закрытых системах сетевая вода используется только как теплоноситель и из сети не отбирается. В открытых системах сетевая вода частично или полностью отбирается из сети потребителем, например, для горячего водоснабжения. По числу линий в тепловой сети водяные системы теплоснабжения разделяют на: однотрубные, двухтрубные, трех- и многотрубные. Наиболее распространенными являются системы теплоснабжения с двухтрубными тепловыми сетями, включающими подающую и обратную линии. Однотрубные тепловые сети применяются только в том случае, если теплоноситель полностью используется у потребителя и не возвращается к источнику теплоты (в котельную или ТЭЦ). Например, когда расход сетевой воды на отопление совпадает с расходом воды на горячее водоснабжение, сетевая вода вначале отдает теплоту системе отопления, а затем разбирается потребителями в качестве горячей воды. Трех- и многотрубные системы теплоснабжения сооружаються в следующих случаях: • при необходимости подачи потребителю сетевой воды с различной температурой; • при больших количествах подачи сетевой воды и наличии значительных пиковых потреблений теплоты; • при расширении системы теплоснабжения. Комплекс установок и устройств, предназначенный для присоединения потребителей к тепловым сетям в зависимости от мощности присоединенного потребителя, называется абонентским вводом, местным тепловым пунктом или местной тепловой подстанцией. По принципу присоединения потребителей к тепловым сетям различают две схемы присоединения: зависимая и независимая. При зависимой схеме сетевая вода поступает непосредственно в теплопотребляющие установки, например, в отопительные приборы. При независимой схеме сетевая вода проходит через промежуточный теплообменник, где нагревает вторичный теплоноситель, который направляется в теплоиспользующие установки. 2.1.1 Присоединение отопительных установок Зависимая схема присоединения 1 применяется в том случае, когда гидравлический и температурный режимы местной отопительнной установки совпадают с гидравлическим и температурным режимами тепловой сети, т.е. давление и температура сетевой воды удовлетворяют нормальной работе местной отопительной установки. ПЛ и ОЛ – подающая и обратная линии тепловой сети; РР – регулятор расхода, предназначенный для поддержания расхода сетевой воды через отопительную установку на заданном и постоянном уровне; В – воздушный кран, предназначенный для выпуска воздуха из системы отопления при заполнении ее водой; О – отопительный прибор. По схеме 1 присоединяют обычно системы отопления производственных помещений промышленных зданий. Жилые и общественные здания, а также бытовые помещения промышленных зданий присоединяют по схеме 1 лишь только в том случае, если температура в сети не превышает санитарные нормы для этих зданий: 95 ОС для зданий до 5 этажей и 105 ОС для зданий свыше 5 этажей. В том случае, если температура воды в тепловой сети выше 95 и 105 ОС, зависимое подключение отопительной установки требует предварительного снижения температуры сетевой воды, что обычно достигается подмешиванием воды из обратной линии тепловой сети. На схеме 2 показано подключение отопительной установки по зависимой схеме с элеваторным подмешиванием воды Э – водоструйный элеватор, предназначенный для подмешивания воды из обратной линии тепловой сети в подающую с целью снижения температуры воды, поступающей в местную отопительную установку. Принципиальная схема водоструйного элеватора: 1 – подающий патрубок; 2 – инжектирующее сопло; 2 4 5 6 7 3 – подмешиваюший патрубок; 4 – приемная камера; 1 5 – смешивающая камера; 3 6 – диффузор; 7 – выходной патрубок. За счет разности напоров перед соплом и в приемной камере элеватора создается скоростной напор струи из подающей линии, обеспечивающий эффект инжекции (разрежение) в приемной камере, что приводит к подсосу воды из обратной линии через подмешивающий патрубок. Для нормальной работы элеватора необходима разность напоров подающей и обратной линий тепловой сети (не менее 8-15 м вод. ст. в зависимости от типа элеватора). В том случае, если разность напоров в подающей и обратной линиях не- достаточна, вместо элеватора устанавливается подмешивающий насос ПН (схема 3). • • • • Элеватор предпочтительнее, т.к.: не требует электроэнергии; не требует специального обслуживания; надежен в эксплуатации; работает бесшумно. Присоединение отопительной установки по зависимой схеме с элеваторным подмешиванием (схема 2) является наиболее распространенной схемой присоединения систем отопления жилых и общественных зданий. Универсальным является комбинированное подмешивание воды из обратной линии, т.е. насосно-элеваторное подмешивание (схема 4). По схеме 4 в нормальном режиме система отопления работает с элеваторным подмешиванием, а при снижении разности напоров в сети для подмешивания подключается насос. В случае прекращения подачи сетевой воды подмешивающий насос выполняет функцию циркуляционного насоса, обеспечивающего циркуляцию воды в замкнутом контуре местной отопительной установки, что необходимо для исключения переохлаждения здания при аварии на тепловой сети. Циркуляцию применяют также при регулировании подачи теплоты в здание пропусками, т.е. при сравнительно высокой температуре наружного воздуха, что возможно в начале и конце отопительного периода, на некоторое время прекращают подачу сетевой воды. Схема с комбинированным подмешиванием (схема 4) повышает надеж- ность подачи теплоносителя в систему отопления, однако, удорожает систему и усложняет ее эксплуатацию. Насосы в местных системах отопления устанавливают также в случае несоответствия давления в тепловой сети давлению, необходимому для нормальной работы местной отопительной установки. Насос на подающей линии (схема 5) устанавливают при недостатке давления в подающей линии тепловой сети, т.е. давление в тепловой сети ниже статического давления местной отопительной установки. Насос на обратной линии (схема 6) устанавливают при давлении в обратной линии тепловой сети больше, чем в подающей, что возможно на концевых участках перегруженных магистралей тепловых сетей. Насосы в схемах 5 и 6 при наличии перемычки П между подающей и обратной линиями используют также для: • подмешивания воды из обратной линии в подающую, с целью снижения температуры воды; • для циркуляции воды в замкнутом контуре отопительной установки при аварийном прекращении подачи сетевой воды или при регулировании подачи пропусками. На схеме 7 показано независимое присоединение отопительной установки к тепловой сети. Независимое присоединение предполагает наличие теплообменника для нагрева воды, циркулирующей в местной отопительной установке. ПО – подогреватель отопления, (поверхностный водоводяной теплообменник) предназначен для нагрева воды, циркулирующей в отопительной установке, сетевой водой; Р – расширительный резервуар, предназначен для: 1) компенсации изменения объема воды, циркулирующей в отопительной установке вследствие изменения температуры воды; 2) компенсации утечек в отопительной установке; 3) создания статического напора в отопительной установке; 4) удаления воздуха из отопительной установки при заполнении ее водой; ЦН – циркуляционный насос; РТ – регулятор температуры (для поддержания температуры воды, циркулирующей в отопительной установке, на заданном уровне). Независимая схема присоединения применяется для гидравлической изоляции местной отопительной установки от тепловой сети, что необходимо в следующих случаях: • при давлении в тепловой сети, превышающем по условиям прочности давление, необходимое для нормальной эксплуатации местной отопительной установки (например, для чугунных отопительных приборов допустимое давление составляет 0,6 МПа, а для стальных – 1,5 МПа); • при большом статическом давлении местной отопительной установки, превышающем давление в тепловой сети, что характерно для высотных зданий или зданий, расположенных на возвышенном рельефе местности. 2.1.2 Присоединение установок горячего водоснабжения На схемах 8 и 9 показано зависимое присоединение установок горячего водоснабжения, что соответствует открытой системе теплоснабжения. К – водоразборный кран; ВП – водопровод; С – смеситель для приготовления горячей воды заданной температуры (65÷75 °С) путем смешивания воды подающей и обратной линий (схема 8) или подмешивания водопроводной воды (схема 9). Схема 9 с подмешиванием водопроводной воды применяется в том случае, когда расход воды в обратной линии тепловой сети недостаточный. При интенсивном и неравномерном потреблении горячей воды устанавливают аккумулятор горячей воды. На схеме 10 показано подключение местной установки горячего водоснабжения с верхним аккумулятором ВА. Зарядка верхнего аккумулятора происходит под напором воды тепловой сети, а разрядка – под статическим напором аккумулятора. Циркуляционный насос в схеме 10 необходим для циркуляции воды в период снижения водозабора с целью предотвращения остывания воды. Аккумулятор выравнивает график тепловой нагрузки по горячей воде и создает запас горячей воды в случае аварийного отключения сетевой воды. Нижний аккумулятор НА (схема 11) устанавливают в тех случаях, когда затруднена установка верхнего аккумулятора. В жилых и общественных зданиях нижний аккумулятор устанавливают для обеспечения безопасности. Схема работает следующим образом: • при небольшом расходе горячей воды открывается клапан регулятора расхода РР и часть воды после смесителя перетекает в аккумулятор; • при больших водоразборах клапан регулятора расхода закрывается, пусковое устройство ПУ включает в работу насос и вода из аккумулятора вместе с водой из смесителя поступает в водоразборные краны системы горячего водоснабжения (показано пунктирными стрелками). Присоединение установок горячего водоснабжения по независимой схеме (схемы 12-14) соответствует закрытой системе теплоснабжения, т.е. вода из тепловой сети не отбираеться, а используеться только как теплоноситель для подогрева водопроводной воды. Для этой цели в местную установку горячего водоснабжения включен подогреватель горячей воды ПГВ (поверхностный водоводяной теплообменник). Установка горячего водоснабжения без аккумулятора (схема 12) применяется при круглосуточной работе тепловой сети и небольших потреблениях горячей воды. Верхний аккумулятор в схеме 13 заряжается под напором водопровода, а разряжается – под собственным статическим напором. В случае длительного отсутствия разбора воды или небольшого разбора для компенсации остывания воды подключается циркуляционный насос. При нижнем размещении аккумулятора (схема 14) зарядка его осуществляется насосом, а разрядка – водопроводным напором, вытесняющим нагретую воду из аккумулятора. Насос постоянно находится в работе, а режим работы установки зависит от интенсивности потребления горячей воды. Возможны три варианта: 1. При малом разборе под действием насоса происходит циркуляция воды через аккумулятор и через замкнутый контур: насос – подогреватель – местная система – обратный клапан (ОК) – насос. 2. При среднем расходе воды основная масса вновь подогретой воды уходит через водоразборные краны. 3. При большом водозаборе изменяется направление движения воды в аккумуляторе – водопроводная вода одновременно поступает через насос и в нижнюю часть аккумулятора, выдавливая при этом горячую воду из аккумулятора к водоразборным кранам. В результате одновременного поступления горячей воды из аккумулятора и подогревателя достигается удовлетворение максимальных потреблений горячей воды. 2.1.3 Совместное присоединение установок отопления и горячего водоснабжения Для большинства зданий характерно сочетание двух видов тепловой нагрузки: отопление и горячее водоснабжение. На схемах 15 и 16 показано совместное присоединение установок отопления и горячего водоснабжения по зависимой схеме в открытой системе теплоснабжения. Установки отопления и горячего водоснабжения по схеме 15 работают независимо друг от друга (автономно). Расход воды на отопительную установку поддерживается постоянным с помощью регулятора расхода и не зависит от нагрузки горячего водоснабжения. Расход сетевой воды на горячее водоснабжение изменяется в широком диапазоне: от максимального значения в часы наибольшего водоразбора до нуля в период отсутствия водоразбора. Соотношение расходов сетевой воды на горячее водоснабжение из подающей и обратной линий устанавливается регулятором температуры. При несвязанном (автономном) регулировании установок отопления и горячего водоснабжения получается завышенный суммарный расчетный расход воды в подающей линии тепловой сети, что приводит к увеличению диаметров трубопроводов тепловой сети, росту начальных затрат на ее сооружение и удорожанию транспорта теплоносителя. Расчетный расход сетевой воды в подающей линии тепловой сети можно снизить при установке аккумуляторов горячей воды, однако это усложняет и удорожает оборудование абонентских вводов. В связи с этим, в жилых зданиях аккумуляторы горячей воды обычно не устанавливают. Расчетный расход сетевой воды заметно снижается при присоединении отопительных установок и установок горячего водоснабжения по принципу связанного регулирования (схема 16). Связанное регулирование сокращает расчетные расходы сетевой воды в 1,5 раза и соответственно сокращает расходы на сооружение тепловых сетей. При схеме связанного регулирования расход воды в подающей линии абонентского ввода поддерживается на постоянном уровне, обеспечивающем суммарный расход сетевой воды на отопление и горячее водоснабжение. В период большого потребления горячей воды снижается расход сетевой воды на отопление и, наоборот, в часы снижения потребления горячей воды увеличивается расход сетевой воды на отопление. При увеличении расхода сетевой воды на отопление часть теплоты аккумулируется конструкциями здания, создавая запас теплоты на период снижения подачи сетевой воды на отопление. Для исключения гидравлической разрегулировки отопительной системы в момент минимальных подач воды на отопление в перемычке между подающей и обратной линиями отопительной установки размещен циркуляционный насос, который обеспечивает циркуляцию воды по замкнутому контуру отопительной установки при минимальных подачах в нее сетевой воды. Независимое присоединение отопительной установки (схема 17), по сравнению с зависимым присоединением (схемы 15 и16), позволяет улучшить качество воды, поступающей в систему горячего водоснабжения, т.к. сетевая вода не проходит местную отопительную систему, где возрастает вероятность ухудшения качества воды (появление специфического привкуса воды, запаха, снижение прозрачности и т.д.). При этом повышается надежность работы отопительной установки благодаря автономной циркуляции в ней теплоносителя. РО – регулятор отопления, предназначенный для регулирования подачи сетевой воды в подогреватель отопления в зависимости от температуры воздуха в отапливаемых помещениях. На схемах 18 – 21 показано совместное присоединение установок отопле- ния и горячего водоснабжения к закрытой системе теплоснабжения. При параллельном присоединении установок отопления и горячего водоснабжения (схема 18) сетевая вода используется недостаточно рационально, т.к. не предусматривается возможность утилизации обратной сетевой воды отопительной установки (с температурой 4070 О С) для предварительного подогрева водопроводной воды при подготовке горячей воды. Этот недостаток исключает схема смешанного (параллельнопоследовательного) присоединения установок отопления и горячего водоснабжения, предусматривающая двухступенчатую подготовку горячей воды (схема 19). ПГВН и ПГВВ – подогреватели горячей воды нижней и верхней ступени. Схема 19 по сравнению со схемой 18 позволяет снизить расчетный расход сетевой воды благодаря частичному удовлетворению нагрузки горячего водоснабжения за счет теплоты сетевой воды, возвращаемой из отопительной установки. На схеме 20 показано смешанное присоединение установок отопления и горячего водоснабжения с двухступенчатой подготовкой горячей воды и связанным регулированием нагрузок. По схеме 20 с помощью регулятора расхода, установленного на абонентском вводе, поддерживается постоянный расход сетевой воды на удовлетворение суммарной тепловой нагрузки отопления и горячего водоснабжения. В качестве аккумулятора теплоты используется строительная конструкция отапливаемого здания. В период повышенной нагрузки горячего водоснабжения уменьшается отдача теплоты через систему отопления. Недостаток теплоты компенсируется в период малых нагрузок горячего водоснабжения, причем в период максимальной подачи теплоты через систему отопления часть теплоты аккумулируется в конструкциях здания. По схеме (21) отопительная установка гидравлически изолирована от тепловой сети, что повышает надежность установки при резких колебаниях давления в сети, которое может превысить допустимое давление по условию прочности местной отопительной установки. Гидравлическая изоляция местной отопительной установки целесообразна также при обслуживании высотных зданий и зданий, размещенных на возвышенных участках рельефа местности. 2.1.4 Центральные тепловые подстанции Центральные (групповые) тепловые подстанции (ЦТП и ГТП) предназначены для присоединения к тепловой сети группы жилых, общественных или производственных зданий. Обычно ЦТП включают следующее оборудование: • групповую смесительную установку сетевой воды (при зависимой схеме присоединения отопительных установок); • блок подогревателей отопления (при независимой схеме присоединения отопительных установок); • блок подогревателей горячего водоснабжения; • подкачивающие насосы водопроводной воды, а при необходимости и подкачивающие насосы сетевой воды. ЦТП целесообразно применять на крупных промышленных предприятиях и во вновь застраиваемых жилых районах. На рисунке 2.1 показано ЦТП и присоединение к ней зданий с зависимым подключением отопительных установок. Рисунок 2.1 – Принципиальная схема ЦТП и присоединение группы зданий с зависимым подключением отопительных установок Обозначения к рисунку 2.1: 1 – подающая линия тепловой сети; 2 – обратная линия тепловой сети; 3 – водопровод; 4 – подогреватель горячего водоснабжения нижней ступени; 5 – подогреватель горячего водоснабжения верхней ступени; 6 – циркуляционный насос горячего водоснабжения; 7 – смесительный насос отопления (предназначен для предварительного снижения температуры сетевой воды, подаваемой в отопительные установки, путем подмешивания воды из обратной линии); 8 – регулятор температуры горячей воды; 9 – регулятор отопления; 10 – устройство, моделирующее тепловой режим отапливаемых зданий; 11 и 12 – подающая и обратная линии местных систем отопления; 13 и 14 – подающая и обратная линии местных систем горячего водоснабжения. На рисунке 2.2 показана ЦТП для зданий с независимым подключением отопительных установок. Рисунок 2.2 – Принципиальная схема ЦТП для зданий с независимым подключением отопительных установок Обозначения к рисунку 2.2: ПО – подогреватель отопления; ЦНО – циркуляционный насос системы отопления; остальные обозначения те же, что и на рис. 2.1(позиция 7 отсутствует). ЦТП имеет ряд преимуществ по сравнению с индивидуальным подключением абонентов: • вследствие укрупнения теплоподготовительных установок уменьшаются капитальные затраты при сооружении и снижаются потери теплоты при эксплуатации; • упрощается обслуживание и уменьшается количество обслуживающего персонала; • повышается комфорт в обслуживаемых зданиях вследствие выноса из зданий насосных установок, являющихся источником шума. Вместе с этим при использовании ЦТП возрастают капитальные затраты на сооружение распределительной сети, т.к. вместо двухтрубной сети, появляется четырехтрубная сеть. Целесообразность сооружения ЦТП следует устанавливать в соответствии с конкретными условиями на основе техникоэкономических расчетов. 2.2 Присоединение потребителей в паровых системах теплоснабжения Паровые системы теплоснабжения разделяют на 2 группы: с возвратом конденсата использованного у потребителя пара и без возврата конденсата. Системы без возврата конденсата требуют значительно меньших капитальных затрат, т.к. отсутствует конденсатопровод и возможно применение теплообменников смешивающего типа, которые обходятся дешевле поверхностных теплообменников. Возможность невозврата конденсата определяется следующими критериями: • небольшое солесодержание в исходной сырой воде (до 200 мг/л); • сравнительно невысокие параметры пара, получаемого в котлах источников теплоты (для ТЭЦ до 4 МПа, для котельных до 1,2 -1,4 МПа); • полное использование конденсата у потребителей. По числу линий тепловой сети паровые системы разделяются на: однотрубные (без возврата конденсата), двухтрубные, трех- и многотрубные. Наиболее распространенными являются двухтрубные системы, включающие подающий паропровод и конденсатопровод. Трех- и многотрубные системы сооружаются при необходимости подачи потребителю пара различных давлений. По принципу присоединения потребителей схемы присоединения разделяют на: зависимые и независимые. В зависимых схемах присоединения пар непосредственно поступает из подающего паропровода в теплопотребляющие установки. При независимых схемах присоединения пар поступает в промежуточные теплообменники, где нагревает теплоноситель вторичного контура (обычно воду),который поступает в теплопотребляющие установки. 2.2.1 Присоединение отопительных установок На схеме 1 показано зависимое присоединение отопительной установки, а на схеме 2 – независимое. ПП – подающий паропровод; КП – конденсатопровод; КО – конденсатоотводчик, предназначенный для удаления конденсата и изоляции паровой части установки от конденсатной; КС – конденсатосборник; КН – конденсатный насос; ОК – обратный клапан. Выбор схемы присоединения отопительной установки к паровой сети, т.е. присоединение по зависимой или независимой схемам, определяется параметрами пара в подающем паропроводе и возможностью подачи такого пара непосредственно в отопительные приборы. По надежности эксплуатации и комфорту потребителей отдают предпочтение независимой схеме присоединения отопительных приборов. 2.2.2 Присоединение установок горячего водоснабжения На схеме 3 показано зависимое присоединение установок горячего водоснабжения в системе без возврата конденсата, а на схеме 4 – независимое присоединение. ПСП – пароструйный подогреватель, обеспечивающий инжекцию водопроводной воды паром и предварительный ее подогрев путем конденсации пара и смешивания конденсата с водопроводной водой; БП – бак-подогреватель, предназначенный для накопления горячей воды и дополнительного ее нагрева путем подачи пара вовнутрь бака через перфорированные трубы или пароструйный аппарат; По схеме 3 водопроводная вода подсасывается в пароструйный подогреватель и вместе с конденсатом греющего пара поступает в бакподогреватель, где происходит дополнительный подогрев воды. В бакподогреватель пар поступает непосредственно из паропровода. Расход пара определяется регулятором температуры в баке. ПГВ – подогреватель горячей воды (пароводяной теплообменник). Присоединение по схеме 4 осуществляется через пароводяной подогреватель горячей воды, что представляется более надежной и безопасной схемой горячего водоснабжения по сравнению с предыдущей. 2.2.3 Совместное присоединение установок отопления и горячего водоснабжения Для паровых систем с возвратом конденсата схема совместного присоединения установок отопления и горячего водоснабжения представляет комби- нации схем 1, 2 и 4. Для паровой системы без возврата конденсата совместное присоединение установок предполагает использование конденсата после отопительных установок в качестве горячей воды (схема 5). По схеме 5 конденсат из отопительных приборов через конденсатоотводчик поступает в аккумулятор горячей воды АГВ, а затем в водоразборные краны. При низких давлениях пара, не позволяющих подталкивать конденсат в аккумулятор, конденсат стекает самотеком в конденсатосборник, установленный в нижней части здания, а затем подается в АГВ конденсатным насосом. 2.2.4 Присоединение технологических потребителей Схема присоединения технологических потребителей зависит от соответствия давления пара в паровой сети давлению пара, необходимого для технологического потребителя. Возможны три варианта (схемы 6-8). При соответствии давлений технологический агрегат ТА непосредственно подключается к паровой сети (схема 6). При давлении в паропроводе выше давления, необходимого потребителю, присоединение осуществляется через РОУ (схема 7). При давлении пара в паровой сети ниже давления, необходимого технологическому потребителю, давление повышается, например, струйным компрессором, работающим от паропровода высокого давления (схема 8). СК – струйный компрессор; ПВД – паропровод высокого давления. 3 ВЫБОР И РЕГУЛИРОВАНИЕ СИСТЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ 3.1 Выбор системы теплоснабжения Принятие технических решений при проектировании систем теплоснабжения определяется: характеристикой располагаемого источника теплоты, доминирующим видом тепловой нагрузки, особенностями района теплоснабжения (промышленный или жилой), рельефом местности и другими факторами. Выбор или разработка технических решений требуют техникоэкономических сравнений вариантов. 3.1.1 Выбор теплоносителя Альтернативными вариантами являются пар или нагретая вода. Основные преимущества воды как теплоносителя по сравнению с паром: • возможность ступенчатого подогрева сетевой воды с применением для подогрева низкопотенциального пара, что повышает тепловую экономичность подготовки теплоносителя; • сохранение конденсата пара, греющего сетевую воду, в ТЭЦ и котельных; • возможность регулирования подачи теплоты в систему теплоснабжения с ТЭЦ или котельной путем изменения температуры сетевой воды или ее расхода; • возможность транспортировки сетевой воды на большие расстояния; • простота присоединения потребителей к водяной тепловой сети; • сравнительно низкие температуры воды и соответственно низкие температуры нагревательных приборов, что делает систему более комфортной и безопасной; • большая теплоаккумулирующая способность водяных систем теплоснабжения; • большой срок службы водяных систем теплоснабжения. Основные недостатки воды как теплоносителя: • большой расход электроэнергии на транспортировку воды в тепловой сети; • большая чувствительность к утечкам водяных систем теплоснабжения по сравнению с паровыми; • жесткая гидравлическая связь между элементами системы вследствие большой плотности воды. Основными преимуществами пара по сравнению с водой: • менее высокая первоначальная стоимость паровых систем теплоснабжения по сравнению с водяными вследствие меньших диаметров трубопроводов и более компактных теплообменников при одинаковой тепловой мощности; • широкий диапазон применения пара, например, возможность применения пара как для тепловых потребителей, так и для силовых потребителей (привода турбин, насосов, воздуходувок и прочее); • способность пара самораспределяться в системе, что исключает расходы энергии на транспортировку пара; • быстрый прогрев и быстрое охлаждение систем парового отопления, что важно для помещений с периодическим обогревом. Основные недостатки пара как теплоносителя: • повышенные теплопотери при транспортировке вследствие более высокой температуры пара по сравнению с водой; • меньший срок службы паровых систем теплоснабжения по сравнению с водяными вследствие интенсивной коррозии конденсатопроводов; Применение пара для коммунально-бытовых потребителей весьма ограничено, например, паровое отопление применяется только в тех помещениях, где не предусмотрено долговременное пребывание людей, поэтому в жилых зданиях паровые системы теплоснабжения практически не применяются. 3.1.2 Сравнение открытых и закрытых систем теплоснабжения Преимущества открытых систем теплоснабжения: • возможность применения однотрубной системы теплоснабжения, что снижает капитальные и эксплуатационные затраты; • возможность использования для горячего водоснабжения низкопотенциального отработавшего теплоносителя (воды из обратной линии тепловой сети); • упрощение и удешевление местных и центральных тепловых подстанций за счет отсутствия подогревателей горячей воды; • повышение долговечности местных установок горячего водоснабжения вследствие применения в качестве горячей воды химобработанной воды (обессоленной и деаэрированной сетевой воды, снижающей образование накипи и интенсивность коррозии в местных системах по сравнению с водопроводной водой). Недостатки открытых систем теплоснабжения: • усложнение и удорожание водоподготовки вследствие отсутствия возврата сетевой воды в ТЭЦ или в котельные; • усложнение эксплуатации систем теплоснабжения из-за нестабильности гидравлического режима, связанной с переменностью расхода сетевой воды в обратной линии тепловой сети; • усложнение контроля за герметичностью системы; • нестабильность качества воды, поступающей на горячее водоснабжение в местные системы (по запаху, вкусу и другим параметрам); • усложнение мероприятий и увеличение объема санитарного контроля за качеством воды в системе горячего водоснабжения. Преимущества закрытых систем теплоснабжения: • изолированность водопроводной воды, поступающей в установки горячего водоснабжения, от воды, циркулирующей в тепловой сети, что стабилизирует качество горячей воды и упрощает санитарный контроль за системой; • упрощение контроля за герметичностью тепловой сети, который осуществляется по изменению давления в тепловой сети или по величине подпитки сетевой воды; • минимальные расходы на подготовку сетевой воды. Недостатки закрытых систем теплоснабжения: • усложнение оборудования местных систем горячего водоснабжения из-за установки водоводяных подогревателей горячей воды; • выделение накипи в подогревателях горячей воды и в трубопроводах местной системы, вследствие использования для подготовки воды обычной водопроводной воды, т.е. без предварительного умягчения; • коррозия местных установок горячего водоснабжения из-за применения для подготовки горячей воды недеаэрированной водопроводной воды. 3.1.3 Сравнение зависимых и независимых схем подключения потребителей Преимущества зависимой схемы присоединения: • упрощение оборудования и снижение капитальных затрат, связанных с присоединением потребителей к тепловой сети, вследствие отсутствия промежуточного теплообменника для нагрева теплоносителя вторичного контура; • более высокий перепад температур (по сравнению с независимой схемой) между теплоносителем и теплопотребляющей средой, например, воздухом в отапливаемом помещении, что уменьшает расходы теплоносителя, диаметры трубопроводов тепловой сети и расход электроэнергии на транспортировку теплоносителя. Основным недостатком зависимой схемы присоединения является жесткая гидравлическая связь тепловой сети и теплопотребляющих приборов, имеющих, как правило, ограниченную механическую прочность. По условиям надежности работы независимая схема присоединения является более предпочтительной, причем, когда давление в тепловой сети в статических условиях превышает допустимый уровень давления в абонентских установках, применение независимой схемы присоединения обязательно. 3.2 Регулирование системы теплоснабжения 3.2.1 Способы регулирования и их классификация Задача регулирования заключается в сохранении соответствия между количеством теплоты, подаваемой потребителю, и количеством теплоты, необходимой потребителю, что обеспечивает высокую энергетическую и экономическую эффективность подготовки, транспорта и использования теплоносителя. В зависимости от места регулирования различают: 1. Центральное регулирование, которое осуществляется на ТЭЦ или в котельных, т. е. непосредственно при подготовке теплоносителя. 2. Местное регулирование, которое осуществляется на центральных или местных тепловых подстанциях. 3. Индивидуальное регулирование, которое осуществляют на теплопотребляющих приборах и установках. 4. Комбинированное регулирование, которое представляет собой рациональное сочетание всех вышеперечисленных вариантов регулирования. Сущность способов регулирования заключается в изменении тех или иных характеристик системы теплоснабжения. Рассмотрим возможности регулирования на местной системе отопления, основные характеристики которой связаны уравнением теплового баланса и теплопередачи, выражающими тепловую нагрузку отопления Q: где Q М с св 1 2 n , (3.1) Q k пр Fпр 1 2 t в р n , 2 (3.2) Мс – массовый расход сетевой воды через отопительный прибор; св – теплоемкость воды; 1 , 2 – температуры сетевой воды в подающей и обратной линиях тепловой сети; k пр - коэффициент теплопередачи отопительного прибора; Fпр – теплопередающая поверхность отопительного прибора; tвр – расчетная температура воздуха внутри отапливаемого помещения; n – продолжительность работы отопительного прибора или длительность подачи сетевой воды. Из уравнения (3.1) выражение для значения 2 принимает вид: 2 1 Q . М сСв n (3.3) После подстановки выражения (3.3) в уравнение (3.2): Q 1 1 М С n с в Q k пр Fпр t вр n , 2 (3.4) и последующего преобразования: QQ k пр Fпр 2М с С в k пр Fпр 1 n k пр Fпр t вр n, k пр Fпр Q1 2М с С в k пр Fпр n 1 t вр получена формула, связывающая основные параметры местной отопительной установки: Q 1 t вр 1 1 k пр Fпр 2М с С в n. (3.5) В соответствии с формулой (3.5) тепловую нагрузку можно регулировать путем изменения пяти параметров: - температуры теплоносителя в подающей линии тепловой сети (1); - расхода теплоносителя (Мс); - продолжительности подачи теплоносителя (n); - коэффициента теплопередачи теплопотребляющего прибора (kпр.); - площади теплопередающей поверхности отопительного прибора(Fпр). Из указанных пяти параметров практическую возможность центрального регулирования, которое является наиболее предпочтительным, т. к. обеспечивает возможность рационального использования топлива, следует выделить следующие методы регулирования: 1) качественный, заключающийся в изменении температуры теплоносителя при сохранении постоянными его расхода и продолжительности подачи тепло- носителя; 2) количественный, заключающийся в изменении расхода теплоносителя при постоянной его температуре и продолжительности подачи; 3) качественно-количественный, заключающийся в совместном изменении температуры и расхода теплоносителя; 4) прерывистое регулирование или регулирование «пропусками», т. е. регулирование путем периодического прекращения подачи теплоносителя потребителям. 3.2.2 Выбор способа регулирования Выбор способа регулирования заключается в определении предпочтительного варианта регулирования по месту регулирования (центральное, местное или индивидуальное), и по изменяемому параметру (качественное, количественное, качественно-количественное или прерывистое). В практике теплоснабжения сложилась определенная концепция, которая заключается в следующем. Центральным регулированием производится общая (грубая) регулировка отпуска теплоты с ТЭЦ или котельных. В полной мере центральное регулирование удовлетворяет потребителей только при однородной тепловой нагрузке. При разнородной тепловой нагрузке центральное регулирование следует сочетать с корректировкой местного и индивидуального регулирования. При этом регулирование в отдельных пунктах системы теплоснабжения взаимно дополняют друг друга и последовательно уточняют регулировку подачи теплоты с учетом разнообразных факторов, влияющих на теплопотребление. В большинстве случаев регулирующая система ограничивается двумя ступенями регулирования: центральным и местным. Центральное регулирование отпуска теплоты ориентируется на основную тепловую нагрузку, которой обычно является отопительная нагрузка. Возможно также центральное регулирование по двум основным тепловым нагрузкам, например, по отоплению и горячему водоснабжению, при заданном соотношении между расчетными значениями этих нагрузок. Все виды регулирования по месту (центральное, местное и индивидуаль- ное) осуществляются любым из вышеперечисленных методов регулирования, т.е. качественным, количественным, качественно-количественным или прерывистым. Качественное регулирование вследствие постоянства расходов теплоносителя обеспечивает стабильность гидравлического режима системы теплоснабжения, что является основным преимуществом этого способа. Качественное регулирование легко осуществляемо при центральном регулировании и способствует упрощению местной и индивидуальной регулировки, т.к. сохраняет постоянным расход сетевой воды через местные установки теплоснабжения. Качественное регулирование является наиболее распространенным методом центрального регулирования. По сравнению с количественным регулированием, качественное регулирование требует заметно большего расхода электроэнергии на транспортировку теплоносителя, что является недостатком этого метода. Количественное регулирование имеет ограниченное применение при центральном регулировании вследствие нестабильности гидравлического режима тепловых сетей, связанной с изменением расхода теплоносителя. При большом диапазоне качественного регулирования наблюдается разрегулировка системы, т.е. непропорциональность расхода теплоносителя у различных потребителей, подключенных к тепловой сети. Количественное регулирование широко применяют для индивидуального регулирования, позволяющего корректировать тепловую работу теплопотребляющих приборов местных систем теплоснабжения. Вместе с этим, расход электроэнергии на привод циркуляционных насосов при количественном регулировании значительно меньше, чем при качественном регулировании. Качественно-количественное регулирование также позволяет снизить по сравнению с качественным регулированием расход электроэнергии на циркуляцию теплоносителя. Качественно-количественное регулирование целесообразно использовать при наличии нагрузок отопления и горячего водоснабжения путем изменения расхода сетевой воды при уменьшении отопительной нагрузки, что исключает понижение температуры в подающей линии тепловой сети ниже уровня, необходимого для горячего водоснабжения. Прерывистое регулирование целесообразно применять в теплое время отопительного периода, когда из-за низких температур сетевой воды, недостаточных для горячего водоснабжения, приходится отказываться от качественного регулирования. Увязка графиков подачи и использования теплоты при регулировании пропусками осуществляется с помощью различных теплоаккумулирующих емкостей. Прерывистое регулирование вызывает значительные колебания температур в зданиях, не обладающих большой теплоаккумулирующей способностью. В существенно неодинаковых условиях при прерывистом регулировании находятся потребители теплоты, расположенные вблизи от места регулирования и удаленные от места регулирования (т.е. места размещения циркуляционных насосов). Основными методами регулирования отпуска теплоты при паровом теплоносителе является прерывистое регулирование и качественное регулирование путем дросселирования пара, что уменьшает температуру его конденсации и этим снижает температурный уровень в теплопотребляющих приборах. Регулирование пропусками и дросселированием применяется в паровых системах теплоснабжения в качестве местного варианта регулирования. При регулировании дросселированием ограничен нижний придел регулирования температуры 100 ОС, т.к. давление пара нежелательно снижать до значения менее 0,1 МПа. Для получения менее высоких температур следует переходить на работу с вакуумом, что не всегда представляется возможным. МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Дальневосточный федеральный университет» (ДВФУ) ФИЛИАЛ ДВФУ В Г. ПЕТРОПАВЛОВСК-КАМЧАТСКИЙ МАТЕРИАЛЫ К КУРСОВОМУ ПРОЕКТИРОВАНИЮ по дисциплине «Источники и системы теплоснабжения» <140104.65> - «<ПРОМЫШЛЕННАЯ ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКА» 1. ЦЕЛЬ РАБОТЫ Целью методических указаний является изложение требований к проекту и рекомендации по её выполнению с использованием технической литературы. теоретический Выполнение курсового материал, получаемый проекта на позволит лекциях и в закрепить результате самостоятельной проработки части курса, применить его к решению практических задач. 2. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О КУРСОВОЙ РАБОТЕ 2.1. Исходные данные Курсовой проект по теплоснабжению промышленного района выполняется в соответствии с заданием, составленным и подписанным руководителем. К заданию прилагается схема системы теплоснабжения района. В работе предусматривается двухтрубная водяная система теплоснабжения, источником теплоты является котельная. В задании на курсовую работу приведены следующие исходные данные: объем расположения, теплоснабжения либо площадь отапливаемой температурный режим (открытая, закрытая), отпуска территории, теплоты, способы район система регулирования (качественный, количественный), тип прокладки тепловых сетей (канальная, бесканальная) паропроводов, конденсатопроводов. Остальные исходные данные, необходимые для решения отдельных частных вопросов курсовой работы, студент принимает сам по нормативной или справочной литературе, руководствуясь основными исходными данными. 2.2. Содержание курсовой работы В курсовой работе разрабатывается в сокращённом объёме водяная система централизованного теплоснабжения промышленного предприятия. В курсовой работе решаются следующие основные вопросы: - построение графиков изменения подачи теплоты каждому объекту в диапазоне изменения температур наружного воздуха; - проведение расчета и представление температурного графика регулирования тепловой нагрузки; - построение графиков расходов сетевой воды по объектам и в сумме; - проведение гидравлического расчета тепловых сетей, выбор гидравлического режима эксплуатации, построение пьезометрического графика тепловой сети; - выполнение теплового расчета тепловых сетей, исходя из удельных допустимых норм потерь теплоты при транспортировке теплоносителей, расчет толщины изоляционного покрытия; - определение расхода пара на технологические нужды предприятия, расчет изменения температуры и давления пара по длине паропровода, расчет конденсатопровода; - расчет тепловой схемы источника теплоснабжения, выбор основного сетевого оборудования - определение расчётных часовых и годовых расходов теплоты на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение и суммарного; - расчёт и построение графиков расходов теплоты в зависимости от температуры наружного воздуха и по продолжительности; - разработка принципиальной схемы подключения потребителей теплоты к тепловым сетям; - расчёт и построение графиков регулирования отпуска теплоты на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение и суммарного; - выбор элементов конструкции прокладки тепловых сетей, не заданных в основных исходных данных; - выполнение расчётной схемы для гидравлического расчёта тепловых сетей; - гидравлический расчёт тепловых сетей по экономически наивыгоднейшим удельным линейным потерям давления; - построение пьезометрического графика тепловых сетей проработкой экстремальных режимов; - подбор основного сетевого оборудования источника теплоты; - выполнение монтажной схемы участка тепловой сети; с - расчёт заданного участка трубопровода тепловой сети на компенсацию температурных удлинений; - определение нагрузок на одну разгруженную и одну неразгруженную неподвижные опоры тепловой сети; - определение экономически наивыгоднейшей толщины тепловой изоляции трубопроводов в тепловой сети; - построение продольного профиля участка тепловой сети; - графическая разработка узлов камеры тепловой сети; - вычерчивание деталей и элементов конструкции тепловой сети. 2.3. Состав и объём курсовой работы Курсовой проект состоит из расчётно-пояснительной записки объёмом 20 – 30 страниц и 1 – 2 листов чертежей. Расчётно-пояснительная записка должна содержать следующие разделы: исходные данные; описание системы теплоснабжения; определение тепловых нагрузок; регулирование отпуска теплоты; определение расчётных расходов теплоносителя в тепловых сетях; разработка монтажной схемы и выбор строительных конструкций тепловых сетей; гидравлический расчёт водяных тепловых сетей; разработка графиков давления и выбор схем присоединение абонентов к тепловым сетям; построение продольного профиля тепловых сетей; подбор основного оборудования теплоподготовительной установки источника теплоты; механический расчёт теплопроводов; тепловой расчёт изоляционной конструкции; определение падения температуры теплоносителя по длине теплопровода; подбор оборудования теплового пункта, схемы автоматики; экономия тепловой энергии и охрана окружающей среды. Все расчёты в записки должны сопровождаться соответствующими пояснениями, ссылками на источники и производится в единицах СИ, согласно СН 528-80. В конце расчётно-пояснительной записки приводится список использованной литературы и оглавление. В расчётно-пояснительной записке приводятся следующие графики и схемы: - график расхода теплоты в зависимости от температуры наружного воздуха и по продолжительности; - принципиальная схема подключение потребителей теплоты к тепловой сети; - графики регулирования тепловых нагрузок отопления, вентиляции, горячего водоснабжения и суммарной; - расчётная схема к гидравлическому расчёту тепловой сети; - пьезометрический график тепловой сети; - расчётная схема к тепловому расчёту тепловой сети; - расчётная схема к расчёту трубопровода тепловой сети на самокомпенсацию температурных удлинений; - расчётная схема к расчёту нагрузок на неподвижные опоры трубопроводов тепловой сети; На чертежах курсового проекта должны быть представлены; - генеральные план промплощадки с нанесёнными горизонталями, трассой тепловой сети и источником теплоты; - монтажная схема тепловой сети; - продольный профиль тепловой сети; - план и разрезы узловой камеры тепловой сети; - поперечное сечение конструкции прокладки тепловой сети; - детали и элементы конструкции тепловой сети; 2.4. Требования к оформлению курсовой работы Текст расчётно-пояснительной записки курсового проекта должен быть аккуратно оформлен на писчей бумаге формата 297 210 мм с оставлением полей верхнее и нижнее – 20 мм , левое – 30 мм , правое 10мм . В расчётно-пояснительной записке приводятся все расчёты и формулы с объяснением входящих в них величин. У всех размерных величин указываются единицы измерения. Все таблицы в расчётно-пояснительной записки должны иметь порядковые номера и названия. Все схемы и графики должны иметь порядковые номера и названия. Нумерация их ведётся отдельно от таблиц. Чертежи проекта выполняются в соответствии с требованиями стандартов единой конструкторской документации на чертёжной бумаге. Для выполнения чертежей рекомендуется следующие масштабы: - генеральный план объектов – М 1:1000; - монтажная схема тепловых сетей – без масштаба; - продольный профиль тепловой сети: горизонтальный – М 1:1000; вертикальный – М 1:100; - узловая камера тепловой сети – М 1:20, 1:25, 1:50 (в зависимости от размеров камеры); - поперечное сечение конструкции прокладки тепловой сети – М 1:20, 1:25 (в зависимости от диаметров трубопроводов); - детали и элементы конструкции тепловой сети – М 1:5, 1:10, 1:20 (в зависимости от размеров детали и элементов). Расчётно-пояснительная записка и чертежи подписываются студентомисполнителем с указанием даты завершения проекта. Проекты, оформления которых не отвечает изложенным в настоящем разделе требованиям, рассмотрению не принимаются. СОДЕРЖАНИЕ: 1. Определение тепловых потоков на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. 2. Регулирование отпуска теплоты на отопление. 3. Регулирование отпуска теплоты на вентиляцию. 4. Определение расходов сетевой воды. 5. Гидравлический и тепловой расчет тепловых сетей. 6. Гидравлические режимы водяных тепловых сетей 7. Подбор сетевых и подпиточных насосов 8. Расчет толщины тепловой изоляции 9. Расчет и подбор компенсаторов 10. Расчет усилий на опоры 11. Подбор основного и вспомогательного оборудования Пример выполнения курсовой работы Приложения. 1. Определение тепловых потоков на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. Максимальные тепловые потоки на отопление Qomax, вентиляцию Qvmax и горячее водоснабжение Qhmax жилых, общественных и производственных зданий следует принимать при проектировании тепловых сетей по соответствующим проектам. Тепловые потоки при отсутствии проектов отопления, вентиляции и горячего водоснабжения определяются: Максимальный тепловой поток на отопление для жилых и общественных зданий: Qo max q 0 A 1 K 1 , Вт (1) для любых зданий при известных наружных объемах: Qo max q oт V зд (t в t нрo ) (2) Максимальный тепловой поток на вентиляцию для жилых и общественных зданий: Qvобщ q 0 K 1 K 2 A , Вт (3) для любых зданий при известных наружных объемах: Qv max q в V зд (t в t нрv ), Вт (4) Средний тепловой поток на горячее водоснабжение для жилых и общественных зданий: Qhm 1,2 m (a b) (t гв t с ) , Вт 24 3,6 (5) для любых зданий при известных тепловых потоках на горячее водоснабжение на 1 человека: Q hm q h m , Вт (6) Максимальный тепловой поток на горячее водоснабжение Q h max 2, 4 q h m , Вт где q0 , Вт м2 , qот , Вт м3 (7) - удельный показатель теплового потока на отопление (определяется по приложению №4, №6 и №8 в зависимости от типа отапливаемого здания); q h , Вт м2 - удельный показатель теплового потока на горячее водоснабжение (определяется по приложению №5); - поправочный коэффициент к величине qот (определяется по приложению №9) а- норма расхода воды на горячее водоснабжение при температуре t гв , на одного человека в сутки, л (при t гв 55 0 С а 85л ); в- норма расхода воды на горячее водоснабжение, потребляемой в общественных зданиях (при температуре t гв 55 0 С b 25 л сут на 1 человека); t гв - температура горячей воды в системе горячего водоснабжения; tc- температура холодной (водопроводной) воды в отопительный период (при отсутствии данных принимается равной 5 оС); K 1 - коэффициент, учитывающий тепловой поток на отопление общественных зданий; при отсутствии данных K 1 следует принимать равным 0.25; K 2 - коэффициент, учитывающий тепловой поток на вентиляцию общественных зданий; при отсутствии данных K 2 следует принимать равным: для общественных зданий, построенных до 1985 г.- 0.4, после 1985 г. - 0.6; A -общая площадь отапливаемых помещений в жилом квартале, м 2 , рассчитываемая по формуле: A = f общ m , (8) здесь m - количество жителей в квартале, рассчитываемое, как m P Fкв , здесь Fкв - площадь рассчитываемого квартала, га , Р - плотность населения в рассчитываемом квартале, чел га ; f общ - общая площадь жилого здания, отводимая на одного человека, м 2 . Суммарный тепловой поток по кварталам Q, определяем суммированием расчётных тепловых потоков на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение: Q Q o max Q v max Q hm (9) Среднечасовой тепловой поток за отопительный период на отопление: t t Qoom Qo max в н , Вт t t в нрo (10) на вентиляцию: t t Qvom Qv max в н , Вт t t в нрv (11) на горячее водоснабжение жилого района в неотопительный период: s hm Q 55 t cs Qhm 55 t c , Вт (12) где t в - средняя температура внутреннего воздуха отапливаемых зданий (определяется по приложению №6); tн - средняя температура наружного воздуха за период со среднесуточной температурой воздуха 8 оС и менее (отопительный период), 0 С; t нро , - расчетная температура наружного воздуха для отопления, 0 С ; t нрv , - расчетная температура наружного воздуха для вентиляции, 0 С ; tc- температура холодной (водопроводной) воды в отопительный период (при отсутствии данных принимается равной 5 оС); tsc - температура холодной (водопроводной) воды в неотопительный период (при отсутствии данных принимается равной 15 оС); - коэффициент, учитывающий изменение среднего расхода воды на горячее водоснабжение в неотопительный период (см. приложение №7). Величины tн , t нро , t нрv являются климатическими данными для города, в котором располагается рассчитываемая котельная (определяются по приложению №1). Для построения часовых графиков расходов теплоты на отопление и вентиляцию достаточно использовать два значения тепловых потоков: максимальные Qomax и Qvmax воздуха tн= +8 о С. , определенные при температуре наружного Среднечасовой расход на горячее водоснабжение рассчитывается для двух случаев – для отопительного и неотопительного периодов. График среднечасового расхода теплоты на горячее водоснабжение не зависит от температуры наружного воздуха, и будет представлять собой прямую, параллельную оси абсцисс с ординатой Qhm для s отопительного периода и с ординатой Qhm для неотопительного периода. Суммируя ординаты часовых графиков по отдельным видам теплопотребления, строят суммарный часовой график расходов теплоты Q, который используют также для построения годового графика по продолжительности тепловой нагрузки. Для построения этого графика необходимо иметь данные по продолжительности стояния температур наружного воздуха, принимаемые для конкретного города по приложению №2 и просуммированные с нарастающим итогом. Для построения годового графика по месяцам, (см. пример решения), используя среднемесячные температуры наружного воздуха из приложения №3, определяют по формулам (10) и (11) тепловые потоки на отопление и вентиляцию для каждого месяца отопительного периода. Суммарный тепловой поток для каждого месяца отопительного периода определяется как сумма тепловых потоков на отопление, вентиляцию и среднечасового теплового потока для данного периода на горячее водоснабжение. Для неотопительного периода (при t н 8 0С ), суммарный тепловой поток будет равен среднечасовому тепловому потоку на горячее водоснабжение в данный период, Q shm. 2. Регулирование отпуска теплоты на отопление. Центральное качественное регулирование по нагрузке отопления целесообразно в случае, если тепловая нагрузка на жилищно-коммунальные нужды составляет менее 65 % от суммарной нагрузки района и при отношении Q hm 0,15 . Qomax При таком способе регулирования, для зависимых схем присоединения элеваторных систем отопления температуру воды в подающей 01 и обратной 02 магистралях, а так же после элеватора 03 в течение отопительного периода определяют по следующим выражениям: 0 ,8 01 t t t в t в н t t в нро 0 ,8 02 t t t в t в н t t в нро 0 ,8 03 t t t в t в н t t в нро t t ( 0,5) в н , 0 С t t в нро (13) t t 0,5 в н , 0 С t t в нро (14) t t 0,5 в н , 0 С t t в нро (15) где t - расчетный температурный напор нагревательного прибора, 0С, определяемый по формуле: t 3 2 2 tв , (16) здесь 3 и 2 - расчетные температуры воды соответственно после элеватора и в обратной магистрали тепловой сети определенные при t нро (для жилых районов, как правило, 3= 95 0С; 2= 70 0С); - расчетный перепад температур сетевой воды в тепловой сети = 1 - 2 (17) - расчетный перепад температур сетевой воды в местной системе отопления, 3 2 (18) Задаваясь различными значениями температур наружного воздуха tн (обычно tн= +8; 0; -10; tнрv; tнро) определяют 01; 02; 03 и строят отопительный график температур воды. Для удовлетворения нагрузки горячего водоснабжения температура воды в подающей магистрали 01 не может быть ниже 70 0С в закрытых системах теплоснабжения. Для этого отопительный график спрямляется на уровне указанных температур и становится отопительно-бытовым (см. пример решения). Температура наружного воздуха, соответствующая точке излома графиков температур воды tн ', делит отопительный период на диапазоны с различными режимами регулирования: 0 в диапазоне I с интервалом температур наружного воздуха от +8 С до tн' осуществляется групповое или местное регулирование, задачей которого является недопущение "перегрева" систем отопления и бесполезных потерь теплоты; в диапазонах II и III с интервалом температур наружного воздуха от tн' до tнро осуществляется центральное качественное регулирование. Регулирование по совмещенной нагрузке отопления и горячего водоснабжения целесообразно в системах теплоснабжения с преобладающей (более 65 %) жилищно-коммунальной нагрузкой. В таких системах регулирование производится по повышенному (скорректированному) графику температур эффективность воды. В повышенного закрытых графика системах реализуется теплоснабжения при применении двухступенчатой смешанной с ограничением расхода и последовательной схемах включения водоподогревателей. Расчет повышенного графика для закрытых систем б балансовая нагрузка горячего водоснабжения Q hm : б Qhm Qhm (19) где - балансовый коэффициент. Суммарный перепад температур сетевой воды в верхней и нижней ступенях водоподогревателей в течение всего отопительного периода постоянен и определяется по формуле: 1 2 Перепад температуры сетевой б Q hm 1 2 Q o max воды (20) в нижней ступени водоподогревателя 2 соответствующий температуре наружного воздуха для точки излома температурного графика tн', а так же для всего диапазона температур наружного воздуха от +8оС до tн' определяют по формуле: ' 2 t ' h t c' (21) t h t c для диапазона от tн' до tнро величину 2 определяют по формуле 2 2' где th - температура 02 t c 02 t c горячей (22) воды поступающей из водоподогревателя в систему горячего водоснабжения, 0С; tc - температура холодной водоподогревателем нижней ступени, 0С; водопроводной воды перед th' - температура водопроводной воды после водоподогревателя нижней ступени, 0С, определяемая по формуле ' t h' 02 (5 10) (23) 02' - температура сетевой воды в обратной магистрали соответствующая точке излома температурного графика, 0С 02 - температура сетевой воды в обратной магистрали принимаемая по отопительному графику в соответствии с заданной температурой наружного воздуха tн, 0С; Температуру сетевой воды по повышенному графику в обратной магистрали 2п определяют по формуле, 0С 2п 02 2 Перепад температур сетевой воды (24) в верхней ступени водоподогревателя 1 определяют по формуле, 0С 1 2 (25) Температуру сетевой воды в подающей магистрали 1п определяют по формуле: 1п 01 1 (26) Расчет повышенного графика для открытой системы Необходимо вначале построить графики температур, 01 , 02 , 03 для зависимых схем присоединения элеваторных систем отопления (см. формулы (13), (14), (15)). Температуры сетевой воды в подающей и обратной магистралях для повышенного графика, соответственно 1п и п в течение отопительного периода определяют по следующим выражениям: 1п _ _ Q0 G0 t в _ t 0, 2 0,5 _ G 0 Q (27) 2п _ _ Q0 G0 t в _ t 0, 2 0,5 _ G 0 Q (28) где Q o - относительный расход теплоты на отопление, определяемый по формуле: _ Q0 Q0 t t в н Q0 max t в t нро (29) G o - относительный расход сетевой воды на отопление, определяемый из выражения: th tc G0 t t t 1 h в _ 0, 2 th tc th tc _ Qo Qo 1 0,5 _ б где (30) 1,1 Qhm Qomax (31) Регулирование по повышенному графику в открытых системах осуществляется в диапазоне температур наружного воздуха +8 оС tн. Температура наружного воздуха tн соответствует началу периода, когда температура сетевой воды в обратном трубопроводе достигает значений th и весь водоразбор на горячее водоснабжение в диапазоне наружных температур tн tнро осуществляется только из обратного трубопровода. Для корректного построения температурных графиков регулирования для закрытой системы теплоснабжения в осях t н и целесообразно все расчеты этого раздела свести в таблицу типа (см. пример решения): Таблица №1. tН +8 t н' -10 10 20 30 1 2 1П 2П 2V t нрv t нро 3. Регулирование отпуска теплоты на вентиляцию. По характеру изменения температуры и расхода теплоты на вентиляцию отопительный период делится на три диапазона. В диапазоне I (от +8 о С до t н' ) при переменной тепловой вентиляционной нагрузке температура воды в подающем трубопроводе постоянна. В этом диапазоне осуществляется местное количественное регулирование изменением расхода сетевой воды. В диапазоне II (от t н' до tнрv) по мере увеличения вентиляционной нагрузки возрастает и температура сетевой воды. В диапазоне III (от tнрv до tнро) возрастает температура сетевой воды и также тепловая нагрузка для большинства вентиляционных систем. Для систем вентиляции с рециркуляцией тепловая нагрузка в данном диапазоне поддерживается постоянной. Для систем вентиляции без рециркуляции воздуха в диапазонах II и III осуществляется центральное качественное регулирование. Для систем с рециркуляцией в диапазоне III осуществляется местное количественное регулирование изменением расхода сетевой воды и количества наружного и рециркуляционного воздуха. При построении графиков температур сетевой воды для систем вентиляции основной задачей является определение температуры сетевой воды в обратном трубопроводе после калориферов 2v для различных диапазонов отопительного периода. Для решения этой задачи используют следующие уравнения: для диапазона I (от +8 оС до t н' ) t к t к' ' ' 1 2v 1 2v 0,15 t в t нро t t' в нро 0,85 (32) для диапазона II (от t н' до tv) tв tн ' tв tн 2v 1 ( 1pv 2pv ) (33) для диапазона III (от tv до to) t к 1vp 2pv t кp 1 2 v где 0,15 1 (34) tк - температурный напор в калорифере, определяемый при температуре tн (tк' - то же при температуре t н' ) tpк - t к 0,5 ( 1 2v ) 0,5 (t н t в ) (35) t к' 0,5 ( 1 2v ) 0,5 (t н' t в ) (36) расчетный температурный напор в калорифере, определенный при температуре наружного воздуха, расчетной для систем вентиляции, t нрv : t kp 0,5 1pv 2pv 0,5 (t нрv t в ) (37) 1v, 2v - значения температур сетевой воды соответственно в подающем трубопроводе перед калориферами и в обратном трубопроводе после калориферов при заданной температуре наружного воздуха tн ; 1' ; 2v' - то же, но для точки излома температурного графика t 'н . 1vp ; 2vp - то же, но при расчетной температуре наружного воздуха для вентиляции, tнрv. Уравнения (32) и (34) решаются методом подбора. Расчет температур сетевой воды для отопительных и повышенных графиков регулирования может быть выполнен с использованием таблиц и номограмм, приведенных в приложении. 4. Определение расходов сетевой воды. Расчетный расход сетевой воды, кг/ч, для определения диаметров труб в водяных тепловых сетях при качественном регулировании отпуска теплоты следует определять отдельно для отопления, вентиляции и горячего водоснабжения по формулам: на отопление G o max 3,6 Q o max c 1 2 (38) на вентиляцию G v max 3,6 Q v max c 1 2 (39) на горячее водоснабжение в открытых системах теплоснабжения среднечасовой G1hm 3, 6 Q hm c t h t c (40) максимальный G1h max 3, 6 Q h max c t h t c (41) в закрытых системах теплоснабжения среднечасовой, водоподогревателей при параллельной схеме присоединения G 2hm максимальный, при 3,6 Q hm c 1' 3' параллельной (42) схеме присоединения водоподогревателей G 2h max среднечасовой, при 3, 6 Q h max c 1' 3' двухступенчатых (43) схемах присоединения водоподогревателей G 3hm максимальный, при 3,6 Q hm 55 t h' 0,2 c 1' 2' 55 t c двухступенчатых схемах (44) присоединения водоподогревателей G 3h max 3,6 0,55 Q h max c 1' 2' (45) В формулах (38 – 45) расчетные тепловые потоки приводятся в Вт, теплоёмкость с принимается равной 4,187 кДж кг 0 С . Расчет по этим формулам производится поэтапно, для температур t н от t нро до 0 0 С . Суммарные расчетные расходы сетевой воды, кг/ч, в двухтрубных тепловых сетях в открытых и закрытых системах теплоснабжения при качественном регулировании отпуска теплоты следует определять по формуле: G d G omax G v max k 3 G hm (46) Коэффициент k3, учитывающий долю среднечасового расхода воды на горячее водоснабжение при регулировании по нагрузке отопления, следует принимать по таблице №2 : Таблица №2. Значения коэффициента k3 Система теплоснабжения Значение коэффициента k3 открытая с тепловым потоком, МВт: 100 и более 0.6 менее 100 0.8 закрытая с тепловым потоком, МВт: 100 и более 1.0 менее 100 1.2 ПРИМЕЧАНИЕ. При регулировании по совмещенной нагрузке отопления и горячего водоснабжения коэффициент k3 принимается равным нулю. Для закрытых систем теплоснабжения при регулировании по нагрузке отопления и тепловом потоке менее 100 МВт при наличии баков аккумуляторов у потребителей коэффициент k3 следует принимать равным единице. Суммарный расчетный расход воды для потребителей при Q h max 1 Qo max при отсутствии баков аккумуляторов, а также с тепловым потоком 10 МВт и менее, следует определять по формуле: G d G omax G v max G h max (47) Расчетный расход воды, кг/ч, в двухтрубных водяных тепловых сетях в неотопительный период, G ds , следует определять по формуле: Gds Gh max (48) где - коэффициент, учитывающий изменение расхода воды на горячее водоснабжение в неотопительный период (определяется по приложению №7). Расход воды в обратном трубопроводе двухтрубных водяных тепловых сетей открытых систем теплоснабжения принимается равным в размере 10 % от расчетного расхода воды, определенного по формуле (41). Расчетный расход воды для определения диаметров подающих и циркуляционных трубопроводов систем горячего водоснабжения следует определять в соответствии со СНиП 2.04.01-85. 5. Гидравлический и тепловой расчет тепловых сетей. Основной задачей гидравлического расчета является определение диаметров трубопроводов, а также потерь давления на участках тепловых сетей. По результатам гидравлических расчетов разрабатывают гидравлические режимы систем теплоснабжения, подбирают сетевые и подпиточные насосы, авторегуляторы, дроссельные устройства, оборудование тепловых пунктов. Гидравлический расчет выполняется, как правило, в 2 этапа: Этап 1. Разработка расчетной схемы тепловых сетей. На расчетной схеме проставляют номера участков (сначала по главной магистрали, затем по ответвлениям), расходы теплоносителя в кг/с или в т/ч, длины участков в метрах. Главной магистралью является наиболее протяженная и нагруженная ветвь сети от источника теплоты (точки подключения) до наиболее удаленного потребителя. При неизвестном располагаемом перепаде давления в начале теплотрассы, удельные потери давления R следует принимать: а) на участках главной магистрали 20 - 40, но не более 80 Па/м; б) на ответвлениях - по располагаемому перепаду давления, но не более 300 Па/м. Этап 2. Определение полных потерь давления на каждом участке трубопровода. Полные потери давления Р складываются из потерь давления на трение Pл и потерь давления в местных сопротивлениях Рм : P Pл Pм Потери давления на трение Pл определяют по формуле: (49) Pл R L где (50) R - удельные потери давления, Па/м, определяемые по формуле R 2 d 2 , (51) здесь - коэффициент гидравлического трения; d - внутренний диаметр трубопровода, м; - плотность теплоносителя, кг/м3; - скорость движения теплоносителя, м/c; L - длина трубопровода, м. Потери давления в местных сопротивлениях Рм определяют по формуле: Pм где 2 2 (52) - сумма коэффициентов местных сопротивлений. Потери давления в местных сопротивлениях могут быть также определены по следующей формуле: Рм R Lэ, (53) здесь Lэ - эквивалентная длина местных сопротивлений, которую определяют по формуле: L э d (54) Гидравлический расчет выполняют по таблицам и номограммам, представленным в приложении. Сначала выполняют расчет главной магистрали. По известным расходам, ориентируясь на рекомендованные величины удельных потерь давления R, определяют: диаметры трубопроводов dнS (см. приложение №12) фактические удельные потери давления R, Па/м; скорость движения теплоносителя , м/с. Условный проход труб, независимо от расчетного расхода теплоносителя не должен превышать в тепловых сетях 32 мм. Скорость движения теплоносителя (воды) не должна превышать 3,5 м/с. Определив диаметры трубопроводов, находят: количество компенсаторов на участках местные сопротивления Потери давления в местных сопротивлениях определяют по формуле (52), либо, по формуле (53). Затем, определив полные потери давления на участках главной магистрали и суммарные по всей ее длине, выполняют гидравлический расчет ответвлений, увязывая потери давления в них с соответствующими частями главной магистрали (от точки деления потоков до концевых потребителей). Увязку потерь давления выполняют подбором диаметров трубопроводов ответвлений. Невязка не должна превышать 10 %. При невозможности полностью увязать диаметрами, излишний напор на ответвлениях должен быть погашен соплами элеваторов, дроссельными диафрагмами и авторегуляторами потребителей. При известном располагаемом давлении Рр для всей сети, а также для ответвлений, предварительно определяют ориентировочные средние удельные потери давления Rm, Па/м: Rm где Pp L 1 (55) L - суммарная протяженность расчетной ветви (ответвления) на потери давления в которой используется величина Рр; - коэффициент, учитывающий долю потерь давления в местных сопротивлениях (принимается по приложению №11). Таблицы и номограммы гидравлического расчета, приведенные в литературе [5,6,7], составлены для эквивалентной шероховатости труб Кэ = 0.5 мм. При расчете трубопроводов с другой шероховатостью к значениям удельных потерь давления R следует принимать поправочный коэффициент [6 табл. 4.14]. Диаметры подающего и обратного трубопроводов двухтрубных водяных тепловых сетей при совместной подаче теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение, как правило, принимаются одинаковыми. Гидравлический расчет конденсатопровода выполняется по тем же пунктам, что и расчет трубопроводов водяных тепловых сетей. Тепловой расчет паропровода, проводимого к промышленному предприятию, как правило, ничем не отличается от обычного гидравлического расчета. Тепловой расчет паропровода можно выполнить по следующим пунктам: 1. По известному расходу пара Gп определяется диаметр паропровода по формуле: G 0,38 п d 0,414 (R Л ρ п ) 0,19 В большинстве расчетов удельное падение давления R л (56) лежит в пределах 180 – 220 Па/м. п = 6,25 кг/м3 – плотность пара при t = 230 °С. Полученное значение диаметра d уточняется по ГОСТ 8731-74. 2. Уточняется значение удельного падения давления R Лут 10,6 10 3 G п2 ρ п d 5,25 (57) 3. Потери температуры по длине паропровода Δτ q l l (1 β) G п ср (58) где ql = 353 Вт/м – нормы тепловых потерь для паропровода при tп = 230 °С; l – длина паропровода; = 0,2 – коэффициент местных потерь; ср = 2449 кДж/(кг°С) – теплоемкость пара. 4. Давление в конце паропровода Р 2 Р1 1 2 R Л (1 α) Т ср l Р1 Т1 (59) где = 0,2 G п - доля местных сопротивлений; Р1 – давление пара у источника; Тср = Т1 Т 2 – средняя температура пара по длине паропровода; 2 5. Падение давления пара Р = Р1 – Р2 ΔН 6. Потери напора (60) ΔР ρg (61) 6. Гидравлические режимы водяных тепловых сетей Гидравлические режимы водяных тепловых сетей (пьезометрические графики) следует разрабатывать для отопительного и неотопительного периодов. Пьезометрический график позволяет: определить напоры в подающем и обратном трубопроводах, а также располагаемый напор в любой точке тепловой сети. Пьезометрические графики строятся для магистральных и квартальных тепловых сетей. Для магистральных тепловых сетей могут быть приняты масштабы: горизонтальный Мг 1:10000; вертикальный Мв 1:1000; для квартальных тепловых сетей: Мг 1:1000, Мв 1:500. Пьезометрические графики строятся для статического и динамического режимов системы теплоснабжения. Пьезометрический график для отапливаемого периода строится поочередно, в 9 этапов: 1). За начало координат в магистральных сетях принять местоположение ТЭЦ. 2). В принятых масштабах построить профиль трассы и высоты присоединенных потребителей (приняв 9-ти этажную застройку). За нулевую отметку оси ординат (оси напоров) принимают отметку низшей точки теплотрассы или отметку сетевых насосов. 3). Построить линию статического напора, величина которого должна быть выше местных систем теплопотребления не менее чем на 5 метров, обеспечивая их защиту от «оголения», и в то же время не должна превышать максимальный рабочий напор для местных систем. Величина максимального рабочего напора составляет: для систем отопления со стальными нагревательными приборами и для калориферов - 80 метров; для систем отопления с чугунными радиаторами - 60 метров; для независимых схем присоединения с поверхностными теплообменниками - 100 метров. 4). На оси ординат откладывается требуемый напор у всасывающих патрубков сетевых насосов (30 - 35 метров) в зависимости от марки насоса. 5). Используя результаты гидравлического расчета, строят линию потерь напора обратной магистрали. Величина напоров в обратной магистрали должна соответствовать требованиям указанным выше при построении линии статического напора. 6). Строится линия располагаемого напора для системы теплоснабжения расчетного квартала. Величина располагаемого напора в точке подключения квартальных сетей принимается не менее 40 м. 7). Строится линия потерь напора подающего трубопровода, а так же линия потерь напора в коммуникациях источника теплоты (ТЭЦ). При отсутствии данных потери напора в коммуникациях ТЭЦ могут быть приняты равными 25 - 30 м. Напор во всех точках подающего трубопровода исходя из условия его механической прочности не должен превышать 160 м. Пьезометрический график может быть перемещен параллельно себе вверх или вниз если возникает опасность «оголения» или «раздавливания» местных систем теплоснабжения. При этом необходимо учитывать, чтобы напор на всасывающем патрубке не превысил предельного значения для принятой марки насоса. 8). Под пьезометрическим графиком располагается спрямленная однолинейная схема теплотрассы с ответвлениями, указываются номера и длины участков, диаметры трубопроводов, расходы теплоносителя, располагаемые напоры в узловых точках. 9). На пьезометрическом графике главной магистрали строится график расчетного ответвления. Для построения пьезометрических графиков для неотопительного периода необходимо: 1). Определить потери давления в главной магистрали при пропуске максимального расхода сетевой воды на горячее водоснабжение Ghmax. В открытых системах потери давления в обратной магистрали определяют при пропуске расхода равного 0,1Ghmax. 2). Принять потери напора в коммуникациях источника, а также располагаемый напор перед расчетным кварталом такими же, как и для отопительного периода. 3). Следует учитывать, что квартальные сети являются продолжением магистральных сетей. Располагаемый напор в начале квартальных сетей (40 м.) должен быть использован на потери напора в местных системах теплопотребления зданий кварталов и на потери напора в подающей и обратной магистралях квартальных сетей. 4). Следует учитывать, что линии напоров пьезометрического графика квартальных сетей и при статическом, и при динамическом режимах будут продолжением соответствующих линий пьезометрического графика магистральных тепловых сетей. 7. Подбор сетевых и подпиточных насосов Напор сетевых насосов H сн следует отдельно определять для отопительного и неотопительного периодов по формуле: H сн =ΔHист +ΔHпод +ΔHобр Hаб (62) где H ист - потери напора в установках на источнике теплоты (при отсутствии более точных данных, могут быть приняты равными 30 м); Н под - потери напора в подающем трубопроводе; Н обр - потери напора в обратном трубопроводе; Н аб - потери напора в местной системе теплопотребления (не менее 40м). Потери напора в подающем и обратном трубопроводах для отопительного периода принимают по результатам гидравлического расчета при пропуске суммарных расчетных расходов воды. Потери напора для неотопительного периода а). в подающих трубопроводах: s H под G sh max H под Gd 2 (63) б). в обратном трубопроводе открытых систем теплоснабжения: H где s под s 0,1 Ghmax H под Gd (64) G d - суммарный расход сетевой воды на головном участке системы теплоснабжения в отопительный период; s G hmax - максимальный расход сетевой воды на горячее водоснабжение в неотопительный период, определяемый по формуле (48). Подача (производительность) рабочих насосов а) сетевых насосов для закрытых систем теплоснабжения в отопительный период - по суммарному расчетному расходу воды, определяемому по формуле (46) учебного пособия; б) сетевых насосов для открытых систем теплоснабжения в отопительный период - по суммарному расчетному расходу воды, определяемому при k4 =1,4 по формуле G d G omax G v max k 4 G hm в) сетевых насосов для закрытых и открытых (65) систем теплоснабжения в неотопительный период - по максимальному расходу воды на горячее водоснабжение в неотопительный период (формула (48)). Число сетевых насосов следует принимать не менее двух, один из которых - резервный; при пяти рабочих сетевых насосах, соединённых параллельно в одной группе, допускается резервный насос не устанавливать. Напор подпиточных насосов Hпн должен определяться из условий поддержания в водяных тепловых сетях статического напора Нст и преодоления потерь напора в подпиточной линии Hпл, величина которых, при отсутствии более точных данных, принимается равной 10-20 м. Н пн Н ст Н пл z (66) здесь z – разность отметок уровня воды в подпиточном баке и оси подпиточных насосов. Подача подпиточных насосов G пн а). в закрытых системах теплоснабжения принимается равной расчетному расходу воды на компенсацию утечки из тепловой сети G ут : G пн G ут (67) б). в открытых системах - равной сумме максимального расхода воды на горячее водоснабжение G h max и расчетного расхода воды на компенсацию утечки G ут : G пн G ут G h max (68) Расчетный расход воды на компенсацию утечки G ут , принимается в размере 0,75% от объема воды в системе теплоснабжения, аварийный расход на компенсацию утечки принимается в размере 2% от объема воды в системе теплоснабжения. Объем воды в системе теплоснабжения допускается принимать равным 65 м3 на 1 МВт расчетного теплового потока при закрытой системе теплоснабжения и 70 м3 на 1 МВт - при открытой системе теплоснабжения. Число параллельно включенных подпиточных насосов а). в закрытых системах теплоснабжения не менее двух, один из которых является резервным; б). в открытых системах не менее трех, один из которых также является резервным. Технические данные насосов для систем теплоснабжения приведены в приложениях №21 и №22. При подборе насосов следует учитывать требования по максимальной температуре воды, по величине допускаемых напоров на всасывающем патрубке насоса. Из условий экономии потребления электроэнергии величина КПД насоса , не должна быть менее 90% от величины максимального КПД max . Указание моделей и количества сетевых и подпиточных насосов произвести в разделе №12. 8. Расчет толщины тепловой изоляции Расчет толщины тепловой изоляции трубопроводов к по нормированной плотности теплового потока выполняют по формуле: d e 2k Rk 1 к 2 где (69) d - наружный диаметр трубопровода, м; е - основание натурального логарифма; к - теплопроводность теплоизоляционного слоя, Вт/(м ·°С), (определяемая по приложению №15 и №24); Rк - термическое сопротивление слоя изоляции, м ·°С/Вт, величину которого определяют в зависимости от способа прокладки трубопровода по следующим выражениям: При надземной прокладке (также прокладке в тоннелях и техподпольях): Rk t w te Rпс qe k1 (70) При подземной прокладке канальная прокладка Rk t w te Rпс (1 ) ( Rпс Rк Rгр ) qe k1 (71) бесканальная прокладка Rk где t w te Rгр R0 qe k1 (72) q e - нормированная линейная плотность теплового потока, Вт/м (принимается по приложению 16); t w - средняя за период эксплуатации температура теплоносителя (при параметрах теплоносителя 150/90 принимается для подающего трубопровода 90 0 С, для обратного 50 0 С); t e - среднегодовая температура окружающей среды (определяется по приложению №18 в зависимости от вида прокладки трубопровода); k l - коэффициент, принимаемый по приложению №19. R пс - термическое сопротивление поверхности изоляционного слоя, м·°С /Вт, определяемое по формуле: R пс здесь е , Вт м 2 0 С 1 е d 0,1 (73) - коэффициент теплоотдачи с поверхности тепловой изоляции в окружающий воздух (при прокладке в каналах е = 8; при прокладке в техподпольях и тоннелях е = 11 , при надземной прокладке е = 29) ; d – наружный диаметр трубопровода, м; R пк - термическое сопротивление поверхности канала, определяемое по формуле: Rпк P (74) 4 eF здесь е - коэффициент теплоотдачи от воздуха к внутренней поверхности канала ( е = 8 Вт/(м² ·°С)); F - внутреннее сечение канала, м2; P - периметр сторон по внутренним размерам, м; R к - термическое сопротивление стенки канала, определяемое по формуле: Rк d 1 ln нэ , 2 ст d вэ (75) здесь ст - теплопроводность стенки канала (для железобетона ст = 2,04 Вт/(м·°С)); d нэ - наружный эквивалентный диаметр канала, определяемый по наружным размерам канала, м; R гр - термическое сопротивление грунта, определяемое по формуле: 2h 1 4h2 R гр ln 1 , 2 d нэ 2 гр d нэ (76) здесь гр - теплопроводность грунта, зависящая от его структуры и влажности (при отсутствии данных его значение можно принимать для влажных грунтов гр = 2-2,5 Вт/(м·°С), для сухих грунтов гр = 1,0-1,5 Вт/(м·°С)); h - глубина заложения оси теплопровода от поверхности земли, м; R o - добавочное термическое сопротивление, учитывающее взаимное влияние труб при бесканальной прокладке, величину которого определяют по формулам: для подающего трубопровода 1 4h2 R 01 1 ln 1 2 гр b2 (77) для обратного трубопровода R 02 2 где 1 4h2 ln 1 2 гр b2 (78) h - глубина заложения осей трубопроводов, м; b - расстояние между осями трубопроводов, м, принимаемое в зависимости от их диаметров условного прохода по данной таблице: Таблица №3. Расстояние между осями трубопроводов dу, мм 50-80 100 125-150 200 250 300 350 400 450 500 600 700 b, мм 350 400 500 550 600 650 700 600 900 1000 1300 1400 1 , 2 - коэффициенты, учитывающие взаимное влияние температурных полей соседних теплопроводов, определяемые по формулам: 1 q e1 q e2 (79) 2 q e2 q e1 (80) здесь q e1 , q e2 - нормированные линейные плотности тепловых потоков соответственно для подающего и обратного трубопроводов, Вт/м. 9. Расчет и подбор компенсаторов В тепловых сетях широко применяются сальниковые, П - образные и сильфонные (волнистые) компенсаторы. Компенсаторы должны иметь достаточную компенсирующую способность l к для восприятия температурного удлинения участка трубопровода между неподвижными опорами, при этом максимальные напряжения в радиальных компенсаторах не должны превышать допускаемых (обычно 110 МПа). Тепловое удлинение расчетного участка трубопровода l , мм, определяют по формуле: l L t где (81) - средний коэффициент линейного расширения стали, мм м0 С (для типовых расчетов можно принять 1,2 10 2 мм м0 С ), t - расчетный перепад температур, определяемый по формуле t 1 t нро где (82) 1 - расчетная температура теплоносителя, оС; - t нро - температура наружного воздуха для отопления, оС; проектирования L расчетная расстояние между неподвижными опорами, м (см. приложение №17). Компенсирующую способность сальниковых компенсаторов уменьшают на величину запаса - 50 мм. Реакция сальникового компенсатора - сила трения в сальниковой набивке R к определяется по формуле: R К 2 Pр l с d нс с где (83) Pр - рабочее давление теплоносителя, МПа; l с - длина слоя набивки по оси сальникового компенсатора, мм; d нс - наружный диаметр патрубка сальникового компенсатора, м; с - коэффициент трения набивки о металл, принимается равным 0,15. При подборе компенсаторов их компенсирующая способность и технические параметры могут быть определены по приложению. Осевая реакция сильфонных компенсаторов R к складывается из двух слагаемых: Rк R т Rд где Rт - осевая реакция, вызываемая (84) деформацией волн, определяемая по формуле: Rт l n (85) здесьl - температурное удлинение участка трубопровода, м; - жесткость волны, Н/м, принимаемая по паспорту компенсатора; n - количество волн (линз). R д - осевая реакция от внутреннего давления, определяемая по формуле: RД 4 D 2 d 2 Pизб (86) здесь - коэффициент, зависящий от геометрических размеров и толщины стенки волны, равный в среднем 0.5 - 0.6; D и d – соответственно наружный и внутренний диаметры волн, м; Pизб - избыточное давление теплоносителя, Па. При расчете самокомпенсации основной задачей является определение максимального напряжения у основания короткого плеча угла поворота трассы, которое определяют для углов поворотов 90о по формуле: 1,5 l E d n 1 l2 (87) для углов более 90о, т.е. 90+, по формуле 1.5 l E d l 2 cos n 3 n 1 sin , n 1 (88) где l - удлинение короткого плеча, м; l - длина короткого плеча, м; Е - модуль продольной упругости, равный в среднем для стали 2· 105 МПа; d - наружный диаметр трубы, м; n l1 - отношение длины длинного плеча к длине короткого. l При расчетах углов на самокомпенсацию величина максимального напряжения не должна превышать [] = 80 МПа. При расстановке неподвижных опор на углах поворотов, используемых для самокомпенсации, необходимо учитывать, что сумма длин плеч угла между опорами не должна быть более 60% от предельного расстояния для прямолинейных участков. Следует учитывать также, что максимальный угол поворота, используемый для самокомпенсации, не должен превышать 130о. 10. Расчет усилий на опоры Вертикальную нормативную нагрузку на подвижную опору Fv, Н, определяют по формуле: Fу G h L где (89) G h - масса одного метра трубопровода в рабочем состоянии включающий вес трубы, теплоизоляционной конструкции и воды, Н/м; L - пролет между подвижными опорами, м. Величина G h для труб с наружным диаметром D н может быть принята по табл. 4 методического пособия: Таблица №4 – Масса 1 м трубопровода в рабочем состоянии D н , мм 38 45 57 76 89 108 133 159 194 219 273 325 G h , Н/м 69 81 128 170 215 283 399 513 676 860 1241 1670 377 426 480 530 630 720 820 920 1020 1220 1420 2226 2482 3009 3611 4786 6230 7735 9704 11767 16177 22134 D н , мм G h , Н/м Пролеты между подвижными опорами в зависимости от условий прокладки и типов компенсаторов приведены в таблицах 5, 6 методического пособия. Таблица №5 - Пролеты между подвижными опорами на бетонных подушках при канальной прокладке. Dу, мм L, м Dу, мм L, м Dу, мм L, мм Dу, мм L, м 25 1,7 80 3,5 200 6 450 9 32 2 100 4 250 7 500 10 40 2,5 125 4,5 300 8 600 10 50 3 150 5 350 8 700 10 70 3 175 6 400 8,5 800 10 Таблица №6 - Пролеты между подвижными опорами при надземной прокладке, а также в тоннелях и техподпольях. Dу, мм L, м Dу, мм L, м Dу, мм L, м 25 2 125 6/6 400 14/13 32 2 150 7/7 450 14/13 40 2,5 175 8/8 500 14/13 50 3 200 9/9 600 15/13 70 3,5 250 11/11 700 15/13 80 4 300 12/12 800 16/13 100 5/5 350 14/14 900 18/15 1000 20/16 Примечание: в числителе L для П-образных компенсаторов и самокомпенсации, в знаменателе - для сальниковых компенсаторов. Горизонтальные нормативные осевые нагрузки на подвижные опоры Fhx, Н, от трения определяются по формуле: Fhx x G h L (90) x - коэффициент трения в опорах, который для скользящих опор где при трении сталь о сталь принимают равным 0,3 (при использовании фторопластовых прокладок x = 0,1), для катковых и шариковых опор x = 0,1. При определении неподвижную опору нормативной следует горизонтальной учитывать: нагрузки неуравновешенные на силы внутреннего давления при применении сальниковых компенсаторов, на участках имеющих запорную арматуру, переходы, углы поворота, заглушки; следует также учитывать силы трения в подвижных опорах и силы трения о грунт для бесканальных прокладок, а также реакции компенсаторов и самокомпенсации. Горизонтальную осевую нагрузку на неподвижную опору следует определять: на концевую опору - как сумму сил действующих на опору; на промежуточную опору - как разность сумм сил действующих с каждой стороны опоры. Неподвижные опоры должны рассчитываться на наибольшую горизонтальную нагрузку при различных режимах работы трубопроводов (охлаждение, нагрев) в том числе при открытых и закрытых задвижках. Для расчета усилий действующих на неподвижные опоры могут быть использованы типовые расчетные схемы, приведенные в литературе [5. стр.172-173], [7.стр.230-242]. 11. Подбор основного и вспомогательного оборудования 12.1. Подбор паровых котлов. Подбор паровых котлов производится на основании их однотипности, по техническим параметрам пара (по приложению№25). 12.2. Подбор элеватора. Требуемый располагаемый напор для работы элеватора H эл , м определяется по формуле: H эл 1,4 h U р 1 где 2 (91) h - потери напора в системе отопления, принимаемые 1,5-2м; Up - расчетный коэффициент смешения, определяемый по формуле: Up 1 3 3 2 (92) Расчетный коэффициент смешения для температурного графика 150-70 равен U p = 2,2; для графика 140-70 U p = 1,8; для графика 130-70 U p = 1,4. Диаметр горловины камеры смешения элеватора dг, мм, при известном расходе сетевой воды на отопление G, т/ч, определяется по формуле: d г 8,5 G 2 1 U p 4 2 h (93) Диаметр сопла элеватора dc, мм, при известном расходе сетевой воды на отопление G, т/ч, и располагаемом напоре для элеватора Н эл , м, определяется по формуле: d c 9,6 G H (94) Величина напора Н, м, гасимого соплом элеватора, не может, во избежание возникновения кавитационных режимов, превышать 40 м. Для определения диаметра сопла элеватора, его номера, требуемого напора, могут быть использованы номограммы, приведенные в справочной литературе [5. стр. 312], [6. стр. 73-75] 12.3. Подбор насосов. Модели и количество сетевых и подпиточных насосов подбираются согласно методическим рекомендациям раздела №7, выбор осуществляется по приложениям № 21 и №22. 12.4. Подбор запорной арматуры. Диаметр штуцера и запорной арматуры d, м, для спуска воды из секционируемого участка трубопровода определяют по формуле: n d mn d i 1 n l i 1 где i li n 4 i L li i 1 n i i 1 i (95) li L - общая длина трубопровода l i - длины отдельных участков трубопровода, м, с условными диаметрами d i , м, при уклонах i i ; m - коэффициент расхода арматуры, принимаемый для вентилей m = 0,0144, для задвижек m = 0,011; n - коэффициент, зависящий от времени спуска воды t (см. таблицу №7). Таблица №7. Значения коэффициента n . t=1ч t=2ч t=3ч t=4ч t=5ч n=1 n = 0,72 n = 0,58 n = 0,5 n = 0,45 Максимальное время трубопроводов: D у 300 мм - не более 2 ч спуска воды предусматривается для D у 350 ? 500 - не более 4 ч D у 600 - не более 5 ч Диаметр спускного устройства для двустороннего дренажа, установленного в нижней точке трубопровода, определяют по формуле: d d 12 d 22 где d1 , d 2 (96) - диаметры спускных устройств, определяемые по формуле (95) соответственно для каждой стороны. Расчетный диаметр штуцера округляют с увеличением до стандартного и сравнивают с приведенными в таблице №8 данными. Таблица №8. Условный проход штуцера и запорной арматуры для спуска воды. D у , мм 65 вкл. 80-125 до 150 200-250 300-400 500 600-700 25 40 50 80 100 150 200 Условный проход штуцера, мм К установке принимают наибольший из двух сравниваемых диаметров штуцеров и запорной арматуры. Условный проход штуцера и запорной арматуры для выпуска воздуха из секционируемых участков водяных тепловых сетей приведен в таблице №9. Таблица №9. Условный проход штуцера и запорной арматуры для выпуска воздуха D у , мм 25-80 100-150 200-300 350-400 500-700 800-1200 15 20 25 32 40 50 Условный проход штуцера,мм Пример выполнения курсовой работы Определение тепловых потоков на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение (Часть 1). Определить для условий г. Хабаровска расчетные тепловые потоки на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение пяти кварталов района города (см. рис. 1). №5 F=15 га №1 F=10 га №3 F=20 га №4 F=10 га №2 F=15 га Рис.1 - Район города. Расчетная температура наружного воздуха для проектирования систем отопления t0 = –31 0С. Плотность населения Р = 400 чел/га. Общая площадь жилого здания на одного жителя fобщ = 18 м2/чел. Средняя за отопительный период норма расхода горячей воды на одного жителя в сутки а =115 л/сутки. Решение. Расчет тепловых потоков сводим в табл..1. В графы 1, 2, 3 таблицы заносим соответственно номера кварталов, их площадь Fкв в гектарах, плотность населения Р. Количество жителей в кварталах m, определяем по формуле m P Fкв Для квартала №1 количество жителей составит: m 400 10 4000 чел Общую площадь жилых зданий кварталов А определяем по формуле A = f общ m Для квартала №1 A 18 4000 72000 м2 Приняв (см. приложение №4) для зданий постройки после 1985г величину удельного показателя теплового потока на отопление жилых зданий qо = 87 Вт/м2 при t 0= -31 0С, находим расчетные тепловые потоки на отопление жилых и общественных зданий кварталов по формуле (1) учебного пособия Qomax q o A 1 K 1 Для квартала №1 при K1= 0,25 получим Qomax 87 72000 1 0,25 7830000 Вт 7,83МВт Максимальные тепловые потоки на вентиляцию общественных зданий кварталов определяем по формуле (2) учебного пособия Q v max K 1 K 2 q o A Для квартала №1 при К2= 0,6 получим Qv max 0,25 0,6 87 72000 939600 Вт 0,94 МВт По приложению №5 учебного пособия укрупненный показатель теплового потока на горячее водоснабжение qh c учетом общественных зданий при норме на одного жителя a = 115 л/сутки составит 407 Вт. Среднечасовые тепловые потоки на горячее водоснабжение жилых и общественных зданий кварталов определяем по формуле (4) учебного пособия Q hm q h m Для квартала №1 эта величина составит Q hm 407 4000 1628000 Вт 1,63 МВт Суммарный тепловой поток по кварталам Q, определяем суммированием расчётных тепловых потоков на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение Q Q omax Q v max Q hm Для квартала №1 суммарный тепловой поток составит Q 7,83 0,94 1,63 10,40 МВт Аналогично выполняем расчёты тепловых потоков и для других кварталов. Таблица 1 - Расчёт тепловых потоков Количест № Площадь Плотност кварт квартала ь населения ала Fкв, га P чел/га 1 2 3 4 1 10 400 2 15 3 во жителей Тепловой поток, МВт Общая площадь, Q 0 max Q v max Q hm Q 5 6 7 8 9 4000 72000 7,83 0,94 1,628 10,398 400 6000 108000 11,745 1,41 2,442 15,597 20 400 8000 144000 15,66 1,88 3,256 20,796 4 10 400 4000 72000 7,83 0,94 1,628 10,398 5 15 400 6000 108000 11,745 1,41 2,442 15,597 54,8 6,58 11,396 72,786 m А, м2 Для климатических условий г. Хабаровска выполнить расчет и построение графиков часовых расходов теплоты на отопление вентиляцию и горячее водоснабжение, а также годовых графиков теплопотребления по продолжительности тепловой нагрузки и по месяцам. Расчётные тепловые потоки района города на отопление Q 0 max = 300 МВт, на вентиляцию Q v max = 35 МВт, на горячее водоснабжение Qhm = 60 МВт. Расчетная температура наружного воздуха для проектирования систем отопления t0 = -31 0C. Решение. Определим, используя формулы пересчета (10) и (11) часовые расходы на отопление и вентиляцию при температуре наружного воздуха tн= +80С. t t 18 8 Qoom Qo max в н 300 58,8МВт t t 18 31 в нрo t t 18 8 Qvom Qv max в н 35 6,9 МВт t t 18 31 в нрv Отложив на графике (см. рис. 2.а) значения Q o и Qv при tн= +8 0С, а также значения Qo max и Qv max при tн= t0 = -31 0C и соединив их прямой, получим графики Q o = f (tн) и Qv = f (tн). Для построения часового графика расхода теплоты на горячее водоснабжение, определим, используя формулу пересчёта (12), среднечасовой расход теплоты на горячее водоснабжение для s неотопительного периода Q hm . 55 t cs s Qhm Qhm 55 t c 55 15 60 0,8 38,4МВт 55 5 График среднечасового расхода теплоты на горячее водоснабжение не зависит от температуры наружного воздуха, и будет представлять собой прямую, параллельную оси абсцисс с ординатой 60 МВт для отопительного периода и с ординатой 38,4 МВт для неотопительного периода. Просуммировав ординаты часовых графиков на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение для диапазона температур tн = +8 -31 0C и соединив их прямой получим суммарный часовой график Q f t н . Для построения годового графика теплоты по продолжительности тепловой нагрузки находим продолжительности стояния температур наружного воздуха в часах с интервалом 50C и продолжительность отопительного периода для г. Хабаровска n0 = 4920 ч. Данные сводим в таблицу №2. Таблица 2 - Продолжительность стояния температур наружного воздуха Продолжите Температура наружного воздуха льность -40 -35 -30 -25 -20 -15 -10 -5 0 +5 -35 -30 -25 -20 -15 -10 -5 0 +5 +8 n 2 47 275 630 800 666 596 561 583 760 Темпера -35 и -30 и -25 и -20 и -15 и -10 и -5 и 0и +5 и +8 и туры ниже ниже ниже ниже ниже ниже ниже ниже ниже ниже n 2 49 324 954 1754 2420 3016 3577 4160 4920 стояния, n, час График по продолжительности тепловой нагрузки (см. рис. 2 б) строится на основании суммарного часового графика Q f t н . Для этого из точек на оси температур (+8, 0, -10, -20, -30) восстанавливаем перпендикуляры до пересечения с линией суммарного часового графика и из точек пересечения проводим горизонтальные прямые до пересечения с перпендикулярами, восстановленными из точек на оси продолжительности, соответствующих данным температурам. Соединив найденные точки плавной кривой, получим график по продолжительности тепловой нагрузки за отопительный период в течение 4920 часов. Затем построим график по продолжительности тепловой нагрузки за неотопительный период, для чего s проведем прямую параллельную оси абсцисс с ординатой равной Q hm = 38,4 МВт до расчетной продолжительности работы системы теплоснабжения в году равной 8400 часов. Рис.2 а - часовые графики теплового потребления б - годовой график по продолжительности тепловой нагрузки Для построения годового графика теплового потребления по месяцам находим среднемесячные температуры наружного воздуха. Затем, используя формулы пересчета (10) и (11) определим часовые расходы теплоты на отопление и вентиляцию для каждого месяца со среднемесячной температурой ниже +8 0C. Определим суммарные расходы теплоты для месяцев отопительного периода как сумму часовых расходов на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. Для месяцев неотопительного периода (с t срн >+8) суммарный расход теплоты будет равен среднечасовому расходу s теплоты на горячее водоснабжение Q hm = 38,4 МВт. Выполним расчеты для января янв o Q Qo max янв v Q t в t срянв 300 18 22,3 237,1МВт t в t нрo 18 31 Qv max t в t срянв 35 18 22,3 27,7 МВт t в t нрv 18 31 я Qя Q0я Qvя Qhm 237,1 27,7 60 324,8 МВт Аналогично выполняем расчёты и для других месяцев отопительного периода. Расчёты сведём в табл. 3. Используя полученные данные, построим годовой график теплового потребления по месяцам (см. рис 3) Таблица 3 - Среднечасовые расходы теплоты по месяцам года Среднечасов ые расходы Среднемесячные температуры наружного воздуха Ян Фев Март Апр Май Июнь Июль Авг Сен Окт Нояб Дек месяцам -22,3 -17,2 -8,5 3,1 11,1 17,4 21,1 20 13,9 4,7 -8,1 -18,5 Q 0 , Мвт 237,1 207,1 155,9 87,6 78,2 153,5 214,7 Q v , Мвт 27,7 24,2 18,2 10,2 9,1 17,9 25 Q h m (Q sh m ), Мвт 60 60 60 60 38,4 38,4 38,4 38,4 38,4 60 60 60 Q , Мвт 324,8 291,3 234,1 157,8 38,4 38,4 38,4 38,4 38,4 147,3 231,4 299,7 теплоты по Q , МВт Q shm 38,4 МВт Рис. 3. Годовой график теплового потребления по месяцам Расчет и построение температурного графика регулирования тепловой нагрузки на отопление. Построить центрального для закрытой качественного системы регулирования теплоснабжения отпуска график теплоты по совмещенной нагрузке отопления и горячего водоснабжения (повышенный или скорректированный температурный график). Принять расчетные температуры сетевой воды в подающей магистрали 1= 130 0С в обратной магистрали 2= 70 0С, после элеватора 3= 95 0С. Расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления tнро = -31 0С. Расчетная температура воздуха внутри помещения tв= 18 0С. Расчетные тепловые потоки принять те же. Температура горячей воды в системах горячего водоснабжения tгв = 60 0С, температура холодной воды tс= 50С. Балансовый коэффициент для нагрузки горячего водоснабжения б= 1,2. Схема включения водоподогревателей систем горячего водоснабжения двухступенчатая последовательная. Решение. Предварительно выполним расчет и построение отопительно-бытового графика температур с температурой сетевой воды в подающем трубопроводе для точки излома 1' =70 0С. Значения температур сетевой воды для систем отопления 01; 02; 03 определим используя расчетные зависимости (13), (14), (15) для температур наружного воздуха tн= +8; 0; -10; -23; -31 0С Определим, используя формулы (16),(17),(18), значения величин t , , t 3 2 2 tв 95 70 18 64,50 С 2 1 2 130 70 60 0 С 3 2 95 70 25 0 С Для tн = +8 0С значения 01, 02 ,03 соответственно составят: 01 18 8 18 64,5 18 31 0 ,8 18 8 0 (60 0,5 25) 45,78 С 18 31 18 8 18 31 0 ,8 18 8 0 0,5 25 33,54 С 18 31 18 8 18 64,5 18 31 0 ,8 18 8 0 0,5 25 36,09 С 18 31 02 18 64,5 03 Аналогично выполняются расчеты температур сетевой воды и для других значений tн. Используя расчетные данные и приняв минимальную температуру сетевой воды в подающем трубопроводе 1 = 70 0С, построим ' отопительно-бытовой график температур (см. рис. 4). Точке излома температурного графика будут соответствовать температуры сетевой воды 1 ' = 70 0С, 2 = 44,9 0С, 3 = 55,3 0С, температура наружного воздуха t н = -2,5 ' 0 ' ' С. Полученные значения температур сетевой воды для отопительно- бытового графика сведем в таблицу 4. Далее приступаем к расчету повышенного температурного графика. Задавшись величиной недогрева tн= ' 7 0С определим температуру нагреваемой водопроводной воды t h после водоподогревателя первой ступени t h' 2' t 44,9 7 37,9 0С Определим по формуле (19) балансовую нагрузку горячего б водоснабжения Q hm б Qhm Qhm 1,2 60 72 МВт По формуле (20) определим суммарный перепад температур сетевой воды в обеих ступенях водоподогревателей б Q hm 72 1 2 130 70 14,4 0С Q o max 300 Определим по формуле (21) перепад температур сетевой воды в водоподогревателе первой ступени 2 для диапазона температур наружного ' воздуха от tн= +8 0С до tн = -2,5 0С ' 2 t ' h t c' t h t c 14,4 37,9 5 8,6 0С 60 5 Определим для указанного диапазона температур наружного воздуха перепад температур сетевой воды во второй ступени водоподогревателя 1 ' 1' 2' 14,4 8,6 5,8 0С Определим используя формулы (22) и (25) значения величин 2 и 1 для диапазона температур наружного воздуха tн от tн = -2,5 0С до t0= -310С. Так, для tн= -10 0С эти значения составят: 2 2' 02 t c (52,5 5) 8,6 10,2 0 C ' (44,9 5) 2 tc 1 2 14,4 10,2 4,2 0 C Аналогично выполним расчеты величин 2 и 1 для значений tн= -23 0С и tн= –31 0С. Температуры сетевой воды 1п и 2п в подающем и обратном трубопроводах для повышенного температурного графика определим по формулам (24) и (26). Так, для tн= +8 0С и tн= -2,5 0С эти значения составят 1п 10 1 70 5,9 75,9 0С 2п 20 2 44,9 8,5 36,40 0С для tн = -10 0С 1п 90,3 4,2 94,40 0С 2п 52,5 10,2 42,30 0С Аналогично выполним расчеты для значений tн = -23 0С и -31 0С. Полученные значения величин 2, 1, 1п , 2п сведем в таблицу 4. Для построения графика температуры сетевой воды в обратном трубопроводе после калориферов систем вентиляции 2v f t н в диапазоне температур наружного воздуха tн = +8 -2,5 0С используем формулу (32) t к t к' ' ' 1 2v 1 2v 0,15 t в t нро t t' в нро 0,85 Определим значение 2v для tн= +8 0С. Предварительно зададимся значением 2v 17 0С. Определим температурные напоры в калорифере t к и t к' соответственно для tн= +8 0С и tн= -2,5 0С t к 0,5 ( 1 2v ) 0,5 (t н t в ) 0,5 (70 17) 0,5 (8 18) 30,5 0 С t к' 0,5 ( 1' 2' v ) 0,5 (t н' t в ) 0,5 (70 44,9) 0,5 (18 2,5) 49,7 0 С Вычислим левые и правые части уравнения Левая часть Правая часть 30,5 70 44,9 49,7 70 17 18 8 18 2,5 0,15 0,549 0,85 0,542 Поскольку численные значения правой и левой частей уравнения близки по значению (в пределах 3%), примем значение 2v 17 0C как окончательное. Для систем вентиляции с рециркуляцией воздуха определим, используя формулу (34), температуру сетевой воды после калориферов 2v для tн= tнро = -310C. 0.15 Δt к τ 1vр τ 2vр Δt кр τ 1 τ 2v 1 р р Здесь значения t кр ; 1v ; 2v соответствуют tн = tv= -23 0С. Поскольку данное выражение решается методом подбора, предварительно зададимся значением 2v = 510С. Определим значения tк и t кр t k 0,5 ( 1 2v ) 0,5 (t н t в ) 0,5 (130 51) 0,5 (31 18) 97 0 С t kp 0,5 ( 1pv 2pv ) 0,5 (t v t в ) 0,5 (113,7 63,4) 0,5 (18 23) 910 С Далее вычислим левую часть выражения 97 113,7 63,4 91 130 51 0,15 =0,99 Поскольку левая часть выражения близка по значению правой (0,991), принятое предварительно значение 2v = 51 0С будем считать окончательным. Используя данные таблицы 4 построим отопительно-бытовой и повышенный температурные графики регулирования (см. рис. 4). Таблица 4 - Расчет температурных графиков регулирования для закрытой системы теплоснабжения. tН 10 20 30 1 2 1П 2П 2V +8 70 44,9 55,3 5,9 8,5 75,9 36,4 17 -2,5 70 44,9 55,3 5,9 8,5 75,9 36,4 44,9 -10 90,2 5205 64,3 4,2 10,2 94,4 42,3 52,5 -23 113,7 63,5 84,4 1,8 12,5 115,6 51 63,5 -31 130 70 95 0,4 14 130,4 56 51 τ [ C ] I II III τ1п τ ' 1 τ τ30 p τ1v τ10 τ20 ' 2 p τ2v τ1 τ3 τ2 τ 2v τ2п τ2v tн [C ] Рис.4. Температурные графики регулирования для закрытой системы теплоснабжения ( отопительно-бытовой; --- повышенный) Построить для открытой системы теплоснабжения скорректированного (повышенного) графика центрального качественного регулирования. Принять балансовый коэффициент б = 1,1. Принять минимальную температуру сетевой воды в подающем трубопроводе для точки излома температурного графика τ 1' 60 0С. Остальные исходные данные взять из предыдущей части. Решение. Вначале строим графики температур 01 f (t н ) , 02 f (t н ) , 03 f (t н ) , используя расчеты по формулам (13); (14); (15). Далее построим отопительно-бытовой график, точке излома которого соответствуют значения температур сетевой воды 1' 60 0С; 2' 40,4 0C; 3' 48,6 0C, и температура наружного воздуха н' 1,9 0 C. Далее приступаем к расчету скорректированного графика. Определим балансовую нагрузку горячего б водоснабжения Q hm б Qhm α Qhm 1,1 60 66 MВт Определим коэффициент отношения балансовой нагрузки на горячее водоснабжение к расчетной нагрузке на отопление ρ б б Q hm 66 ρ 0,22 Qomax 300 б Для ряда температур наружного воздуха tн= +8 0С; -10 0С; -25 0С; -31 0 С, определим относительный расход теплоты на отопление Q o по формуле (29); Например для tн= -10 Q o составит: _ Q0 Q0 t t 18 10 в н 0,57 Q0 max t в t нро 18 31 Затем, приняв известные из предыдущей части значения tc; th; ; t определим, используя формулу (30), для каждого значения tн относительные расходы сетевой воды на отопление G o . Например, для tн= -10 0С G o составит: 25 1 0,5 0,22 th tc 60 5 G0 0,95 60 18 0,22 64,5 0,22 th tв t 1 1 60 5 0,57 60 5 0,57 0, 2 th tc _ t h t c _ 0, 2 Qo Qo _ 1 0,5 Аналогично выполним расчеты G o и для других значений tн. Температуры сетевой воды в подающем 1п и обратном 2п трубопроводах для скорректированного графика определим по формулам (27) и (28). Так, для tн = -10 0С получим 1п _ _ Q0 G0 0,57 0,95 t в _ t 0, 2 0,5 18 60 64,5 0,5 25 87,8 0 С 0, 2 _ 0,95 0,57 G 0 Q 2п _ _ Q0 G0 0,57 0,95 t в _ t 0, 2 0,5 18 64,5 0,5 25 51,8 0 С 0 , 2 _ 0,95 0,57 G 0 Q Выполним расчеты 1п и 2п и для других значений tн. Определим используя расчетные зависимости (32) и (34) температуры сетевой воды 2v после калориферов систем вентиляции для tн= +8 0С и tн= -31 0С (при наличии рециркуляции). При значении tн= +8 0С зададимся предварительно величиной 2v= 230C. Определим значения tк и tк / t к 0,5 ( 1 2v ) 0,5 (t н t в ) 0,5 (60 23) 0,5 (18 8) 28,5 0 С t к' 0,5 ( 1 2v ) 0,5 (t н' t в ) 0,5 (60 40,4) 0,5 (18 1,9) 40,2 0 С Далее вычислим левую и правую части выражения t к t к' 1' 2' v 1 2v 28,5 60 40,4 40,2 60 23 0,15 0,65 ; 0,15 t в t нро t t' в нро 0,85 18 8 18 1,9 0,85 0,67 Поскольку численные значения левой и правой частей уравнения близки, принятое предварительно значение 2v= 230C ,будем считать окончательным. Определим также значения 2v при tн = t0= -31 0C. Зададимся предварительно значением 2v= 470C t к t кp τ p τ p 1v 2v τ 1 τ 2v 0,15 1 Вычислим значения tк и t к р t к 0,5 ( 1 2v ) 0,5 (t н t в ) 0,5 (130 47) 0,5 (18 31) 95 0 С t kp 0,5 1pv 2pv 0,5 (t нрv t в ) 0,5 (113,7 63,5) 0,5 (18 23) 910 С 95 113,763,5 0,15 0,97 91 13047 Полученные значения расчетных величин сведем в таблицу 3.5 Таблица 5 - Расчет повышенного (скорректированного) графика для открытой системы теплоснабжения. tн 10 20 30 Q0 G0 1п 2п 2v +8 60 40,4 48,6 0,2 0,65 64 39,3 23 1,9 60 40,4 48,6 0,33 0,8 64 39,3 40,4 -10 90.2 52.5 64.3 0,59 0,95 87.8 51.8 52.5 -23 113.7 63.5 84.4 0,84 1,02 113 63,6 63.5 -31 130 70 95 1 1,04 130 70 51 Используя данные таблицы 5, построим отопительно-бытовой, а также повышенный графики температур сетевой воды. Рис.5 Отопительно - бытовой ( ) и повышенный (----) графики температур сетевой воды для открытой системы теплоснабжения Гидравлический расчет магистральных теплопроводов двухтрубной водяной тепловой сети закрытой системы теплоснабжения. Расчетная схема теплосети от источника теплоты (ИТ) до кварталов города (КВ) приведена на рис.6. Для компенсации температурных деформаций предусмотреть сальниковые компенсаторы. Удельные потери давления по главной магистрали принять в размере 30-80 Па/м. Рис.6. Расчетная схема магистральной тепловой сети. Решение. Расчет выполним для подающего трубопровода. Примем за главную магистраль наиболее протяженную и загруженную ветвь теплосети от ИТ до КВ 4 (участки 1,2,3) и приступим к ее расчету. По таблицам гидравлического расчета, приведенным в литературе [6,7], а также в приложении №12 учебного пособия, на основании известных расходов теплоносителя, ориентируясь на удельные потери давления R в пределах от 30 до 80 Па/м, определим для участков 1, 2, 3 диаметры трубопроводов dнxS, мм, фактические удельные потери давления R, Па/м, скорости воды V, м/с. По известным диаметрам на участках главной магистрали определим сумму коэффициентов местных сопротивлений и их эквивалентные длины Lэ. Так, на участке 1 имеется головная задвижка ( = 0,5), тройник на проход при разделении потока ( = 1,0), Количество сальниковых компенсаторов ( = 0,3) на участке определим в зависимости от длины участка L и максимального допустимого расстояния между неподвижными опорами l. Согласно приложению №17 учебного пособия для Dу= 600 мм это расстояние составляет 160 метров. Следовательно, на участке 1 длиной 400 м следует предусмотреть три сальниковых компенсатора. Сумма коэффициентов местных сопротивлений на данном участке составит = 0,5+1,0 + 3 0,3 = 2,4 По приложению №14 учебного пособия (при Кэ= 0,0005м) эквивалентная длина lэ для = 1,0 равна 32,9 м. Эквивалентная длина участка Lэ составит Lэ= lэ = 32,9 2,4 = 79 м Далее определим приведенную длину участка Lп Lп=L + Lэ= 400 + 79 = 479 м Затем определим потери давления P на участке 1 P = R Lп = 42 479 = 20118 Па Аналогично выполним гидравлический расчет участков 2 и 3 главной магистрали (см. табл. 6 и табл.7). Далее приступаем к расчету ответвлений. По принципу увязки потери давления P от точки деления потоков до концевых точек (КВ) для различных ветвей системы должны быть равны между собой. Поэтому при гидравлическом расчете ответвлений необходимо стремиться к выполнению следующих условий: P4+5 = P2+3 ; P6 = P5 ; P7 = P3 Исходя из этих условий, найдем ориентировочные удельные потери давления для ответвлений. Так, для ответвления с участками 4 и 5 получим R 4,5 P 23 L 45 1 α Коэффициент , учитывающий долю потерь давления на местные сопротивления, определим по формуле α 0,01 G4 0,01 750 0,27 R 4,5 тогда 45485 28980 69 Па/м 450 400 1 0,27 Ориентируясь на R = 69 Па/м определим по таблицам гидравлического расчета диаметры трубопроводов, удельные потери давления R, скорости V, потери давления Р на участках 4 и 5. Аналогично выполним расчет ответвлений 6 и 7, определив предварительно для них ориентировочные значения R. R6 R7 P5 27136 56 Па/м L 6 1 α 400 1 0, 2 P5 28980 120 Па/м L 7 1 α 200 1 0, 21 Таблица 6 - Расчет эквивалентных длин местных сопротивлений № участка 1 dн х S, мм 630x10 L, м 400 Вид местного Кол-во 1. задвижка 0.5 1 2. сальниковый 0.3 3 сопротивления компенсатор 3. тройник на проход при 1.0 1 0.5 1 0.3 6 разделении потока 1.0 1 1. внезапное сужение 0.5 1 компенсатор 0.3 4 3. задвижка 0.5 1 1.тройник на 1.5 1 2. задвижка 0.5 1 3. сальниковый 0.3 4 1.0 1 lэ ,м Lэ,м 2,4 32,9 79 3,3 23,4 77 2,2 20,2 44,4 4.2 20.2 85 разделении потока 1. внезапное сужение 2. сальниковый 2 480x10 750 компенсатор 3. тройник на проход при 3 426x10 600 2. сальниковый ответвление 4 426x10 500 компенсатор 4. тройник на проход 1. сальниковый 5 325x8 0.3 4 компенсатор 400 2. задвижка 0.5 1 1. тройник на 1.5 1 0.5 2 3. задвижка 0.5 2 1.тройник на 1.5 1 1.7 14 24 3.5 14 49 3.1 14 44 ответвление 6 325x8 2. сальниковый 300 компенсатор ответвление при 7 325x8 200 разделении потока 2.задвижка 3.сальниковый 0.5 2 компенсатор 0.3 2 Таблица 7 - Гидравлический расчет магистральных трубопроводов № участка G, т/ч Длина, м L Lэ Lп dнхs, мм V, м/с R, Па/м P, Па P, Па 1 1700 400 79 479 630x10 1.65 42 20118 94583 2 950 750 77 827 480x10 1.6 55 45485 74465 3 500 600 44 644 426x10 1.35 45 28980 28980 4 750 500 85 585 426x10 1.68 70 40950 68086 5 350 400 24 424 325x8 1.35 64 27136 27136 6 400 300 49 349 325x8 1.55 83 28967 28967 7 450 200 44 244 325x8 1.75 105 25620 25620 Определим невязку потерь давления на ответвлениях. Невязка на ответвлении с участками 4 и 5 составит: ΔP23 ΔP45 45485 28980 40950 27136 100% 100% 8,6% ΔP23 45485 28980 Невязка на ответвлении 6 составит: f f ΔP6 ΔP5 28967 27136 100% 100% 6,7% ΔP5 27136 Невязка на ответвлении 7 составит: f ΔP3 ΔP7 28980 25620 100% 100 % 11,6% ΔP3 28980 Построение пьезометрических графиков для отопительного и неотопительного периодов. Максимальный расход сетевой воды на горячее водоснабжение в неотопительный s период G hmax принять равным 800 т/ч. Расчетные температуры сетевой воды 150-70. Этажность зданий принять 9 этажей. Все необходимые данные принимаются из предыдущей части. Решение. Для построения пьезометрического графика примем масштабы: вертикальный Мв 1:1000 и горизонтальный Мг 1: 10000. Построим , используя горизонтали и длины участков, продольные профили главной магистрали ( участки 1,2,3 ) и ответвлений (участки 4,5 и участок 7 ). На профилях присоединяемых в соответствующем зданий. Под масштабе профилем построим располагается высоты спрямленная однолинейная схема теплосети, номера и длины участков, расходы теплоносителя и диаметры, располагаемые напоры. Приняв предварительно напор на всасывающей стороне сетевых насосов Нвс = 30 метров, строим линию потерь напора обратной магистрали теплосети АВ. Превышение точки В по отношению к точке А будет равно потерям напора в обратной магистрали которые в закрытых системах принимаются равными потерям напора в подающей магистрали и составляют в данном примере 9,5 метров. Далее строим линию ВС - линию располагаемого напора для системы теплоснабжения квартала № 4. Располагаемый напор в данном примере принят равным 40 метров. Затем строим линию потерь напора подающей магистрали теплосети СД. Превышение точки Д по отношению к точке С равно потерям напора в подающей магистрали и составляет 9,5 метра. Далее строим линию ДЕ – линию потерь напора в теплофикационном оборудовании источника теплоты, которые в данном примере приняты равными 25 метров. Положение линии статического напора S-S выбрано из условия недопущения «оголения», « раздавливания» и вскипания теплоносителя. Далее приступаем к построению пьезометрического графика для неотопительного периода. Определим для данного периода потери напора в главной магистрали H s под используя формулу пересчета (63) 2 H s под G sh max 800 H под = 9,5 = 2,8 м G 1700 d Аналогичные потери напора 2 (2,8 м) примем и для обратной магистрали. Потери напора в оборудовании источника тепла, а также располагаемый напор для квартальной теплосети примем аналогичными что и для отопительного периода. Используя примененную ранее методику, построим пьезометрический график для неотопительного периода (А ВСДЕ). После построения пьезометрических графиков следует убедиться, что расположение их линий соответствует требованиям для разработки гидравлических режимов (см. раздел 6 учебного пособия ). При необходимости напор на всасывающей стороне сетевых насосов Нвс и, соответственно, положение пьезометрических графиков изменены (за счет изменения напора подпиточного насоса). могут быть Подбор сетевых и подпиточных насосов. Для закрытой системы теплоснабжения работающей при повышенном графике регулирования с суммарным тепловым потоком Q = 325 МВт и с расчетным расходом теплоносителя G = 3500 т/ч подобрать сетевые и подпиточные насосы. Потери напора в теплофикационном оборудовании источника теплоты Hист= 35 м. Суммарные потери напора в подающей и обратной магистралях тепловой сети Hпод+Hобр= 50 м. Потери напора в системах теплопотребителей Hаб = 40 м. Статический напор на источнике теплоты Hст= 40 м. Потери напора в подпиточной линии Hпл= 15 м. Превышение отметки баков с подпиточной водой по отношению к оси подпиточных насосов z = 5 м. Решение. Требуемый напор сетевого насоса определим по формуле (62) учебного пособия H сн H ист H под H обр Hаб 30 50 40 120 м Подача сетевого насоса Gсн должна обеспечить расчетный расход теплоносителя Gd Gсн= Gd = 3500 т/ч По приложению №20 методического пособия принимаем к установке по параллельной схеме три рабочих и один резервный насосы СЭ 1250-140 обеспечивающие требуемые параметры при некотором избытке напора, который может быть сдросселирован на источнике теплоты. КПД насоса составляет 82%. Требуемый напор подпиточного насоса Hпн определяем по формуле (66) учебного пособия Н пн Н ст Н пл z 40 15 5 50 м Подача подпиточного насоса Gпн в закрытой системе теплоснабжения должна компенсировать утечку теплоносителя Gут. Согласно методическим указаниям величина утечки принимается в размере 0,75% от объема системы теплоснабжения Vсист. При удельном объеме системы 65 м3/МВт и суммарном тепловом потоке Q = 325 МВт объем системы Vсист составит Vсист = 65 Q = 65 325 = 21125 м3 Величина утечки Gут составит Gут = 0,0075 Vсист= 0,0075 21125 = 158,5 м3/ч По приложению №21 методического пособия принимаем к установке по параллельной схеме два рабочих и один резервный насосы К 90/55 обеспечивающие требуемые параметры с небольшим избытком напора (8 м) с КПД 70%. Для открытой системы теплоснабжения подобрать сетевые и подпиточные насосы. Среднечасовой расход сетевой воды на горячее водоснабжение в системе Ghm= 700 т/ч. Максимальный расход сетевой воды на горячее водоснабжение Ghmax= 1700 т/ч. Остальные исходные принять из примера 3.6. Требуемый напор сетевого насоса Hсн= 120 м. Решение: Требуемую подачу сетевого насоса Gсн для открытой системы определим по формуле (65) учебного пособия, т/ч. G сн G o G v k 4 G hm 3500 1,4 700 4480 По приложению №20 принимаем к установке четыре рабочих насоса СЭ 1250-140 и один резервный, обеспечивающие суммарную подачу 4480 т/ч с некоторым избытком напора при КПД 81%. Для подбора подпиточного насоса при его требуемом напоре Hпн= 50 м, определим его подачу по формуле (68) учебного пособия Gпн = Gут+Ghmax Величина утечки при удельном объеме 70 м3 на 1 МВт тепловой мощности системы составит: Gут= 0,0075 Vсист= 0,0075 70 Q = 0,0075 70 325 = 170,6 м3/ч Требуемая подача подпиточного насоса Gпн составит Gпн= Gут + Ghmax= 120,6 + 1700 = 1871 т/ч По приложению №21 принимаем к установке по параллельной схеме два рабочих и один резервный насосы Д 1000-40 обеспечивающие требуемые параметры с КПД 80%. Расчет самокомпенсации. Определить изгибающее напряжение от термических деформаций в трубопроводе диаметром dн = 159 мм у неподвижной опоры А (рис.7) при расчетной температуре теплоносителя = 150 С и температуре 0 окружающей среды tо= -310С. Модуль продольной упругости стали Е = 2x105 МПа, коэффициент линейного расширения = 1,25x10-5 1/0C. Сравнить с допускаемым напряжением доп= 80 МПа Рис.7 Решение. Определим линейное удлинение L1 длинного плеча L1 L1= L1 ( - to) = 1,25x10-5 45 (150 + 31) = 0,102 м При = 300 и n = L1/L2 = 3 по формуле (88) находим изгибающее напряжение у опоры А σ 1.5 L E d L2 cos β n 3 n 1 sin β n 1 1,5 0,102 2 105 0,159 3 3 σ 31 0,5 118,6 МПа 2 15 0,866 31 Полученное изгибающее напряжение превышает допускаемое доп= 80 МПа. Следовательно данный угол поворота не может быть использован для самокомпенсации. Расчет тепловой изоляции. Определить по нормируемой плотности теплового потока толщину тепловой изоляции для двухтрубной тепловой сети с dн = 159 мм, проложенной в канале типа КЛП 90x45. Глубина заложения канала h к = 1,0 м. Среднегодовая температура грунта на глубине заложения оси трубопроводов t 0 = 4 0С. Теплопроводность грунта гр= 2,0 Вт/м град. Тепловая изоляция - маты из стеклянного штапельного волокна с защитным покрытием из стеклопластика рулонного РСТ. Среднегодовая температура теплоносителя в подающем трубопроводе 1 = 86 0С, в обратном 2 = 48 С. Решение. Определим внутренний dвэ и наружный dнэ эквивалентные диаметры канала по внутренним (0,90,45м) и наружным (1,080,61м) размерам его поперечного сечения d вэ d нэ 4F 4 0,9 0, 45 0,6 м P 2 0,9 0, 45 4F 4 1,08 0,61 0,78 м P 2 1,08 0,61 Определим по формуле (74) термическое сопротивление внутренней поверхности канала Rпк Rпк P 4 eF 2,7 0,066 м0 С / Вт 4 8 0,405 Определим по формуле (75) термическое сопротивление стенки канала Rк, приняв коэффициент теплопроводности железобетона ст 2,04 Вт Rк м0 С . d 1 1 0,78 ln нэ ln 0,020 м С / Вт 2 π λст d вэ 2 3,14 2,04 0,6 Определим по формуле (76) при глубине заложения оси труб h = 1,3 м и теплопроводности грунта гр 2,0 Вт м0 С термическое сопротивление грунта Rгр 2h 1 4h 2 R гр ln 1 2 d нэ 2 π λ ст d нэ = 2 1,3 1 4 1,32 ln 1 0,149 м С / Вт 2 3,14 2,04 0,78 0,782 Приняв температуру поверхности теплоизоляции 40 0С, определим средние температуры теплоизоляционных слоев подающего tтп и обратного tто трубопроводов согласно: t тп τ 1 40 86 40 63 0 С 2 2 t то τ 2 40 48 40 44 0 С 2 2 Определим также коэффициенты теплопроводности тепловой изоляции (матов из стеклянного штапельного волокна) для подающего λ к1 , и обратного λ к2 , трубопроводов: к = 0,042 + 0,00028 tтп= 0,042 + 0,00028 63 = 0,06 Вт/( м 0С) 1 к = 0,042 + 0,00028 tто= 0,042 + 0,00028 44= 0,054 Вт/( м 0С) 2 Определим по формуле (73) термическое сопротивление поверхности теплоизоляционного слоя, R пc приняв предварительно толщину слоя изоляции и= 50 мм = 0,05 м R пc 1 1 0,154 м С/Вт l d н 2 и 8·3,14 0,159 2 0,05 Примем по приложению №16 методического пособия, нормируемые линейные плотности тепловых потоков для подающего q11 = 41,6 Вт/м и обратного q12 = 17,8 Вт/м трубопроводов. Определим суммарные термические сопротивления для подающего Rtot,1 и обратного Rtot,2 трубопроводов при К1= 0,8 (см. приложение №20) R tot,1 1 t e R tot,2 q11 k l 86 4 41,6 0,8 2 t o 48 4 q12 k l 2,46 м 0С/Вт 17,8 0,8 3,09 м 0С/Вт Определим коэффициенты взаимного влияния температурных полей подающего 1 и обратного 2 трубопроводов 1 2 Определим q l2 q l1 q l1 ql 2 требуемые 17,8 0,43 41,6 41,6 2,34 17,8 термические сопротивления слоёв для подающего Rкп и обратного Rко трубопроводов, м град/Вт R кп R tot,1 R пc 1 1 R пк R к R гр R кп 2,464 0,154 1 0,43 0,066 0,0205 0,149 1,974 м 0С/Вт R ко R tot,2 R пc 1 1 R пк R к R гр R кп 3,090 0,154 1 2,34 0,066 0,0205 0,149 2,151 м 0С/Вт Определим требуемые толщины слоев тепловой изоляции для подающего к1 и обратного к2 d e 2k Rk 1 0,159 е 2 0,061,974 1 к1 0,087 мм 2 2 к2 d e 2k Rk 1 0,159 е 2 0,0542,151 1 0,085 мм 2 2 Расчет компенсаторов. Определить размеры П-образного компенсатора и его реакцию для участка трубопровода с длиной пролета между неподвижными опорами L = 100 м. Расчетная температура теплоносителя 1= 150 0С. Расчетная температура наружного воздуха для проектирования систем отопления t0 = -310С. Учесть при расчетах предварительную растяжку компенсатора. Решение. Приняв коэффициент температурного удлинения = 1,2010-2 мм/м0С, определим расчетное удлинение участка трубопровода по формуле (81): l= L (1 - t0) = 1,20 10-2 100 (150 + 31) = 218 мм Расчетное удлинение lр с учетом предварительной растяжки компенсатора составит lр= 0,5 l = 0,5 218 = 109 мм По приложению №23, ориентируясь на lp, принимаем П-образный компенсатор имеющий компенсирующую способность lк= 120 мм, вылет H = 1,8 м, спинку с = 1,56 м. По приложению №24 определим реакцию компенсатора Р при значении Рк= 0,72 кН/см и lр= 10,9 см Р = Рк lр= 0,72 10,9 = 7,85 кН Расчет усилий в неподвижных опорах теплопровода. Определить горизонтальное осевое усилие Hго на неподвижную опору Б. Определить вертикальную нормативную нагрузку Fv на подвижную опору. Рис 8. Схема расчетного участка приведена на рис.8 Трубопровод с dнxS = 159x6 мм проложен в техподполье. Вес одного погонного метра трубопровода с водой и изоляцией Gh = 513 Н. Расстояние между подвижными опорами L = 7 м. Коэффициент трения в подвижных опорах = 0,4. Реакция компенсатора Pк = 7,85 кН. Сила упругой деформации угла поворота Pх= 0,12 кН. Решение. Расчет горизонтальных усилий Hго на опору Б для различных тепловых режимов работы трубопровода выполним по формулам приведенным в 7. стр.236: Hго= Pк+ Gh L1– 0,7 Gh L2 = 7850 + 0,4 513 50 – 0,7 0,4 513 30 =13801 Н Hго= Pк + Gh L2 – 0,7 Gh L1 = 7850 + 0,4 513 50 – 0,7 0,4 513 50 = 6824 Н Hго=Pх+ Gh L2 – 0,7 (Pк + Gh L1) = 120 + 0,4 513 30 – –0,7 (7850 + 0,4 513 50) = –11714 Н Hго= Pх + Gh L1– 0,7 (Pк + Gh L2) = 120 + 0,4 513 50– –0,7 (7850 + 0,4 513 30) = –3626 Н В качестве расчетного усилия принимаем наибольшее значение Hго= 13801 Н =13,801 кН. Вертикальную нормативную нагрузку на подвижную опору Fv определим по формуле (89) методического пособия Fv = Gh L = 513 7 = 3591 Н = 3,591 кН. Расчет спускных устройств. Определить диаметры спускных устройств (воздушников Рис 9. и спускников) для участка трубопровода, схема которого приведена на рис.9. Решение. Условные проходы штуцеров и арматуры для выпуска воздуха принимаем согласно рекомендациям в методических указаниях. При диаметрах условного прохода труб тепловых сетей 100-150 мм диаметр штуцеров и арматуры для выпуска воздуха принимается равным 20 мм. Для определения условных проходов штуцера и арматуры для выпуска воды, определим диаметры этих устройств для каждой из примыкающей к нижней точке сторон трубопровода. Выполним расчеты для левой стороны. Определим приведенный диаметр dred по формуле (95) учебного пособия. n d mn d i 1 i li n l i 1 i n 4 L li i 1 n i i 1 i li Приняв коэффициент расхода для вентиля m = 0,0144, коэффициент n = 0,72 при времени опорожнения не более 2 часов, определим диаметр спускного устройства для левой стороны d1 d1 0,0144 0,72 0,15 100 0,125 80 (100 80) 180 4 0,0137 м 100 80 0,02 100 0,0255 80 Выполним аналогичные расчеты и для правой стороны. Диаметр спускного устройства для правой стороны d2 d 2 0,0144 0,72 0,125 80 0,1 90 (80 90) 170 4 0,0123 м 80 90 0,0125 80 0,0111 90 Определим диаметр штуцера и запорной арматуры d для обеих сторон d d 12 d 22 0,01372 0,01232 0,018 м Поскольку расчетный диаметр спускного устройства d =18 мм меньше рекомендованного dу=50 мм (см. рекомендации в методическом пособии), к установке принимаем штуцер с наибольшим диаметром из сравниваемых dу=50 мм. Подбор элеватора. Для системы отопления с расчетным расходом сетевой воды на отопление G = 3,75 т/ч и расчетным коэффициентом смешения uр = 2,2, определить диаметр горловины элеватора и диаметр сопла исходя из условия гашения всего располагаемого напора. Потери напора в системе отопления при расчетном расходе смешанной воды h = 1,5 м. Располагаемый напор в тепловом пункте перед системой отопления H тп= 25м. Решение. Расчетный диаметр горловины dг определяется по формуле (93) учебного пособия d г 8,5 G 2 1 U p 4 h 2 2 3,75 1 2,2 8,5 4 26,6мм 1,5 2 Расчетную величину диаметра горловины округляем до стандартного диаметра в сторону уменьшения dг = 25 мм, что соответствует № 3 элеватора. Располагаемый напор перед элеватором H для расчета сопла определяется как разность располагаемого напора перед системой отопления Hтп и потерь напора в системе отопления h H = Hтп – h = 25–1,5 = 23,5 м Расчетный диаметр сопла определяем по формуле (94) учебного пособия 2 G2 3,75 4 d c 9,6 9,6 4 8,4 мм H 23,5 Приложения. Приложение №1. Климатические данные по некоторым городам бывшего СССР (на основании СНиП.А.6-72. Строительная климатология и геофизика) Отопительный период Продолжительность Город n, сут Лето Температура воздуха, 0 С Темп-ра воздуха, 0 С Расчетная для средняя средняя средняя средняя в проектирования отопитель- самого самого 13ч отопления вентиляции ного хо- жаркого самого t нро t нрв периода лодного месяца жаркого месяца месяца Европейская часть Архангельск 251 -32 -19 -4,7 -12,5 +15,6 - Астрахань 172 -22 -8 1,6 -6,8 +25,3 +29,3 Баку 119 -4 +1 +5,1 +3,8 +25,7 - Брянск 206 -24 -13 -2,6 -8,5 +18,4 +22,6 Вильнюс 194 -23 -9 -0,9 -5,5 +18,0 - Воронеж 199 -25 -14 -3,4 -9,3 +19,9 +24,1 Волгоград 182 -22 -13 -3,4 -9,2 +24,2 +28,6 Екатеринбург 228 -31 -20 -6,4 -15,3 +17,4 +21,1 Златоуст 232 -30 -20 -6,6 -15,4 +16,4 +20,6 Иваново 217 -28 -16 -4,4 -11,8 +17,4 +22,5 Казань 218 -30 -18 -5,7 -13,5 +19,0 +24,0 Киев 187 -21 -10 -1,1 -5,9 +19,8 - Киров 231 -31 -19 -5,8 -14,2 +17,8 +21,9 Кишинев 166 -15 -7 +0,6 -3,5 +21,5 - Курск 198 -24 -14 -3,0 -8,6 +19,3 +23,6 Луганск 180 -25 -10 -1,6 -6,6 +22,3 +27,4 Львов 183 -19 -7 +0,3 -3,9 +18,8 - Магнитогорск 218 -34 -22 -7,9 -16,9 +18,3 +23,6 Махачкала 151 -14 -2 +2,6 -0,4 +24,7 - Минск 203 -25 -10 -1,2 -6,9 +17,8 - Москва 205 -25 -14 -3,2 -9,4 +19,8 +21,6 Мичуринск 202 -26 -15 -4,3 -10,8 +20,0 +24,5 Мурманск 281 -28 -18 -3,3 -10,1 +12,4 - Н. Новгород 218 -30 -16 -4,7 -12,0 +18,1 +21,6 Н. Тагил 238 -34 -21 -6,6 -16,1 +16,0 +21,5 Новороссийск 134 -13 -2 +4,4 +2,6 +23,7 - Одесса 165 -17 -6 +1,0 -2,5 +22,2 - Оренбург 201 -29 -20 -8,1 -14,8 +21,9 +26,9 Орск 204 -29 -21 -7,9 -16,4 +21,3 +26,3 Пенза 206 -27 -17 -5,1 -12,1 +19,8 +24,1 Пермь 226 -34 -20 -6,4 -15,1 +18,1 +21,8 Петрозаводск 237 -29 -14 -2,9 - - - Рига 205 -20 -9 -0,6 -5,0 +17,1 - Ростов-на- 175 -22 -8 -1,1 -5,7 +22,9 +27,4 Рязань 212 -27 -16 -4,2 -11,1 +18,8 +23,0 Самара 206 -27 -18 -6,1 -13,8 +20,7 +24,2 С-Петербург 219 -25 -11 -2,2 -7,9 +17,8 - Саратов 198 -25 -16 -5,0 -11,9 +22,1 +25,7 Смоленск 210 -26 -13 -2,7 -8,6 +17,6 +21,1 Стерлитамак 210 -36 -20 -7,1 -15,2 +19,6 +24,6 Таллинн 221 -21 -9 -0,8 -5,5 +16,6 - Тбилиси 152 -7 0 +4,2 +0,9 +24,4 - Тула 207 -28 -14 -3,8 -10,1 +18,4 +22,6 Ульяновск 213 -31 -18 -5,7 -13,8 +19,6 +23,8 Уральск 199 -30 -18 -6,5 -14,2 +22,6 +28,4 Уфа 211 -29 -19 -6,4 -14,1 +19,3 +23,4 Харьков 189 -23 -11 -2,1 -7,3 +20,8 +25,0 Челябинск 216 -29 -20 -7,1 -15,5 +18,8 +22,8 Дону Азиатская часть Актюбинск 203 -31 -21 -7,3 -15,6 +22,3 - Алма-Ата 166 -25 -10 -2,1 -7,4 +23,3 - Балхаш 190 -32 -20 -6,9 -15,2 +24,2 +27,3 Барнаул 219 -39 -23 -8,3 -17,7 +19,7 +24,0 Владивосток 201 -25 -16 -4,8 -14,4 +20,0 - Енисейск 245 -47 -28 -9,8 -22 +18,4 +22,3 Иркутск 241 -38 -25 -8,9 -20,9 +17,6 +22,6 Караганда 212 -32 -20 -7,5 -15,1 +20,3 +25,1 Красноярск 235 -40 -22 -7,2 -17,1 +18,7 +24,2 Кустанай 213 -35 -22 -8,7 -17,7 +20,2 +25,0 Минусинск 226 -42 -27 -9,5 -21,2 +19,6 +25,1 Новосибирск 227 -39 -24 -9,1 -19,0 +18,7 +23,0 Омск 220 -37 -23 -7,7 -19,2 +18,3 +23,0 Самарканд 132 -13 +3 +2,8 -0,3 +25,5 +33,1 Семипалатинск 202 -38 -21 -8,0 -16,2 +22,2 - Ташкент 130 -15 -6 +2,4 -0,9 +26,9 +33,3 Тобольск 229 -36 -22 -7,0 -18,5 +18,0 +21,6 Томск 234 -40 -25 -8,8 -19,2 +18,1 +22,5 Тюмень 220 -35 -21 -5,7 -16,6 +18,6 +22,4 Улан-Удэ 235 -38 -28 -10,6 -25,4 +19,4 +23,1 Хабаровск 205 -32 -23 -10,1 -22,3 +21,1 - Целиноград 215 -35 -22 -8,7 -17,4 +20,2 +25,2 Чита 240 -38 -30 -11,6 -26,6 +18,8 - Приложение №2. Число часов за отопительный период со среднесуточной температурой наружного воздуха, равной и ниже данной (для ориентировочных расчетов). Город -45 -40 -35 С Температура наружного воздуха, 0 -30 -10 -5 0 +8 -25 -20 -15 Европейская часть Архангельск - 1 10 48 150 380 820 1580 2670 4300 6024 Астрахань - - - 3 32 114 291 601 1238 2460 4128 Баку - - - - - - - - - - 2860 Брянск - - - 2 17 89 356 870 1730 3210 4950 Вильнюс - - - - 3 23 130 415 1040 2930 4650 Воронеж - - - 7 34 144 470 1020 1850 3380 4780 Волгоград - - - 1 13 126 420 930 1650 3100 4368 Екатеринбург - 1 11 54 198 494 1070 1980 3020 4000 5470 Златоуст - - 5 48 190 490 1100 2050 3060 4200 5560 Иваново - - 5 42 102 275 635 1300 2070 3800 5210 Казань - - 1 20 117 328 790 1520 2480 3800 5230 Киев - - - 1 5 36 165 502 1128 2352 4484 Киров - - 6 61 173 428 960 1750 2790 4080 5550 Кишинев - - - - - 2 46 226 615 2140 3980 Курск - - - 3 15 97 343 872 1740 3260 4750 Луганск - - - 1 8 61 222 605 1260 2760 4320 Львов - - - - 1 7 40 210 705 2260 4400 Магнитогорск - 7 26 65 190 566 1250 2560 3360 4100 5250 Махачкала - - - - - 3 18 72 260 1030 3620 Минск - - - 4 19 71 232 635 1344 2745 4860 Москва - - 3 15 47 172 418 905 1734 3033 4910 Мурманск - - - 6 38 135 452 1117 2276 4002 6740 Н. Новгород - - 2 25 99 281 685 1350 2320 3820 5230 Н. Тагил - 5 19 50 154 465 1030 2340 3300 4080 5700 Новороссийск - - - - - - - - - - 3220 Одесса - - - - - 5 26 156 544 1950 3960 Оренбург - - 5 35 166 500 1060 1810 2640 3770 4820 Орск - - 3 30 202 620 1250 2010 2760 3900 4890 Пенза - - 2 11 55 232 670 1420 2390 3670 4950 Пермь - 3 15 75 220 504 1050 1840 2850 4080 5420 Петрозаводск - - - 4 40 172 480 1070 2050 3890 5690 Рига - - - - 2 17 94 362 935 2880 4920 Ростов-на- - - - - 5 41 178 494 1130 2720 4200 Рязань - - 1 13 58 187 540 1170 2080 3620 5100 Самара - - 1 10 114 400 890 1490 2360 3780 4950 С-Петербург - - - - 21 83 273 708 1533 2878 5240 Саратов - - - 2 38 232 665 1320 2200 2570 4780 Смоленск - - - 2 23 112 381 964 1852 3241 5050 Таллинн - - - - 1 19 136 453 1132 2439 5300 Тбилиси - - - - - - - - - - 3650 Тверь - - - 14 48 160 516 1080 2020 3620 5250 Тула - - 2 10 24 70 206 456 2440 3500 4960 Ульяновск - - - 12 94 330 800 1560 2420 3660 5110 Уральск - - 2 17 98 362 855 1570 2380 3620 4770 Уфа - - 5 40 160 436 980 1780 2770 3900 5060 Харьков - - - 1 10 55 254 656 1420 3060 4550 Челябинск - - 7 39 166 520 1110 1950 2980 3920 5180 Дону Азиатская часть Актюбинск - - 1 22 154 480 1060 1760 2610 3800 4900 Алма-Ата - - 12 31 122 300 622 1102 1810 2820 4000 Барнаул 1 12 52 170 415 792 1430 2260 3120 4130 5250 Владивосток - - - - 2 91 518 1350 2210 3320 4820 Иркутск - 7 58 172 458 864 1730 2600 3300 4320 5780 Караганда - 3 35 109 276 584 1070 1870 2820 4020 5080 Красноярск 1 18 82 210 468 828 1360 2110 3000 4050 5650 Кустанай - 3 8 75 320 776 1430 2220 3080 4050 5110 Минусинск - 25 105 282 600 1065 1660 2390 3140 4130 5430 Новосибирск - 15 89 205 488 910 1550 2430 3290 4270 5450 Омск 1 6 64 195 485 950 1660 2480 3310 4250 5280 Самарканд - - - - - - 10 74 298 744 3170 Семипалатинск - 6 49 130 320 692 1280 2000 2860 3860 4850 Ташкент - - - - - 7 54 178 459 1206 3120 Тобольск - 6 43 158 386 820 1500 2360 3290 4070 5500 Томск 3 17 82 228 500 932 1600 2500 3360 4400 5600 Тюмень - 5 25 118 294 670 1270 2120 3050 4050 5280 Хабаровск - - 2 53 348 1050 1880 2600 3240 3900 4920 Чита - 22 146 478 1050 1800 2540 3160 3340 4400 5760 Приложение №3. Среднемесячные температуры наружного воздуха для ряда городов бывшего СССР (по данным СНиП II – А – 6 – 72. Строительная климатология и геофизика). 0 Среднемесячные температуры воздуха, С Город Сент. Окт. Ноябрь Дек. Янв. Фев. Март Апр. Май Июнь Архангельск +8,1 +1,4 -4,5 -9,81 -12,5 -12,0 -8,0 -0,6 +5,6 +12,3 Астрахань +17,3 +9,8 +2,1 -3,5 -6,8 -5,8 +0,1 +9,6 +17,8 +22,8 Барнаул +10,8 +2,6 -8,2 -15,2 -17,7 -16,3 -9,5 +1,8 +11,3 +17,4 Брянск +11,4 +5,1 -0,8 -6,0 -8,5 -8,3 -3,6 +5,2 +12,6 +16,6 Великие Луки +10,3 +4,9 -0,6 -5,7 -8,2 -7,9 -3,9 +4,4 +11,4 +15,1 Волгоград +16,1 +7,8 0,0 -6,1 -9,2 -8,7 -2,3 +8,3 +16,7 +21,6 Вологда +9,0 +2,5 -3,6 -9,2 -11,8 -11,4 -6,4 +2,1 +9,5 +14,4 Воронеж +12,8 +5,6 -1,1 -6,7 -9,3 -9,2 -4,1 +5,9 +14,0 +18,0 Гурьев +16,6 +8,1 -0,2 -6,0 -10,1 -9,1 -2,2 +8,9 +17,8 +23,1 Екатеринбург +9,2 +1,3 -7,1 -13,3 -15,3 -13,4 -7,3 +2,6 +10,1 +15,6 Енисейск +8,3 -0,4 -12,5 -20,9 -22,0 -19,0 -10,6 -0,9 +7,1 +15,0 Златоуст +8,4 +0,9 -7,5 -13,5 -15,4 -13,8 -8,0 +1,8 +9,8 +14,8 Иваново +9,6 +3,1 -3,5 -9,3 -11,8 -11,3 -6,2 +2,8 +10,6 +15,2 Иркутск +8,1 +0,5 -10,8 -18,7 -20,9 -18,3 -9,7 +1,0 +8,4 +14,8 Казань +10,7 +3,2 -4,7 -11,0 -13,5 -12,9 -7,0 +3,3 +12,1 +16,9 Каранганда +11,7 +2,8 -7,0 -13,3 -15,1 -14,5 -8,7 +3,0 +12,4 +17,9 Киев +13,9 +7,5 +1,2 -3,5 -5,9 -5,2 -0,4 +7,5 +14,7 +17,8 Киров +9,0 +1,5 -6,0 -12,0 -14,2 -13,1 -7,1 +2,0 +9,8 +15,5 Красноярск +9,9 +1,4 -9,1 -15,9 -17,1 -14,7 -7,6 +1,3 +8,8 +15,8 Махачкала +19,3 +13,6 +7,0 +2,3 -0,4 +0,1 +3,4 +9,2 +16,3 +21,5 Мичуринск +12,1 +5,2 -2,0 -7,6 -10,8 -10,2 -5,1 +4,9 +13,6 +17,8 Москва +11,7 +5,0 -1,6 -6,9 -9,4 -8,5 -3,6 +4,9 +12,9 +17,0 Н.Новгород +10,7 +3,2 -3,6 -9,2 -12,0 -11,6 -5,6 +3,4 +11,2 +16,3 Н.Тагил +8,2 +0,5 -7,6 -14,0 -16,1 -14,1 -8,3 +1,8 +8,7 +14,2 Николаев +16,7 +10,2 +3,8 -1,2 -3,6 -2,9 +2,0 +9,2 +16,2 +20,1 Новокузнецк +10,0 +2,1 -8,5 -15,6 -17,8 -15,6 -8,4 +1,4 +9,8 +16,2 Новороссийск +19,2 +14,2 +8,6 +5,0 +2,6 +2,7 +5,8 +10,6 +15,9 +20,2 Новосибирск +9,9 +1,5 -9,7 -16,9 -19,0 -17,2 -10,7 -0,1 +10,0 +16,3 Одесса +16,9 +11,4 +5,3 +0,2 -2,5 -2,0 +2,0 +8,2 +15,0 +19,4 Омск +10,4 +1,4 -8,9 -16,5 -19,2 -17,8 -11,8 +1,3 +10,7 +16,6 Оренбург +13,3 +4,6 -4,4 -11,5 -14,8 -14,2 -7,7 +4,7 +14,7 +19,8 Пермь +9,4 +1,6 -6,6 -12,9 -15,1 -13,4 -7,2 +2,6 +10,2 +16,0 Петрозаводск +9,2 +3,3 -2,1 -7,1 -9,7 -9,8 -5,9 +1,2 +7,6 +13,5 Пятигорск +15,6 +9,5 +2,8 -1,8 -4,1 -3,2 +1,1 +8,3 +14,7 +18,7 Ростов-на- +16,2 +9,2 +2,2 -3,1 -5,7 -5,1 +0,2 +9,0 +16,4 +20,0 Рязань +11,2 +4,2 -2,6 -8,2 -11,1 -10,4 -5,4 +4,1 +12,6 +16,7 Самара +12,4 +4,2 -4,1 -10,7 -13,8 -13,0 -6,8 +4,6 +14,0 +18,7 С-Петербург +10,8 +4,8 -0,5 -5,1 -7,7 -7,9 -4,2 +3,0 +9,6 +14,8 Саратов +14,1 +5,7 -2,4 -8,7 -11,9 -11,3 -5,2 +5,8 +15,1 +20,0 Семипалатинск +13,4 +4,6 -6,4 -13,5 -16,2 -15,4 -8,5 +4,5 +14,1 +20,0 Сочи +19,1 +14,8 +10,4 +7,2 +4,9 +5,3 +7,6 +11,1 +15,7 +19,7 Ташкент +19,4 +12,6 +6,4 +1,6 -0,9 +2,0 +7,6 +14,4 +20,0 +24,7 Тверь +9,9 +3,9 -2,2 -7,3 -10,4 -10,0 -5,2 +3,3 +11,0 +14,8 Тобольск +9,5 +0,8 -9,3 -16,4 -18,5 -16,1 -9,2 +1,3 +9,1 +15,8 Томск +9,2 +0,9 -10,4 -17,5 -19,2 -16,7 -10,1 -0,1 +8,6 +15,3 Тюмень +10,1 +1,8 -7,4 -14,4 -16,6 -14,8 -8,0 +2,7 +10,7 +16,7 Уральск +13,7 +5,1 -3,6 -10,6 -14,2 -13,8 -7,3 +5,5 +14,9 +20,2 Уфа +11,4 +3,0 -5,5 -11,9 -14,1 -13,4 -6,7 +4,0 +12,8 +17,7 Харьков +14,0 +7,1 +0,3 -4,8 -7,3 -6,9 -1,7 +7,7 +15,1 +18,6 Челябинск +10,8 +2,4 -6,4 -13,0 -15,5 -14,3 -7,9 +3,1 +11,9 +17,3 Ялта +19,1 +14,2 +9,3 +6,1 +4,0 +3,8 +5,9 +10,3 +15,6 +20,3 Дону Приложение №4. Укрупненные показатели максимального теплового потока на отопление жилых зданий на 1 м2 общей площади q o, Вт Этажность расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления t o, oC Характеристика зданий жилой застройки -5 -10 -15 -20 -25 -30 -35 -40 -45 -50 -55 Для постройки до 1985 г. Без 1-2 учета внедрения 148 154 160 205 213 230 234 237 242 255 271 3-4 энергосберегающих 95 102 109 117 126 134 144 150 160 169 179 5 и более мероприятий 65 70 77 79 86 88 98 102 109 115 122 147 153 160 194 201 218 222 225 230 242 257 С 1-2 учетом внедрения 3-4 энергосберегающих 90 97 103 111 119 128 137 140 152 160 171 5 и более мероприятий 65 69 73 75 82 88 92 96 103 109 116 Для постройки после 1985 г. По новым типовым проектам 1-2 145 152 159 166 173 177 180 187 194 200 208 3-4 74 80 86 91 97 101 103 109 116 123 130 5 и более 65 67 70 73 81 87 87 95 100 102 108 Примечание: 1. Энергосберегающие мероприятия обеспечиваются проведением работ по утеплению зданий при капитальных и текущих ремонтах, 2. направленных на снижение тепловых потерь. 3. Укрупненные показатели зданий по новым типовым проектам приведены с учетом внедрения прогрессивных архитектурно-планировочных решений 4. и применение строительных обеспечивающими снижение тепловых потерь. конструкций с улучшенными теплофизическими свойствами, Приложение №5. Укрупненные показатели среднего теплового потока на горячее водоснабжение q h Средняя за отопительный на одного человека, Вт, проживающего в здании период норма расхода воды при температуре 55 оС на с горячим без горячего горячее водоснабжение в с горячим водоснабжением с водоснабжения с сутки на 1 чел., водоснабжением учетом потребления в учетом потребления в общественных зданиях общественных зданиях проживающего в здании с горячим водоснабжением, л 85 247 320 73 90 259 332 73 105 305 376 73 115 334 407 73 Приложение №6. Удельные тепловые характеристики жилых и V, тыс.м 3 ки, Вт/м qот С 3 0 qв до 5 0.44 до 10 0.38 до 15 0.34 до 20 0.32 до 30 0.32 до 6 0.49 жилые 5-ти этажные крупно-блочные до 12 0.43 здания, жилые 9-ти этажные крупно- до 16 0.42 панельные здания до 25 0.43 до 40 0.42 до 5 0.50 0.10 до 10 0.44 0.09 до 15 0.41 0.08 Более 15 0.37 0.21 до 5 0.43 0.29 до 10 0.38 0.27 Более 10 0.35 0.23 жилые кирпичные здания административные здания клубы, дома культуры С Наименование зданий Удельные тепловые хар- темп-ра tв Объем зданий, Расчетная общественных зданий - 18 - 20 - 18 - 20 18 16 до 5 0.42 0.50 до 10 0.37 0.45 более 10 0.35 0.44 до 10 0.34 0.47 театры , цирки, концертные и зрелищно- до 15 0.31 0.46 спортивные залы до 20 0.25 0.44 до 30 0.23 0.42 до 5 0.44 0.50 до 10 0.38 0.40 Более 10 0.36 0.32 до 1500 0.60 0.70 до 8000 0.45 0.50 до 5 0.44 0.13 Более 5 0.39 0.12 до 5 0.45 0.10 до 10 0.41 0.09 Более 10 0.38 0.08 до 5 0.46 0.34 до10 0.42 0.32 до 15 0.37 0.30 Более 15 0.35 0.29 До 5 0.32 1.16 До 10 0.36 1.10 Более 10 0.27 1.04 до 5 0.44 0.93 до 10 0.38 0.90 Более 10 0.36 0.87 до 5 0.41 0.81 до 10 0.38 0.75 Более 10 0.35 0.70 комбинаты бытового обслуживания, дома до 0.5 0.70 0.80 быта До 7 0.50 0.55 Кинотеатры универмаги, магазины промтоварные магазины продовольственные детские сады и ясли школы и высшие учебные заведения больницы и диспансеры бани, душевые павильоны Прачечные предприятия общественного питания, столовые, фабрики-кухни 14 15 15 12 20 16 20 25 15 16 18 Приложение №7. Значения коэффициента . Теплопотребитель Жилищно-коммунальный сектор в промышленном городе 0.8 Жилищно-коммунальный сектор в южном (курортном) городе 1.5 Промышленное предприятие 1.0 Приложение №8. Удельные теплопотери qот и удельные расходы теплоты на вентиляцию q в промышленных, служебных зданий (для ориентировочных расчетов). Промышленные здания Назначение зданий Строительный объем зданий, тыс.м Удельная характеристика, Дж /( с м 3 0 С ) 3 для отопления qот для вентиляции 10-50 0,35-0,29 1,28-1,17 50-100 0,29-0,25 1,17-1,05 100-150 0,25-0,21 1,05-0,95 10-50 0,35-0,29 1,12-0,97 50-100 0,29-0,25 0,97-0,85 100-150 0,25-0,21 0,86-0,8 5-10 0,47-0,42 2,8-2,36 10-20 0,42-0,29 2,36-1,86 20-30 0,29-0,24 1,86-1,38 До 10 0,47-0,35 1,52-1,40 10-30 0,35-0,29 1,40-1,17 30-75 0,29-0,24 1,17-0,70 До 10 0,47-0,35 0,80-0,70 10-50 0,35-0,29 0,70-0,58 50-100 0,29-0,18 0,58-0,35 Механосборочные и 5-10 0,65-0,53 0,47-0,29 механические цехи, 10-50 0,53-0,47 0,29-0,17 слесарные мастерские 50-100 0,47-0,44 0,17-0,14 100-200 0,44-0,42 0,14-0,10 До 5 0,69-0,64 0,69-0,58 5-10 0,64-0,53 0,58-0,53 10-50 0,53-0,47 0,53-0,47 Цехи металлических 50-100 0,45-0,42 0,61-0,53 покрытий 100-150 0,42-0,35 0,53-0,42 Чугунолитейные цехи Сталелитейные цехи Меднолитейные цехи Термические цехи Кузнечные цехи Деревообделочные цехи qв Цехи покрытий До 2 0,75-0,69 5,85-4,70 металлами 2-5 0,69-0,64 4,70-3,45 5-10 0,64-0,53 3,45-2,36 5-10 0,69-0,58 0,23-0,18 10-20 0,58-0,53 0,18-0,12 До 5 0,81-0,75 0,47-0,35 5-10 0,75-0,69 0,35-0,29 Склады химикатов, До 1 1,0-0,86 - красок и т.п. 1-2 0,86-0,75 - 2-5 0,75-0,67 0,7-0,53 Склады моделей и 1-2 0,95-0,80 - главные магазины 2-5 0,80-0,70 - 5-10 0,70-0,53 - Бытовые и 0,5-1 0,70-0,53 - административные 1-2 0,53-0,47 - вспомогательные 2-5 0,47-0,39 0,17-0,14 помещения 5-10 0,39-0,35 0,14-0,13 10-20 0,35-0,29 0,13-0,11 До 0,5 1,53-1,40 - 0,5-2,0 1,40-0,80 - 2-5 0,80-0,58 0,18-0,12 Казармы и помещения 5-10 0,44-0,39 - ВОХР 10-15 0,39-0,36 - Ремонтные цехи Локомотивное депо Проходные Приложение №9. Поправочный коэффициент к величине qот . Расчетная температура наружного воздуха t o , С Расчетная температура наружного воздуха t o ,С 0 2.02 -30 1.00 -5 1.67 -35 0.95 -10 1.45 -40 0.90 -15 1.29 -45 0.85 -20 1.17 -50 0.82 -25 1.08 -55 0.80 Приложение №10. Нормы расхода горячей воды (СНиП 02.04.01-85 “Внутренний водопровод и канализация зданий”) Расход Потребитель Средне- в сутки Единица недельный, наибольшего максимально измерения л/сут водопотреблени часовой, л/ч я, л/сут Жилые дома квартирного типа, оборудованные: умывальниками, мойками и душами 1 житель 85 100 7,9 сидячими ваннами и душами 90 110 9,2 ваннами длиной от 1,5м до 1,7м и душами 105 120 10 115 130 10,9 50 60 6,3 60 70 8,2 80 90 7,5 70 70 8,2 100 100 10,4 150 150 15 180 180 16 75 75 5,4 90 90 7,7 110 110 9,5 120 120 4,9 75 75 8,2 5,2 6 1,2 25 25 25 Жилые дома квартирного типа при высоте зданий более 12 этажей и повышенном благоустройстве Общежития: с общими душевыми с душевыми во всех комнатах 1 житель с общими кухнями и блоками душевых на этажах Гостиницы, пансионаты и мотели с 1 житель общими ваннами и душами Гостиницы с ваннами в отдельных номерах: в 25% от общего числа номеров то же в 75% 1 житель во всех номерах Больницы: с общими ваннами и душевыми с санитарными узлами, приближенными к 1 койка палатам инфекционные Санатории и дома отдыха: с ваннами при всех жилых комнатах 1 койка с душевыми при всех жилых комнатах Поликлиники и амбулатории 1 больной в смену Прачечные: механизированные 1кг сухого белья немеханизированные 15 15 15 5 7 2 6 8 1,2 то же 8 9 1,4 1 блюдо 12,7 12,7 12,7 11,2 11,2 11,2 Административные здания 1 работник Учебные заведения с душевыми при 1 учащийся гимнастических залах и буфетами и 1 преподаватель Профессионально-технические училища Предприятия общественного питания: для приготовления пищи, реализуемой в обеденном зале то же продаваемой на дом Магазины: 1 работа- продовольственные ющий в 65 65 9,6 промтовары смену 5 7 2 для зрителей 1 место 1 1 0,1 для физкультурников 1 физкуль- 30 30 2,5 60 60 5 - 120 120 - 190 190 душевая кабина - 240 240 ванная кабина - 360 360 - 270 270 Стадионы и спортзалы: турник для спортсменов 1 спортсмен Бани: для мытья в мыльной с ополаскиванием в душе то же с приемом оздоровительных процедур Душевые в бытовых помещениях 1 душевая промышленных предприятий сетка в смену Приложение №11. Значение коэффициента . Типы компенсаторов Условный проход труб Dу , мм Для паропроводов Для водяных тепловых сетей и конденсатопроводов Транзитные магистрали Сальниковые П-образные отводами с гнутыми До 1000 0,2 0,2 До 300 0,5 0,3 П-образные со сварными отводами 200-350 0,7 0,5 400-500 0,9 0,7 600-1000 1,2 1 Разветвленные тепловые сети Сальниковые П-образные с гнутыми отводами П-образные отводами со сварными До 400 0,4 0,3 450-1000 0,5 0,4 До 150 0,5 0,3 175-200 0,6 0,4 250-300 0,8 0,6 175-250 0,8 0,6 300-350 1 0,8 400-500 1 0,9 600-1000 1,2 1 Приложение №12. Удельные перепады давления Ртр, Па/м, в стальных трубах при нормированной шероховатости кэ=0.0005 м и различных массовых расходах воды с температурой 100 С. dн S 600 700 800 dн S Условный проход труб D у , мм воды, G кг/с 500 Массовые расходы 400 Услов. проход труб D у , мм воды, G кг/с 350 Массовые расходы Услов. проход труб D у , мм воды, G кг/с Массовые расходы Продолжение 900 1000 1200 1400 dн S 40 4,31 - - 200 7 - - 500 5,98 - - - 50 6,73 - - 250 10,9 5,45 - 600 8,61 4,98 - - 60 9,69 5,14 - 300 15,7 7,84 - 700 11,7 6,77 - - 70 13,2 7,00 - 350 21,4 10,7 5,34 800 15,3 8,85 - - 80 17,2 9,15 - 400 28 13,9 6,97 900 19,4 11,2 - - 90 21,8 11,6 - 450 35,4 17,6 8,42 1000 23,9 13,8 5,4 - 100 26,9 14,3 - 500 43,7 21,8 10,9 1200 34,4 19,9 7,78 - 110 32,6 17,3 - 550 52,9 26,4 13,2 1400 46,9 27,1 10,6 4,78 120 38,8 20,6 - 600 63 31,4 15,7 1600 61,2 35,4 13,8 6,24 130 45,5 24,2 - 650 73 36,8 18,4 1800 77,5 44,8 17,,5 7,9 140 52,7 28,0 - 700 85,7 42,7 21,4 2000 95,7 55,3 21,1 9,75 150 60,6 32,2 9,93 750 98,4 49 24,5 2200 116 66,9 26,1 11,8 160 68,9 36,6 11,3 800 112 55,8 27,5 2400 138 79,6 31,1 14 170 77,8 41,3 12,6 850 126 63 31,5 2600 162 93,4 36,5 16,5 180 87,2 46,3 14,3 900 142 70,6 35,3 2800 188 108 42,3 19,1 190 97,2 51,6 15,9 950 158 79,7 39,3 3000 215 124 48,6 21,9 200 108 57,2 17,6 1000 175 87,1 43,6 3200 245 142 55,3 25 220 130 69,9 21,4 1100 212 105 52,7 3400 276 160 62,4 28,2 240 155 82,3 25,4 1200 252 125 62,8 3600 310 179 70 31,6 260 182 96,6 29,8 1300 296 147 73,6 3800 345 200 78 35,2 280 211 112 34,6 1400 343 171 85,4 4000 383 221 86,4 39 300 242 129 39,7 1500 394 196 98 4500 484 280 109 49,3 320 276 146 45,2 1600 449 223 112 5000 - 346 135 60,9 340 311 165 51,0 1700 506 252 126 5500 - 418 163 73,7 360 349 185 57,2 1800 - 282 141 6000 - 498 194 87,7 380 389 206 63,7 1900 - 315 157 6500 - - 220 103 400 431 229 70,6 2000 - 349 174 7000 - - 265 119 450 545 289 89,3 2200 - 427 211 7500 - - 304 137 500 - 357 110 2400 - 501 251 8000 - - 346 156 550 - 432 133 2600 - - 295 8500 - - 390 176 600 - 515 159 2800 - - 342 9000 - - 437 197 650 - - 189 3000 - - 392 9500 - - 487 220 700 - - 216 3200 - - 446 10000 - - 540 244 750 - - 248 3400 - - 504 11000 - - - 295 800 - - 282 850 - - 319 900 - - 357 950 - - 398 Приложение №13. Значения коэффициентов местных сопротивлений. Местное сопротивление Местное сопротивление Задвижка нормальная 0.5 Вентиль с косым шпинделем 0.5 Отводы сварные двухшовные под углом 90° 0.6 Вентиль с вертикальным шпинделем 6 Обратный клапан нормальный 7 Отводы сварные трехшовные под углом 90° 0.5 Обратный клапан “захлопка” 3 Отводы гнутые под углом 90° гладкие при Кран проходной 2 R/d: Компенсатор сальниковый 0.3 1 1 3 0.5 4 0.3 Компенсатор П-образный: с гладкими отводами 1.7 с крутоизогнутыми отводами 2.4 со сварными отводами 2.8 Тройник при слиянии потоков: проход* 1.5 ответвление 2 Отводы гнутые под углом 90° со складками Тройник при разделении потока: при R/d: проход* 1 ответвление 1.5 3 0.8 4 0.5 Отводы сварные одношовные под углом, Тройник при потоке: град: расходящемся 2 встречном 3 Грязевик 10 60 0.7 45 0.3 30 0.2 *Коэффициент отнесен к участку с суммарным расходом воды. Приложение №14. Значения l э для труб при = 1 Размеры труб, мм D y , мм d н S , мм l э, м, при k э, м Размеры труб, мм 0,0002 0,0005 0,001 D y , мм d н S , мм l э, м, при k э, м 0,0002 0,0005 0,001 25 33,53,2 0,84 0,67 0,56 350 3779 21,2 16,9 14,2 32 382,5 1,08 0,85 0,72 400 4269 24,9 19,8 16,7 40 452,5 1,37 1,09 0,91 400 4266 25,4 20,2 17 50 573 1,85 1,47 1,24 450 4807 29,4 23,4 19,7 70 763 2,75 2,19 1,84 500 5308 33,3 26,5 22,2 80 894 3,3 2,63 2,21 600 6309 41,4 32,9 27,7 100 1084 4,3 3,42 2,87 700 72010 48,9 38,9 32,7 125 1334 5,68 4,52 3,8 800 82010 57,8 46 38,7 150 1594,5 7,1 5,7 4,8 900 92011 66,8 53,1 44,7 175 1945 9,2 7,3 6,2 1000 102012 76,1 60,5 50,9 200 2196 10,7 8,5 7,1 1100 112012 85,7 68,2 57,3 250 2737 14,1 11,2 9,4 1200 122014 95,2 95,2 63,7 300 3258 17,6 14,0 11,8 1400 142014 115,6 91,9 77,3 Приложение №15. Теплоизоляционные материалы Условный проход Материал трубопровода, мм Теплопроводность Средняя сухого материала, плотность, , кг/м , Вт 3 м0 С Максимальная температура вещества, 0С Армопенобетон 150-800 350-450 0,105-0,13 150 Битумоперлит 50-400 450-550 0,11-0,13 130 Битумокерамзит до 500 600 0,13 130 Пенополимербетон 100-400 400 0,13 150 Пенополиуретан 100-400 60-80 0,07 120 до 1000 100 0,05 150 Фенольный поропласт ФЛ, монолитный Приложение №16. Нормы плотности теплового потока qe, Вт/м, через изолированную поверхность трубопроводов двухтрубных водяных тепловых сетей при числе часов работы в год более 5000. тип прокладки Условный проход открытый воздух труб тоннель, помещение непроходной канал бесканальная средняя температура теплоносителя, оС d, мм 50 100 50 100 50 90 50 90 1 2 3 4 5 6 7 8 9 25 13 25 10 22 10 23 24 44 32 14 27 11 24 11 24 26 47 40 15 29 12 26 12 25 27 50 50 17 31 13 28 13 28 29 54 65 19 36 15 32 15 34 33 60 80 21 39 16 35 16 36 34 61 100 24 43 18 39 17 41 35 65 125 27 49 21 44 18 42 39 72 150 30 54 24 49 19 44 43 80 200 37 65 29 59 22 54 48 89 250 43 75 34 68 25 64 51 96 300 49 84 39 77 28 70 56 105 350 55 93 44 85 30 75 60 113 400 61 102 48 93 33 82 63 121 450 65 109 52 101 36 93 67 129 500 71 119 57 109 38 98 72 138 600 82 136 67 125 41 109 80 156 700 92 151 74 139 43 126 86 170 800 103 167 84 155 45 140 93 186 900 113 184 93 170 54 151 1000 124 201 102 186 57 158 Приложение №17. Расстояние между неподвижными опорами трубопроводов. Условный проход труб, мм Компенсаторы П- Компенсаторы образные сальниковые Самокомпенсация Расстояния между неподвижными опорами в м при параметрах теплоносителя: Рраб =8-16 кгс/см2, t=100-150 0 С 25 - - - 32 50 - 30 40 60 - 36 50 60 - 36 70 70 - 42 80 80 - 48 100 80 70 48 125 90 70 54 150 100 80 60 175 100 80 60 200 120 80 72 250 120 100 72 300 120 100 72 350 140 120 84 400 160 140 96 450 160 140 96 500 180 140 108 600 200 160 120 700 200 160 120 800 200 160 120 900 200 160 120 1000 200 160 120 Приложение №18. Среднегодовая температура среды, окружающей трубопровод. Тип прокладки трубопровода tе ,0С прокладка в туннелях 40 прокладка в помещениях 20 прокладка в неотапливаемых техподопольях 5 0 С 0 С 0 С надземная прокладка на открытом воздухе tн подземная прокладка 1…5 Приложение №19. Значение коэффициента k1. способ прокладки трубопровода Район строительства Европейские районы (1.1-1.5, 11.1-11.2) Западная Сибирь (V111.1-V111.5) открытый тоннель, непроходной воздух помещение канал 1.0 1.0 1.0 1.0 1.03 1.05 1.03 1.02 1.07 1.09 1.07 1.03 0.88 0.9 0.8 0.96 0.9 0.95 0.85 - бесканаль-ная Восточная Сибирь (l.l-lX.3) Дальний Восток (X.l-X.3) Районы Крайнего Севера и приравненные к ним (Ic-Xc) Приложение №20. Значение коэффициента k2. условный проход трубопроводов, мм Материал теплоизоляционного слоя 25-65 80-150 200-300 350-500 Полимербетон 0,7 0,8 0,9 1,0 0,5 0,6 0,7 0,8 Пенополиуретан, фенольный поропласт ФЛ Приложение №21. Технические характеристики основных сетевых воды, К(С), не более Температура перекачиваемой 0,044(160) 50 5,5 0,39 4 50(3000) 29 73 - СЭ-160-70 0,044(160) 70 5,5 0,39 4 50(3000) 37 79 - СЭ-160-100 0,044(160) 10 5,5 0,39 4 50(3000) 59 71 СЭ-250-50 0,069(250) 0 7,0 0,39 4 50(3000) 41 80 - СЭ-320-110 0,089(320) 50 8,0 0,39 4 50(3000) 114 80 - СЭ-500-70-11 0,139(500) 11 10,0 1,08 11 50(3000) 103 82 1034 СЭ-500-70-16 0,139(500) 0 10,0 1,57 16 50(3000) 103 82 1034 СЭ-500-140 0,139(500) 70 10,0 1,57 16 50(3000) 210 81 - СЭ-800-55-11 0,221(800) 70 5,5 1,08 11 25(1500) 132 81 1514 СЭ-800-55-16 0,221(800) 14 5,5 1,57 16 25(1500) 132 81 1514 СЭ-800-100-11 0,221(800) 0 5,5 1,08 11 25(1500) 243 80 3035 СЭ-800-100-16 0,221(800) 55 5,5 1,57 16 25(1500) 243 80 СЭ-800-160 0,221(800) 55 14,0 1,57 16 50(3000) 378 82 - СЭ-1250-45-11 0,347(1250 10 7,5 1,08 11 25(1500) 166 82 2125 СЭ-1250-45-25 ) 0 7,5 2,45 25 25(1500) 166 82 2125 СЭ-1250-70-11 0,347(1250 10 7,5 1,08 11 25(1500) 260 82 1621 СЭ-1250-70-16 ) 0 7,5 1,57 16 25(1500) 260 82 1621 СЭ-1250-100 0,347(1250 16 7,5 1,57 16 25(1500) 370 82 - СЭ-1250-140-11 ) 0 7,5 1,08(11) 25(1500) 518 82 4141 СЭ-1250-140-16 0,347(1250 45 7,5 1,57(16) 25(1500) 518 82 4141 Подача, м3/с (м3/ч) 393(120) 453(180) Масса насоса, кг К. п. д., %, не менее СЭ-160-50 Тип насоса Напор, м Мощность, кВт (синхронная), 1/с(1/мин) Частота вращения МПа(кгс/см2) не более Давление на входе в насос, запас, м ст.ж., не менее Допустимый кавитационный насосов. - 3035 СЭ-1600-50 ) 45 8,5 2,45(25) 25(1500) 234 83 - СЭ-1600-80 0,347(1250 70 8,5 1,57(16) 25(1500) 388 80 - СЭ-2000-100 ) 70 22,0 1,57(16) 50(3000) 572 85 СЭ-2000-140 0,347(1250 10 22,0 1,57(16) 50(3000) 810 84 - СЭ-2500-60-11 ) 0 12,0 1,08(11) 25(1500) 422 86 3770 СЭ-2500-60-25 0,347(1250 14 12,0 2,45(25) 25(1500) 422 86 - СЭ-2500-180-16 ) 0 28,0 1,57(16) 50(3000) 1380 84 - СЭ-2500-180-10 0,445(1600 14 28,0 0,98(10) 50(3000) 1380 84 2277 СЭ-3200-70 ) 0 15,0 0,98(10) 25(1500) 672 86 - СЭ-3200-100 0,445(1600 50 15,0 0,98(10) 25(1500) 898 86 СЭ-3200-160 ) 80 32,0 0,98(10) 50(3000) 1530 86 - СЭ-5000-70-6 0,555(2000 10 15,0 0,59(6) 25(1500) 1035 87 5220 СЭ-5000-70-10 ) 0 15,0 0,98(10) 25(1500) 1035 87 5220 СЭ-5000-100 0,555(2000 14 15,0 1,57(16) 25(1500) 1340 87 453(180) - СЭ-5000-160 ) 0 40,0 0,98(10) 50(3000) 2340 87 393(120) 4870 0,695(2500 60 ) 60 0,695(2500 18 ) 0 0,695(2500 18 ) 0 0,695(2500 70 ) 10 0,890(3200 0 ) 16 0,890(3200 0 ) 70 0,890(3200 70 ) 10 1,390(5000 0 ) 16 1,390(5000 0 ) 1,390(5000 ) 1,390(5000 ) 453(180) 393(120) - - Приложение №22. Технические характеристики основных центробежных насосов типа К. Марка Производи- Полный насоса тельность, м3/ч напор, м 1 К-6 Частота вращения колеса, об/мин Рекомендуемая мощность электродвигателя, кВт Диаметр рабочего колеса, мм 6-11-14 20-17-14 137 128 1,5 К-6а 5-913 16-14-11 1,7 115 1,5 К-6б 4-9-13 12-11-9 1,0 105 2 К-6 10-20-30 34-31-24 4,5 162 2 К-6а 10-20-30 28-25-20 2,8 148 2 К-6б 10-20-25 22-18-16 2,8 132 2 К-9 11-20-22 21-18-17 2,8 129 2 К-9а 10-17-21 16-15-13 1,7 118 2 К-9б 10-15-20 13-12-10 1,7 106 3 К-6 30-45-70 62-57-44 14-20 218 3 К-6а 30-50-65 45-37-30 10-14 192 3 К-9 30-45-54 34-31-27 7,0 168 3 К-9а 25-85-45 24-22-19 4,5 143 4 К-6 65-95-135 98-91-72 55 272 4 К-6а 65-85-125 82-76-62 40 250 4 К-8 70-90-120 59-55-43 28 218 4 К-8а 70-90-109 48-43-37 20 200 4 К-12 65-90-120 37-34-28 14 174 4 К-12а 60-85-110 31-28-23 14, 163 4 К-18 60-80-100 25-22-19 7,0 148 4 К-18а 50-70-90 20-18-14 7,0 136 6 К-8 110-140-190 36-36-31 28 328 6 К-8а 110-140-180 30-28-25 20 300 6 К-8б 110-140-180 24-22-18 20 275 6 К-12 110-160-200 22-20-17 14 264 6 К-12а 95-150-180 17-15-12 10 240 8 К-12 220-280-340 32-29-25 40 315 8 К-12а 200-250-290 26-24-21 28 290 8 К-18 220-285-360 20-18-15 20 268 8 К-18а 200-260-320 17-15-12 20 250 2900 1450 Приложение №23. Типоразмеры П-образных компенсаторов. Диаметр Dy, Dн , мм мм 50 100 125 150 200 250 300 350 400 51 108 133 159 219 273 325 377 427 Н, м b, мм с, мм d, мм e, мм f , мм R, мм l, мм L, м lк, мм 0,6 1200 500 200 100 150 200 314 2,05 50 0,8 1200 500 400 100 150 200 314 2,45 70 1,0 1200 500 600 100 150 200 314 2,85 100 1,2 1200 500 800 100 150 200 314 3,25 120 1,2 2600 1100 300 200 300 450 707 4,28 100 1,6 2600 1100 700 200 300 450 707 5,02 150 2,0 2600 1100 1100 200 300 450 707 5,82 250 2,4 2600 1100 1500 200 300 450 707 6,62 280 1,5 2970 1310 440 250 300 530 832 5,02 100 2,0 2970 1310 940 250 300 530 832 6,05 180 2,5 2970 1310 1440 250 300 530 832 7,05 260 3,0 2970 1310 1940 250 300 530 832 8,05 310 1,8 3520 1560 540 300 350 630 989 6,03 120 2,4 3520 1560 1140 300 350 630 989 7,23 220 3,0 3520 1560 1740 300 350 630 989 8,43 280 3,6 3520 1560 2340 300 350 630 989 9,63 350 2,4 4600 2100 700 400 400 850 1335 7,94 160 3,2 4600 2100 1500 400 400 850 1335 9,64 240 4,0 4600 2100 2300 400 400 850 1335 11,14 350 4,8 4600 2100 3100 400 400 850 1335 12,74 420 3,0 5500 2500 1000 500 500 1000 1571 9,78 200 4,0 5500 2500 2000 500 500 1000 1571 11,78 310 5,0 5500 2500 3000 500 500 1000 1571 13,78 400 6,0 5500 2500 4000 500 500 1000 1571 15,78 600 3,6 6800 3100 1100 600 600 1250 1963 11,85 260 4,8 6800 3100 2300 600 600 1250 1963 14,25 400 6,0 6800 3100 3500 600 600 1250 1963 16,65 500 7,2 6800 3100 4700 600 600 1250 1963 19,65 680 4,2 8100 3700 1200 700 700 1500 2355 13,92 320 5,6 8100 3700 2600 700 700 1500 2355 16,72 470 7,0 8100 3700 4000 700 700 1500 2355 19,52 640 4,8 9600 4400 1200 800 800 1800 2827 16,40 300 6,4 9600 4400 2800 800 800 1800 2827 19,30 410 8,0 9600 4400 4400 800 800 1800 2827 22,50 600 500 529 6,0 11000 5000 2000 1000 1000 2000 3142 19,56 350 8,0 11000 5000 4000 1000 1000 2000 3142 23,56 500 10,0 11000 5000 6000 1000 1000 2000 3142 27,56 650 Примечание: L выпрямленная - длина компенсатора, lк – компенсирующая способность, при условии предварительной растяжки при монтаже на lк/2. Приложение №24. Технические характеристики теплоизоляционных изделий, допускаемых к применению в качестве основного слоя изоляции для трубопроводов тепловых сетей при воздушной прокладке. Наименование Условные Плотность Расчетная Макс. проходы конструкции, тепло- темп. проводность применения, труб кг/м 3 при Dу,мм Цилиндры и полуцилиндры из 25-100 мин. ваты Плиты мягкие из мин.ваты 100-450 10 4 100 0,049 2,1 150 0,051 2,0 200 0,053 1,9 55-75 0,040 2,9 76-115 0,043 2,2 0 С 400 Основные размеры, мм Толщина Длина Ширина l d вн 40-80 500- 25-219 1500 400 60-100 1000 500 и 1000 Те же плиты 500-1400 90-150 0,044 2,1 400 50-80 1000 полужесткие 500 и 1000 Маты минераловатные прошивные в 200-1400 обкладке из 90 0,043 2,2 120 0,045 2,1 150 0,049 2,0 60 0,040 3,0 80 0,042 2,8 1000- 500- 400 40-120 2500 2500 180 30-80 1000- 500- 13000 1500 мет.сетки Маты из стеклянного штапельного волокна на синтетическом связующем 50-400 Сегменты из 65-85 0,041 2,3 130 300-1000 86-110 0,043 1,9 150 50-150 350 0,075 1,5 440 400 0,078 1,5 300 0,074 1,5 вулканитовые 350 0,079 1,5 Полуцилиндры 200 0,069 1,5 225 0,071 1,5 200 0,069 1,5 225 0,071 1,5 пенопласта 1000 327- 30-80 1500 1023 40-80 250 и 57-159 ФРП-1 Полуцилилиндры совелитовые Полуцилиндры известково- 200-400 100-250 500 440 40-80 500 57-273 440 70-120 1000 112-280 440 50-150 1000 252-994 кремнеземистые Сегменты известково- 250-1000 кремнеземистые Приложение №25. Параметры и номинальная производительность паровых котлов низкого и среднего давления по ГОСТ 3619-89. Номинальные параметры Типоразмер Абс. давл. пара, МПа Пр 0,16-9Пр 1- 0,9 Темп. пара, Энтальпия С пара, кДж/кг 174,5 2772 0 Номинальная Темп. пит. воды, 0 С 50 (насыщ) Е 0,25-9 Е10-9 0,9 174.5 паропроизвод. Dном, кг/с 0,044; 0,069; 0,111; 0,195; 0,278 2772 50-100 (насыщ) 0,69; 0,111; 0,195; 0,278; 0,444; 0,694; 1,11; 1,81; 2,78 Е2,5-14 1,4 194 2788 100 0,694 Е4-14 Е35-14 1,4 194(нас) 2788 100 1,14; 1,81; 2,78; 4,44; или 225 6,94; 9,72 (перегр) Е50-14 Е100-14 1,4 225 2869 100 13,9; 20,8; 27,8 Е10-24 Е35-24 2,4 221 (нас) 2800 100 2,78; 6,94; 9,72 250 2887 (перегр) Е50-24 Е160-24 2,4 250 1887 100 13,9; 27,8; 44,4 Е10-40 Е75-40 3,9 440 3309 145 2,78; 4,44; 6,94; 9,72; 13,9; 20,8 МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Дальневосточный федеральный университет» (ДВФУ) ФИЛИАЛ ДВФУ В Г. ПЕТРОПАВЛОВСК-КАМЧАТСКИЙ КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ МАТЕРИАЛЫ по дисциплине «Источники и системы теплоснабжения предприятий» <140104.65> - «<ПРОМЫШЛЕННАЯ ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКА» г. Петропавловск-Камчатский 2012 ТЕСТ по дисциплине «Источники и системы теплоснабжения предприятий» Правильные ответы отметить знаком «+». 1. При классификации электростанции по начальным параметрам Ответ пара к понятию «на сверхкритических параметрах» относятся давление Р (МПа) и температура Т (К) равные: 17,5 и 800 24,0 и 833 + 13,0 и 900 9,0 и 693 30 и 500 2. При каком сочетании энергетического оборудования может быть Ответ осуществлено комбинированное производство электроэнергии и теплоты? Энергетический котел и турбина типа «К» Энергетический котел, турбина типа «К» и водогрейный котел Энергетический котел и турбина типа «ПТ» + 3. Отсутствие парогенератора в тепловой схеме АЭС имеет место Ответ при использовании реактора типа водо- водяной (ВВЭР) на быстрых нейтронах уран-графитовый канальный 4. Какие ориентировочные + значения имеет термический КПД, Ответ определяющий общий КПД (брутто) КЭС, в % 95 30 55 5. Какие + ориентировочные значения имеет относительный Ответ внутренний КПД турбины, определяющий общий КПД (брутто) КЭС, в % 86 + 55 32 6. Какие ориентировочные значения имеет КПД парового котла, Ответ определяющий общий КПД (брутто) КЭС, в % 65 90 + 98 7. Какие ориентировочные значения имеет механический КПД, Ответ определяющий общий КПД (брутто) КЭС, в % 99 + 85 90 8. Какие ориентировочные значения имеет электрический КПД, Ответ определяющий общий КПД (брутто) КЭС, в % 70 99 + 92 9. Какие ориентировочные значения имеет КПД трубопроводов, Ответ определяющий общий КПД (брутто) КЭС, в % 75 85 97 10. + Удельный расход условного топлива на выработку Ответ электроэнергии при КПД КЭС, равным 37%, составит (г.у.т/ кВт∙ч) 318,6 346,2 332,4 308,7 + 362,8 11. Максимальной выработки электроэнергии на тепловом Ответ потреблении можно достичь на турбоустановках типа «К» «ПТ» «ТК» «Р» + «Т» 12. Какой из методов распределения расходов топлива по видам Ответ отпускаемой продукции от ТЭЦ используется в настоящее время в энергетике РФ физический эксергетический метод ОРГРЭС + 13. Как влияет повышение начального температура и конечное давление давления пара (начальная Ответ постоянны) на величину термического КПД турбоустановки не влияет увеличивает + уменьшает 14. Как влияет повышение начального температура и конечное давление давления пара (начальная Ответ постоянны) на величину относительного внутреннего КПД турбоустановки не влияет увеличивает уменьшает 15. При + какой комбинации температур (оС) давление конденсаторе будет наименьшим температура охлаждающей воды при входе в конденсатор: в Ответ 4 то же при выходе: 14 недогрев воды до температуры насыщения: температура охлаждающей воды 8 при входе в конденсатор: 10 то же при выходе: 18 недогрев воды до температуры насыщения: температура охлаждающей воды 6 при входе в конденсатор: + 8 то же при выходе: 17 недогрев воды до температуры насыщения: 16. Какое условие должно соблюдаться 4 по соотношениям Ответ удельных работ основного (l осн) и дополнительного (l доп) циклов, чтобы получить приращение термического КПД? (l доп) = (l осн) + (l доп) > (l осн) (l доп) < (l осн) 17. Как влияет осуществление (после сепарации за ЦВД) перегрева на пара термический острым паром Ответ КПД цикла с турбоустановкой влажнопарового типа уменьшает + увеличивает не влияет 18. На сколько (в %) изменится расход увеличится (+), острого пара уменьшится (-) или не Ответ при входе в турбину при постоянстве вырабатываемой мощности, если доля отбираемого пара на регенерацию составляет 20% от расхода острого пара, коэффициент недовыработки равен 0,3 -8 0 +10 -6 + -12 19. В регенеративном подогревателе какого типа температура Ответ воды на выходе из него будет больше (при условии одинаковых параметров греющего пара, поступающего в подогреватели) поверхностного смешивающего + 20. Как влияет осуществление (после сепарации за ЦВД) перегрева на пара термический острым паром Ответ КПД цикла с турбоустановкой влажнопарового типа насосная подача в линию главного конденсата после выхода + воды из подогревателя насосная подача в линию главного конденсата перед входом воды в подогреватель каскадный слив 20. Какая схема промежуточного включения перегрева в пароохладителей меньшей степени (ПО) после Ответ влияет на повышение тепловой экономичности турбоустановки выносной ПО с последовательным включением по питательной воде (схема Виолен) добавление поверхности ПО к поверхности нагрева данного + подогревателя («встроенный» ПО) выносной ПО с параллельным включением по питательной воде (схема Рикара) 21. Экономически наивыгоднейшая температура питательной воды Ответ по отношению к величине теоретически оптимальной температуре питательной воды равной большей (термодинамически) является меньшей + 22. Отсутствие в тепловой схеме турбоустановки группы ПВД Ответ характерно для энергоблоков АЭС с реакторами типа урано - графитовый канальный (РБМК) + на быстрых нейтронах водо-водяной корпусной (ВВЭР) 23. К потерям пара и конденсата в тепловой схеме электростанции Ответ не относятся выход продувочной воды из расширителя продувки утечки пара из уплотнений турбины протечки пара и конденсата + из соответствующих трубопроводов 24. При каком значении давления в расширителе продувочной Ответ воды Ррасш. (МПа) образуется максимальное количество пара? Давление в барабане парового котла одинаково и равно 16 МПа 14 0,7 6 1,2 0,5 + 10 25. Расход воды при непрерывной продувке котла для Ответ установившегося режима при восполнении потерь обессоленной водой или дистиллятом испарителей должен поддерживаться в следующих пределах (не более - не менее) в % паропроизводительности котла 1,0 – 0,5 2,1- 1,3 3,2- 1,8 1,7 - 1,1 + 26. Какая схема включения испарителя имеет более высокую Ответ тепловую экономичность при конденсации вторичного пара испарителя в штатном регенеративном подогревателе при наличии собственного конденсатора вторичного пара + испарителя 27. В испарителе поверхностного типа теплообмен при Ответ изменении агрегатного состояния имеет место: со стороны греющего пара со стороны питательной воды испарителя изменение агрегатного состояния рабочих тел отсутствует со сторон греющего пара и питательной воды 28. + Потребитель технологической нагрузки может получать пар Ответ одних и тех же параметров и расходов в одном случае непосредственно из промышленного отбора турбины типа ПТ, в другом – от паропреобразователя, подключенного к этому отбору. Как изменится выработка электрической мощности во втором случае по отношению к первому увеличится не изменится уменьшится 29. Линейная теплофикационной + конфигурация нагрузки в наружного воздуха, построенная области отрицательных температур суммарного зависимости графика Ответ от температуры на основе ее составляющих в изменяет угол наклона. Это объясняется характером изменения ветиляционной нагрузки нагрузки горячего водоснабжения отопительной нагрузки + 30. Величина расчетной теплофикационной нагрузки ТЭЦ равна Ответ 900 МВт (т), ГДж/ч. величина пиковой теплофикационной нагрузки - 1130 Чему равен расчетный коэффициент теплофикации 0,80 0,65 + 0, 45 0,9 1,05 31. ТЭЦ №1, №2 и №3 спроектированы с расположены в одном городе и Ответ расчетным часовым коэффициентом теплофикации 0,65; 0,5 и 0,55 соответственно. В каком порядке при последовательном понижении температуры наружного воздуха должны включаться ПВК этих ТЭЦ №1, №2; №3 одновременно №2; №3; №1 + №3; №1; № 2. 32. Как влияет на качество дегазации недогрев деаэрируемой Ответ воды в деаэраторе до температуры насыщения не влияет ухудшает + улучшает 33. При работе поступающий энергоблока на номинальном в деаэратор питательной постоянном давлении воды режиме пар, Ответ работающий на от отбора турбины, дросселируется в регулирующем клапане на величину максимальную + минимальную в пределах 40-50% от величины давления в отборе 34. Применение бездеаэраторной тепловой схемы энергоблока Ответ приводит к изменению удельного расхода теплоты остается постоянным увеличивается на 0,9 – 1,0% уменьшается на 0,6 – 0,7% 35. + Включение в тепловую схему энергоблока бустерного насоса Ответ имеет целью увеличить производительность ПН избежать вскипания воды в ПВД обеспечить более надежную работу ПН 36. + При величине электрической мощности энергоблока равной Ответ нулю, расход пара при входе в турбину составляет ( %) 100 25 - 30 0 3–6 + 12- 15 40 -50 37. Изменение удельного конденсационного типа расхода теплоты в зависимости от турбоустановкой Ответ изменения мощности (до ее номинального значения) происходит по прямой линейно с углом наклона 60 град. по гиперболе 38. + Расчетный коэффициент избытка воздуха топки камерного типа котла при работе на на выходе из Ответ твердом топливе (антрацит, тощие угли, полуантрацит) находится в пределах 0,9 – 1,1 1,4 – 1,6 1,2 – 1,25 1,8 – 2,0 + Вопросы к экзамену по дисциплине «Источники теплоснабжения промышленных предприятий» Общие сведения и классификация систем теплоснабжения. Классификация котельных в системах теплоснабжения. Присоединение паровой котельной к паровой системе теплоснабжения. Присоединение паровой котельной к водяной системе теплоснабжения. Присоединение водогрейной котельной к тепловой сети. Тепловая схема водогрейной котельной. Присоединение пароводогрейной котельной к тепловой сети (с подогревом воды во внутрибарабанном устройстве). 8. Присоединение пароводогрейной котельной к тепловой сети (с подогревом воды во встроенных поверхностях нагрева). 9. Технологическая структура котельной в системе теплоснабжения. 10.Тепловая мощность котельной в системе теплоснабжения. 11.Энергетические (технологические) показатели котельной. 12.Экономические показатели котельной. 13.Режимные (эксплуатационные) показатели котельной. 14.Сущность комбинированной выработки тепловой и электрической энергии (принцип теплофикации). 15.Энергетическая эффективность теплофикации. 16.Способы отвода теплоты из паросилового цикла при комбинированной выработке тепловой и электрической энергии. 17.Отвод теплоты из цикла паросиловой установки путем ухудшения вакуума в конденсаторе турбины. 18.Отвод теплоты из цикла паросиловой установки через регулируемые отборы пара в турбине. 19.Отвод теплоты из паросилового цикла путем применения турбин противодавления. 20.Типы и особенности теплофикационных турбин. 21.Рациональное распределение нагрузки между блоками. 22.Технологическая схема теплоподготовительной установки на базе турбины «Т». 23.Технологическая схема теплоподготовительной установки на базе турбины «ПТ». 24.Определение расходов топлива и к.п.д. ТЭЦ. 25.Коэффициент теплофикации. 26.Экономические и режимные (эксплуатационные) показатели ТЭЦ. 27.Пароводяные подогревательные установки ТЭЦ. Горизонтальный теплофикационный подогреватель. 28.Пароводяные подогревательные установки ТЭЦ. Вертикальный теплофикационный подогреватель. 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 29.Пароводяные подогревательные установки смешивающего типа. Пленочный подогреватель. 30.Тепловой и гидродинамический расчеты пароводяных подогревателей. 31.Задачи систем отопления. Тепловой баланс здания и его составляющие. 32.Определение расчетного расхода теплоты на отопление зданий. 33.Определение расхода теплоты на вентиляцию. 34.Определение расхода теплоты на горячее водоснабжение. 35.Определение расхода теплоты на технологические нужды. 36.Построение графиков тепловых нагрузок. 37.Классификация водяных систем теплоснабжения. 38.Присоединение отопительных установок к водяным системам теплоснабжения по зависимой схеме. 39.Присоединение отопительных установок к водяным системам теплоснабжения по независимой схеме. 40.Присоединение установок горячего водоснабжения к открытым системам теплоснабжения. 41.Присоединение установок горячего водоснабжения к закрытым системам теплоснабжения. 42.Классификация паровых систем теплоснабжения. 43.Присоединение отопительных установок к паровым системам теплоснабжения. 44.Присоединение установок горячего водоснабжения к паровым системам теплоснабжения. 45.Присоединение технологических установок к паровым системам теплоснабжения. 46.Водо-водяные подогревательные установки. 47.Смесительные узлы и аккумуляторы теплоты. 48.Температурные графики качественного регулирования тепловой нагрузки (построение и расчет). МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Дальневосточный федеральный университет» (ДВФУ) ФИЛИАЛ ДВФУ В Г. ПЕТРОПАВЛОВСК-КАМЧАТСКИЙ МАТЕРИАЛЫ К ПРАКТИЧЕСКИМ И ЛАБОРАТОРНЫМ РАБОТАМ по дисциплине «Источники и системы теплоснабжения предприятий» <140104.65> - «<ПРОМЫШЛЕННАЯ ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКА г. Петропавловск-Камчатский 2012 Содержание практических и лабораторныз занятийдля очной формы обучения. № п/п 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8 9 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Номер раздела пр2 7сем пр2 7сем пр2 7сем пр3 7сем пр3 7сем пр3 7сем пр3 7сем пр4 7сем лб4 7сем лб4 8сем лб4 8сем лб4 8сем лб4 8сем лб5 8сем лб5 8сем лб5 8сем лб5 8сем лб 8сем Наименование практического занятия Расчет энергетических показателей котельной. Расчет экономических показателей котельной. Расчет эксплуатационных показателей котельной. Расчет расхода топлива , коэффициента теплофикации и кпд ТЭЦ. Расчет экономических показателей ТЭЦ Расчет эксплуатационных показателей ТЭЦ. Выбор сетевого подогревателя. Определение тепловых потоков на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. Определение тепловых потоков на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение Графики теплового потребления. Графики теплового потребления Регулирование отпуска теплоты на отопление Регулирование отпуска теплоты на отопление Регулирование отпуска теплоты на вентиляцию Регулирование отпуска теплоты на вентиляцию Определение расходов сетевой воды Определение расходов сетевой воды Гидравлический расчет тепловых сетей. Содержание практических и лабораторныз занятийдля заочной формы обучения. № Номер п/п раздел а 1. пр2 7сем 2. пр2 7сем 3. пр2 7сем 4. пр3 7сем 5. пр3 7сем 6. пр3 7сем 7. 8 9 10 1 2 пр3 7сем пр4 7сем пр4 7сем пр4 8сем лб4 8сем лб4 8сем Наименование практического занятия Расчет энергетических показателей котельной. Расчет экономических показателей котельной. Расчет эксплуатационных показателей котельной. Расчет расхода топлива , коэффициента теплофикации и кпд ТЭЦ. Расчет экономических показателей ТЭЦ Расчет эксплуатационных показателей ТЭЦ. Выбор сетевого подогревателя. Определение тепловых потоков на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. Определение тепловых потоков на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение Графики теплового потребления. Графики теплового потребления Регулирование отпуска теплоты на отопление МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Дальневосточный федеральный университет» (ДВФУ) ФИЛИАЛ ДВФУ В Г. ПЕТРОПАВЛОВСК-КАМЧАТСКИЙ СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ по дисциплине «Источники и системы теплоснабжения предприятий» <140104.65> - «<ПРОМЫШЛЕННАЯ ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКА» г. Петропавловск-Камчатский 2012 Основная литература 7. Лебедев В.И., Пермяков Б.А., Хаванов П.А. Расчет и проектирование теплогенерирующих установок систем теплоснабжения: Учебное пособиеМ.: Стройиздат, 2004- 358 с.: ил. 8. Манюк В.И., Каплинский Я.И., Хиж Э.Б. и др. Наладка и эксплуатация водяных тепловых сетей: Справочник. Изд.4-е. М.: Книжный дом «ЛИБРОКОМ», 2009. 9. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети: учебное пособие для вузов- 6-е издание перераб.- М.: Изд-во МЭИ, 2004- 472 с.: ил. 10. http://window.edu.ru/resource/921/24921 Блинов Е.А., Пакшин А.В. Источники и системы теплоснабжения предприятий: Рабочая программа, задание на контрольную работу, методические указания к выполнению контрольной работы, задание на курсовой проект, практические работы и методические указания к их выполнению. - СПб.: СЗТУ, 2004. – 48 с. 11. http://window.edu.ru/resource/940/45940 Источники и системы теплоснабжения: Задания для контрольной работы и методические рекомендации по ее выполнению /Рудобашта С.П., Залисский И.В. М.: МГАУ им. В.П. Горячкина, 2003. - 15 с. 12. http://window.edu.ru/resource/920/24920 Блинов Е.А., Пакшин А.В. Источники и системы теплоснабжения предприятий: Рабочая программа, задание на контрольную работу, методические указания к контрольной работе, задание на курсовой проект. - СПб.: СЗПИ, 2003. - 32 с.ил. 6.1.2. Дополнительная: 9. Строительные нормы и правила. СНиП 2.04.05-91*. Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха. 10. Строительные нормы и правила. СНиП 2.04.07-86*. Тепловые сети. 11. Строительные нормы и правила. СНиП 2.04.04-98. Строительная климатология. 12. Свод правил по проектированию и строительству. СП 41-101-95. Проектирование тепловых пунктов. 13. Борисов Б.Г., Борисов К.Б. Отопление промышленных предприятий: – М.: Изд-во МЭИ, 2004 – 68 с.: ил. 14. Справочник проектировщика. Проектирование тепловых сетей // Под ред. А.А.Николаева. М.: Стройиздат, 1965. 15. Промышленные тепловые электростанции: Учебник для вузов/ Баженов М.И., Богородский А.С., Сазанов Б.В., Юренев В.Н./ Под ред. Соколова Е.Я.- 2-е изд. Перераб.- М.: Энергия, 2006 – 296 с.: ил. 16. Шелгинский А.Я., Борисов К.Б. Вентиляция и кондиционирование воздуха в помещениях промышленных, общественных и жилых зданий: Учебное пособие/ Под ред. Галактионова В.В. – М.: Изд-во МЭИ, 2007 – 88 с.:
