Войти на сайт

или
Регистрация

Навигация


Расчет системы теплоснабжения двух жилых районов и промышленного предприятия

85397
знаков
26
таблиц
15
изображений

Введение. 3

1.    Зависимости подачи теплоты объектам от изменения температуры наружного воздуха. Годовой запас условного топлива. 4

1.1 Тепловая нагрузка жилых районов. График подачи теплоты.. 4

1.1.1    Нагрузка на отопление. 4

1.1.2    Нагрузка на вентиляцию.. 5

1.1.3    Нагрузка на горячее водоснабжение. 5

1.1.4    Суммарные тепловые нагрузки по районам при расчётной температуре. 6

1.1.5    Графики зависимости тепловой нагрузки жилых районов от температуры наружного воздуха  7

1.2 Тепловая нагрузка предприятия. График подачи теплоты.. 10

1.3 График подачи теплоты котельной. 11

1.4 Годовой расход теплоты.График годовог расхода теплоты.. 12

1.5 Годовой запас условного топлива. 14

2.    Температурные графики регулирования отпуска теплоты. Средневзвешенная температура возвращаемого теплоносителя. 15

2.1 Расчёт регулирования отпуска теплоты на отопление. 17

2.2 Расчёт регулирования отпуска теплоты на вентиляцию.. 19

2.3 Расчёт регулирования отпуска теплоты на горячее водоснабжение. 21

2.4 Средневзвешенная температура возвращаемого теплоносителя. 23

3.    Определение расходов сетевой воды на теплоснабжение объектов. 25

4.    Гидравлический расчёт тепловой сети. Пьезометрический график. Выбор насосов. 29

4.1 Расходы воды по объектам снабжения. 29

4.2 Выбор и расчёт магистрали. 30

4.2.1    Участок И - ТК.. 31

4.2.2    Участок ТК – ЖР№1. 33

4.2.3    Участок И - ПП.. 34

4.3 Расчёт ответвления ТК – ЖР№2. 35

4.4 Результаты гидравлического расчёта. 36

4.5 Пьезометрический график. 37

4.5.1    Гидростатический режим.. 37

4.5.2    Гидродинамический режим.. 38

4.6 Выбор  насосов. 40

4.6.1    Сетевые насосы.. 40

4.6.2    Подпиточные насосы.. 42

4.6.3    Циркуляционные насосы.. 43

5.    Тепловой расчёт водяной сети. Толщина изоляционного слоя. 44

5.1 Тип прокладки теплопроводов. 44

5.2 Основные параметры сети. 44

5.2.1    Температура окружающей среды.. 44

5.2.2    Температура теплоносителя. 44

5.2.3    Прочие параметры.. 44

5.3 Расчёт толщины изоляционного слоя. 45

5.4 Расчёт тепловых потерь. 48

6.    Параметры парогенератора. Тепловой и гидравлический расчёты паропровода. 50

6.1 Расход пара промышленным предприятием.. 50

6.2 Гидравлический и тепловой расчёт паропровода. 50

6.3 Параметры пара на источнике. 53

7.    Расчёт тепловой схемы котельной. Выбор основного оборудования. 54

7.1 Таблица исходных данных. 54

7.2 Максимально зимний режим.. 55

7.3 Выбор основного оборудования. 60

7.3.1    Котлы.. 60

7.3.2    Деаэраторы.. 60

7.3.3    РОУ.. 60

7.3.4    Сетевые подогреватели. 61

8.    Тепловой расчёт подогревателей сетевой воды.. 62

8.1 Пароводяной подогреватель. 62

8.2 Водоводяной подогреватель. 64

9.    Технико-экономические показатели системы теплоснабжения. 65

10.  Заключение. 67

Список литературы.. 68


Введение

Промышленные предприятия и жилищно-коммунальный сектор потребляют большое количество теплоты. Поставщиком этой энергии служат тепло­электроцентрали, а также производственные и отопительные котельные.

Истощение топливно-энергетических ресурсов планеты и ухудшение экологической обстановки, медленно, но верно приводит к пересмотру отношения к проектированию и эксплуатации крупных энергетических объектов. И основным направлением этого пересмотра является внедрение повсеместного энергосбережения. Реализуется этот подход главным образом в нормах и правилах, а также в ценах на ТЭР.

Учитывая вышесказанное котельным всё сложнее обеспечить бесперебойное и качественное теплоснабжение предприятий и потребителей жилищно-коммунального сектора, как оно должно бы быть. Поэтому всё большее внимание обращается на качество работы котлоагрегатов и рациональное проектирование тепловых схем  котельных, которое включает в себя экономичность и возможность работать в нестандартных условиях.    

Целью данного курсового проекта является ознакомление с методиками расчёта теплоснабжения от паровой котельной. Немаловажным также является ознакомление с существующими ГОСТ-ами, СНиП-ами  и прочей нормативной документацией касающимися теплоснабжения, а также знакомство с типовым оборудованием тепловых сетей и котельных.

В данном проекте рассчитывается система теплоснабжения двух жилых районов и промышленного предприятия. При этом планируется затронуть все технические аспекты такого снабжения, начиная от проектирования нагрузок и гидравлики сети и заканчивая расходом сырой воды на производство одного ГДж тепла.

Проект носит учебный характер поэтому предусматривает расчёт тепловой схемы котельной только в максимально зимнем режиме. Остальные режимы тоже будут затронуты, но косвенно.


1.       Зависимости подачи теплоты объектам от изменения температуры наружного воздуха. Годовой запас условного топлива

Для определения величины годового запаса топлива в условных единицах необходимо знать величину расчётного годового потребления теплоты, для обеспечения которого проектируется котельная.

Годовое потребление состоит из расходов на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение(ГВС) и технологию. Они, в свою очередь, складываются из теплопотреблений отдельных объектов теплоснабжения и по характеру протекания во времени подразделяются на сезонные и круглогодичные. Сезонные нагрузки очень зависят от климатических условий (в нашем случае основным условием будет являться температура наружного воздуха). К сезонным относятся нагрузки отопления и вентиляции. Круглогодичные – фактически не зависят от климатических условий, таковыми являются нагрузки ГВС и технологические.

В нашем проекте три объекта теплоснабжения: промышленное предприятие и 2 жилых района. Расходы теплоты промышленным предприятием нам заданы, а величина теплопотребления в жилых районах нуждается в определении.

Для расчёта нам потребуются климатологические сведения по городу-местоположению котельной: Курск из [2], таблица 1:

Таблица 1.1 Климатологические параметры расчётного города

Наименование

Обозначение

Размерность

Величина

Температура воздуха наиболее холодной пятидневки обеспеченностью 0,92 (расчётная)

tнр

ºС

-26

Продолжительность периода со средней суточной температурой воздуха ≤ 8ºC (отопительного)

nо

сутки

198

Средняя температура воздуха в период со средней суточной температурой воздуха ≤ 8ºC

tср

ºС

-2,4

1.1       Тепловая нагрузка жилых районов. График подачи теплоты

Ввиду недостаточного количества сведений об этих объектах теплоснабжения, расчёт будем вести по нормативным укрупнённым формулам. По окончании расчётов строим график зависимости тепловой нагрузки жилых районов от температуры наружного воздуха.

1.1.1    Нагрузка на отопление

Тепловой поток на отопление жилых и общественных зданий:

1.jpg = qo·F·(1 + k1), Вт                                                    (1.1)

где  qo – укрупненный показатель максимального теплового потока на отопление жилых зданий на 1 м2 общей площади при tнр=-26, принимаемый по [13], таблица П 1, Вт/м2. В нашем случае:

1-й жилой район:

Высота зданий – 20 м (по заданию), высота потолков ≈ 3,5 м, следовательно этажность принимаем 20/3,5 = 5,714 ≈ 6 этажей. Здания возведены после 1985 года.

2-й жилой район:

Высота зданий – 20 м, высота потолков ≈ 3,5 м, этажность – 6 этажей. Здания также возведены после 1985 года.

Линейной интерполяцией получаем qо = 82,2 Вт/м2 для обоих жилых районов.

F – площадь жилых зданий.

По заданию: 1-й жилой район: F1 = 285 000 м2;

2-й жилой район:  F2 = 470 000 м2;

k1 – коэффициент, учитывающий расход теплоты на отопление общественных зданий, принимаем k1 =  0,25;

Тогда максимальный тепловой поток на отопление по районам:

 1-й жилой район:

2.jpg = qo·F1·(1 + k1)= 82,2 ·285 000 ·(1 + 0,25) = 29 283 750 Вт = 29,284 МВт

 2-й жилой район: 

3.jpg = qo·F2·(1 + k1) = 82,2 ·470 000 ·(1 + 0,25) = 48 292 500 Вт = 48,293 МВт

1.1.2    Нагрузка на вентиляцию

Тепловой поток на вентиляцию общественных зданий:

4.jpg = k1·k2·qo·F, Вт                                                       (1.2)

где  k2 – коэффициент, учитывающий тепловой поток на вентиляцию общественных зданий, для зданий, построенных после 1985 года k2 = 0,6;

Тогда максимальный тепловой поток на вентиляцию по районам:

1-й жилой район:

5.jpg = 0,25·0,6·82,2·285 000 = 3 514 050 Вт = 3,514 МВт

2-й жилой район: 

6.jpg = 0,25·0,6·82,2·470 000 = 5 795 100 Вт = 5,795 МВт

1.1.3    Нагрузка на горячее водоснабжение

Максимально-часовой тепловой поток на горячее водоснабжение жилых и общественных зданий:

7.jpg, Вт                                  (1.3)

Средний тепловой поток на горячее водоснабжение жилых и общественных зданий:

 8.jpg, Вт                                                       (1.4)

где  n – число жителей:

1-й жилой район: n1 = 15 600 чел.

2-й жилой район:   n2 = 24 200 чел.

9.jpg – коэффициент недельной неравномерности расхода теплоты, по [4]: 9.jpg = 1,2;

11.jpg – коэффициент неравномерности расхода теплоты за сутки наибольшего водопотребления, по [4]: 9.jpg = 2;

nc – длительность подачи теплоты. Организуем круглосуточную подачу, то есть:

nc = 24 часа = 86 400 с/сут;

tз – температура холодной воды, для расчётного режима принимаем tз = 5ºC;

а – средненедельная норма расхода воды на горячее водоснабжение при температуре 55ºС на одного человека в сутки. Принимаем как для жилых домов квартирного типа с централизованным горячим водоснабжением, оборудованных душами и ваннами длиной от 1,5 до 1,7 м, в соответствии с [3]: а = 105 л/(сут·чел);

b – норма расхода воды на горячее водоснабжение, потребляемой в общественных зданиях, при температуре 55ºС, в соответствии с [3]: принимаем b = 25 л/(сут·чел);

сср – средняя теплоёмкость воды в рассматриваемом интервале температур.

сср = 4 190 Дж/(кг·К);

1,2 – коэффициент, учитывающий выстывание горячей воды в системах абонента;

Тогда тепловые нагрузки на ГВС:

1-й жилой район:

13.jpg

14.jpg

2-й жилой район:   

15.jpg

16.jpg

1.1.4    Суммарные тепловые нагрузки по районам при расчётной температуре

Отопление: 17.jpg

Вентиляция: 18.jpg = 5.jpg + 6.jpg = 3,514 + 5,795 = 9,31 МВт

ГВС максимальные: 21.jpg = 22.jpg + 23.jpg = 14,16 + 21,97 = 36,13 МВт

ГВС средние: 24.jpg = 25.jpg + 26.jpg = 5,9 + 9,15 = 15,05 МВт

1.1.5    Графики зависимости тепловой нагрузки жилых районов от температуры наружного воздуха

На графиках существуют две зоны: зимнего (отопительного) и летнего (неотапливаемого) периода, характер тепловых нагрузок в которых принципиально различен. Граница между зонами находится на отметке в + 8ºС по [1].

График тепловой нагрузки жилого района №1

Летний период: присутствуют постоянные по величине нагрузки на ГВС:

27.jpg = 28.jpg·29.jpg·β, Вт                                               (1.5)

где  tл – температура холодной воды для летнего периода, принимаем по [3]: tл = 15ºС.

β – коэффициент, учитывающий изменение среднего расхода воды на горячее водоснабжение в неотопительный период по отношению к отопительному периоду, принимаемый, при отсутствии данных, для жилищно-коммунального сектора равным 0,8, а для промышленных предприятий 1.

Тогда ГВС: 27.jpg = 5.9·31.jpg·0,8 = 3.78 МВт;

Зимний период: присутствуют постоянная нагрузка – на ГВС и переменные (зависящие от температуры наружного воздуха) – на вентиляцию и отопление:

32.jpg = 5,9 МВт33.jpg (1.6)

34.jpg = 35.jpg·36.jpg, Вт                                              (1.7)

37.jpg = 38.jpg·39.jpg, Вт                                              (1.8)

где  tВн – средняя температура внутреннего воздуха отапливаемых помещений, принимаемая для жилых и общественных зданий равной 18ºС, а для производственных 16ºС.

tВ – текущая температура наружного воздуха;

tнрО – расчётная температура наружного воздуха для целей отопления. Ввиду используемых нами укрупнений эта температура совпадает с аналогичной для целей вентиляции, то есть tнрО = tнрВ = tнр = -26ºС

Тогда: 40.jpg = 29,284·41.jpg = 11,98 – 0,6655·42.jpg, МВт

37.jpg = 3,514·44.jpg = 1,44 – 0,0799·42.jpg, МВт

Таблица 1.2Тепловые нагрузки отопления и вентиляции в зависимости от 46.jpgдля ЖР №1

tВ, 0С

+8

1

-5

-15

-25

-30

47.jpg МВт

6,656

11,31

15,31

21,96

28,62

31,95

48.jpg МВт

0,8

1,36

1,84

2,64

3,44

3,84

49.jpg

Рисунок 1.1 Изменение тепловой нагрузки жилого района №1

50.jpg— нагрузка на горячее водоснабжение

51.jpg— нагрузка на отопление

52.jpg— нагрузка на вентиляцию

53.jpg— суммарная нагрузка

График тепловой нагрузки жилого района №2

По аналогии:

Летний период: присутствуют постоянные по величине нагрузки на ГВС:

54.jpg = 55.jpg·29.jpg·β, Вт                                                     

Тогда ГВС: 54.jpg = 9,15·58.jpg·0,8 = 5,856 МВт

Зимний период: присутствуют постоянная нагрузка – на ГВС и переменные (зависящие от температуры наружного воздуха) – на вентиляцию и отопление:

Нагрузка на ГВС: 59.jpg = 9,15 МВт                   

Нагрузка на отопление: 60.jpg = 48.293·61.jpg = 19.756 – 1.098·42.jpg, МВт

Нагрузка на вентиляцию:63.jpg = 5.795·44.jpg = 2.37 – 0.132·42.jpg, МВт

Таблица 1.3Тепловые нагрузки отопления и вентиляции в зависимости от 46.jpgдля ЖР №2

tВ, 0С

+8

1

-5

-15

-25

-30

67.jpg МВт

10,97

18,66

25,25

36,23

47,21

52,7

68.jpg МВт

1,314

2,24

3,03

4,35

5,67

6,33

69.jpg

Рисунок 1.2 Изменение тепловой нагрузки жилого района №2

1.2       Тепловая нагрузка предприятия. График подачи теплоты

У предприятия имеются 4 вида тепловых нагрузок. Распишем подробнее по режимным периодам.

Зимний период:

Технология: 70.jpg = 10 МВт

ГВС: 71.jpg = 6 МВт

Вентиляция: 72.jpg = 4.8·73.jpg = 1.829 – 0.114·42.jpg, МВт

Отопление: 75.jpg = 20·76.jpg = 7.62 – 0.476·42.jpg, МВт

Летний период:

Технология: 70.jpg = 10 МВт

ГВС: 79.jpg = 6·80.jpg·1 = 4,8 МВт

Таблица 1.4Тепловые нагрузки отопления и вентиляции в зависимости от46.jpgдля ПП

tВ, 0С

+8

1

-5

-15

-25

-30

82.jpg МВт

3,81

7,144

10

14,76

19,52

21,9

83.jpg МВт

0,92

1,72

2,4

3,54

4,68

5,25

84.jpg

Рисунок 1.3 Изменение тепловой нагрузки ПП

1.3       График подачи теплоты котельной

Подаваемая котельной теплота складывается из тепловых нагрузок по объёктам теплоснабжения. Суммарное значение теплонагрузок по видам и полную теплонагрузку дадим на графике. Для удобства дальнейших расчётов приведём уравнение полной тепловой нагрузки котельной:

Летний период:

85.jpg= 10 + 3,78 + 5,856+4,8 = 24,44 МВт

86.jpg МВт

Зимний период:

87.jpg

88.jpg МВт

89.jpg

Уравнение линии полной нагрузки на котельную в зимний период:

90.jpg

91.jpg

Рисунок 1.4 Суммарная тепловая нагрузка на котельную в зимний период

1.4       Годовой расходы теплоты. График годового расхода теплоты

Для построения графика Россандера (см. ниже) нам потребуются данные о длительности периодов с различными температурами в нашем городе, от них зависит длительность работы системы теплоснабжения с различными нагрузками. Такие сведения предоставит [4]:

Таблица 1.5 Длительность «стояния» температур для г. Курск

t, ºС

менее -45

-40

-35

-30

-25

-20

-15

-10

-5

0

+8

n, час

3

15

97

343

872

1740

3280

4750

Длительность отопительного периода по этим данным составляет 4750 часов = 197,92 дня. Расхождения с данными [2] не слишком значительны (198 дней). На основе данных таблицы строится график продолжительности тепловой нагрузки (график Россандера. Годовой расход теплоты определяется по следующей формуле:

Qгод= QгодО+ QгодВ+ QгодГ+ QгодТ, Дж/год                              (1.9)

Слагаемые в ней представляют собой расходы на определённый вид теплопотребления. Зимние нагрузки будем приводить к среднесуточной температуре tcp. Разберём для начала отопление, причём будет удобно вести расчёт по полученным ранее формулам:

QгодО=92.jpg, Дж/год   (1.10)

где  tср – средняя температура воздуха в отопительный период, tср = -2,4ºС.

nо – продолжительность отопительного периода, nо = 198 дн. = 4752 ч = 17 107 200 сек.

Вентиляция: эта нагрузка также существует только в отопительный период и для неё также были получены формулы. Всё сводится к следующему:

QгодВ=93.jpg  Дж/год    (1.11)

Технологическая нагрузка: исходим из 365 дневного года:

      QгодТ= 94.jpg · 365 дн/год · 24 ч/дн · 60 мин/ч · 60 сек/мин, Дж/год               (1.12)

ГВС: в течение летнего периода (365 – nо) – потребляется одна постоянная величина, в течение отопительного периода (nо) – другая (несколько большая).

QгодГ=95.jpg, Дж/год               (1.13)

Теперь приведём результаты расчётов по формулам 1.10, 1.11, 1.12 и 1.13:

Отопление: QгодО = 96.jpg= 765 218 741,8 МДж

Вентиляция: QгодВ = 97.jpg= 109 848 068,4 МДж

ГВС: QгодГ = (3,78+5,856+4,8) ·14428800+(5,9+9,15+6) ·17107200= 568 400 716,8 МДж

Технология: QгодТ = 10·31 536 000 = 315 360 000 МДж

Затем обратимся к формуле (1.9) и определим количество ГДж потребляемых в году:

Qгод=765218,742+109848,068+568400,717+315360=1758827,53 ГДж

98.jpg

Сведём в таблицу результаты расчётов, которые нам понадобятся в следующих главах. К таковым относятся тепловые нагрузки в отопительный период при расчётной температуре:

Таблица 1.6 Сводная таблица тепловых нагрузок

Показатель

ЖР №1

ЖР №2

ЖР-ны №1+№2

Промышленное предприятие

Всего

99.jpg, МВт

29,284

48,293

77,58

20

97,58

100.jpg, МВт

3,514

5,795

9,31

4,8

14,11

101.jpg, МВт

5,9

9,15

15,05

6

21,05

102.jpg, МВт

10

10

Всего

38,7

63,24

101,94

40,8

142,74

1.5       Годовой запас условного топлива

Считается по следующей формуле: 103.jpg                                                              (1.14)

где  104.jpg– низшая рабочая теплота сгорания условного топлива.

104.jpg = 7000 ккал/кг у.т. = = 29330 кДж/кг у.т. = 29,33 МДж/кг у.т.

η – КПД источника теплоснабжения, принимаем η = 0,9.

Тогда: 106.jpg =66 629826,5 кг у.т. ≈ 66 630 т. у.т.


2.       Температурные графики регулирования отпуска теплоты. Средневзвешенная температура возвращаемого теплоносителя

В данной главе необходимо определиться с рядом параметров проектируемой тепловой сети:

·         метод регулирования тепловой нагрузки

·         схема присоединения абонентов

·         тип системы теплоснабжения и прочие

Часть этих параметров нам уже задана. По заданию: проектируемая тепловая сеть будет закрытого типа, регулирование будет производиться центральное качественное по отопительной нагрузке. В целях получения базовых представлений об особенностях этих инженерных решений [4]:

Закрытый тип тепловой сети подразумевает отсутствие отбора сетевой воды абонентом, то есть минимум двухтрубное исполнение сети и независимое присоединение установок ГВС.

Достоинства:

1.      Гидравлическая изолированность водопроводной воды от сетевой

2.      Упрощение санитарного контроля за качеством воды на ГВС, ввиду сокращённого пути прохождения

3.      Упрощения контроля герметичности теплофикационной системы

Регулирование тепловой нагрузки возможно в различных точках тепловой сети (центральное, групповое, местное, индивидуальное). Нам задан метод центрального регулирования. Для обеспечения высокоэффективного теплоснабжения необходимо регулировать отпуск как минимум на трёх уровнях, обязательно включающих индивидуальный. Однако таких подробностей в нашем проекте рассматриваться не будет.

Центральный качественный метод представляет собой регулирование отпуска теплоты за счёт изменения температуры теплоносителя на входе в систему (при неизменном расходе теплоносителя) и может обеспечить более стабильный тепловой режим, нежели количественный метод. Однако при этом возрастает потребление электроэнергии на питание насосов, связанное с постоянством расхода теплоносителя. Качественное регулирование возможно не на всём промежутке температур отопительного периода, это связано с условиями горячего водоснабжения. Регулирование по отопительной нагрузке означает, что температура воды в подающей линии тепловой сети соответствует графику качественного регулирования отопительной нагрузки и то, что сеть у нас будет двухтрубная.

Схема присоединения абонентов: независимое присоединение нагрузки ГВС уже задано. Для отопления принимаем зависимую схему согласно с рекомендациями [1]. Исходим при этом из двух простых соображений:

1.      Оборудование абонентского ввода при зависимой схеме присоединения проще и дешевле, чем при независимой, а также может быть получен больший перепад температур сетевой воды в абонентской установке. Это уменьшает расход теплоносителя в сети, что приводит к снижению диаметров сети и следовательно на экономии.

2.      По условиям надёжности работы системы теплоснабжения крупных городов независимая схема присоединения является более предпочтительной.

Все три вида нагрузки присоединяем к тепловой сети параллельно. То есть расход теплоносителя будет складываться из суммы его расходов на отдельные виды нагрузки. Всё необходимое для работы оборудование, по возможности, будем располагать в групповых тепловых пунктах (ГТП). Применение ГТП упрощает эксплуатацию вследствие уменьшения количества узлов и повышает комфорт в теплоснабжаемых зданиях благодаря выносу всех насосных установок , являющихся источником шума, в изолированные помещения. Принципиальная схема такого ГТП приведена на рис. 2.1

107.jpg

Рисунок 2.1 Принципиальная схема ГТП

1 – воздухораспределитель; 2 – калорифер; 3 – регуляторы расхода (по давлению и температуре);
4 – воздухозаборник; 5 – воздушник; 6 – стояки водоразборных кранов; 7 – нагревательные приборы; 8 – элеватор; 9 – моделирующее устройство (импульс температуры наружного воздуха); 10 – регулируемый циркуляционный насос; 11 – циркуляционный насос; 12 – бак-аккумулятор; 13 – ЦБ вентилятор; 14 – обратный клапан; 15 –

Промышленное предприятие:

В промпредприятии для систем отопления, вентиляции и горячего водоснабжения используем также воду. Пар на предприятии используется только для технологических целей, для этого применяем однотрубную паровую систему с возвратом конденсата. Принципиальная схема приведена на рис. 2.2

108.jpg

Рисунок 2.2 Принципиальная схема однотрубной паровой системы с возвратом конденсата

1 – паропровод; 2 – конденсатопровод; 3 –редукционно-охладительная установка;
4 – технологический потребитель; 5 – конденсатоотводчик; 6 – конденсатосборник; 7 – насос; 8 – обратный клапан;9 – котёл;10 – сборный резервуар

2.1       Расчёт регулирования отпуска теплоты на отопление

Расчёт ведём согласно с методикой изложенной в [13]:

Температура сетевой воды перед отопительной системой:

109.jpg (2.1)

где 

110.jpg—  расчётная температура воздуха в помещении

111.jpg— расчётная разность температур в отопительных приборах

112.jpg— расчётный перепад температур в тепловой сети

113.jpg— расчётный перепад температур теплоносителя в отопительных приборах

114.jpg— относительная тепловая нагрузка

115.jpg                                                                      (2.2)

116.jpg— температура воды на выходе из отопительной системы

117.jpg— температура воды после смесительного устройства

 118.jpg                                                                              (2.3)

119.jpg                                                                                  (2.4)

После подстановки: 120.jpg

121.jpg

122.jpg

Температура сетевой воды после отопительной установки:

123.jpg (2.5)

После подстановки: 124.jpg

125.jpg (2.6)

После подстановки: 126.jpg

Эквивалент расхода сетевой воды на отопление:

127.jpg                                                               (2.7)

Результаты расчётов по формулам 2.1— 2.6 сводим в таблицу:                                                     

Таблица 2.1 Результаты расчёта качественного регулирования отопительной нагрузки

128.jpg

+8

0

-5

-10

-15

-20

-26

129.jpg

0.227

0.409

0.523

0.636

0.75

0.864

1

130.jpg

53.02

77.15

91.71

105.84

119.86

133.7

150

131.jpg

34.85

44.43

49.86

54.95

59.86

64.58

70

132.jpg

40.53

54.66

62.94

70.85

78.61

86.18

95

На основе результатов расчёта качественного  регулирования отопительной нагрузки строим графики температур в подающей линии (133.jpg), обратной линии (134.jpg) и после элеватора (135.jpg). Графики изображены на рис. 2.3

136.jpg

Рисунок 2.3 Температурные графики качественного регулирования отопительной нагрузки

При tнти = +2,414ºС имеем 137.jpg = 70ºС, то есть тот предел температуры, который обусловлен требованиями к температуре воды в местах водоразбора, иначе говоря – это координаты точки излома на температурном графике. При достижении этой точки становится невозможным качественно регулировать отпуск (центральным методом), поскольку нельзя далее понижать 138.jpg. При переходе на этот режим котельная начинает регулировать отпуск теплоты понижением расхода теплоносителя, что нарушает работу элеватора. Этот недостаток ликвидируется включением циркуляционного насоса 10 (рис. 2.1), который поддерживает постоянство расхода воды в местной системе отопления. При этом в отопительной установке осуществляется качественное регулирование, то есть температуры 139.jpg и 140.jpg имеют такие же значения, как и при центральном качественном регулировании. В такой ситуации регулирование возможно осуществлять также элеватором с переменным диаметром сопла.

Таблица 2.2 Результаты расчёта регулирования отопительной нагрузки

141.jpg

+8

+2,414

0

-5

-10

-15

-20

-26

142.jpg

0,227

0,354

0.409

0.523

0.636

0.75

0.864

1

130.jpg

70

70

77.15

91.71

105.84

119.86

133.7

150

131.jpg

34.85

41,68

44.43

49.86

54.95

59.86

64.58

70

132.jpg

40.53

50,48

54.66

62.94

70.85

78.61

86.18

95

146.jpg

609957,3

1198799,4

1202811,7

1207885,3

1213401,5

1215833,3

1217448

1219750

2.2       Расчёт регулирования отпуска теплоты на вентиляцию

В данном пункте рассчитывается водо-воздушный теплообменник (калорифер), нагревающий наружный воздух до температуры в помещении.

Эквивалент расхода сетевой воды на вентиляцию определяется решением следующей системы уравнений:

147.jpg148.jpg

149.jpg (2.8)

150.jpg

где  151.jpg – эквивалент расхода первичного (греющего) теплоносителя, воды, при расчётной температуре наружного воздуха;

152.jpg – эквивалент расхода вторичного (нагреваемого) теплоносителя, воздуха, при расчётной температуре наружного воздуха;

tВр, tн – температуры: расчётная в помещении и наружного воздуха.

В нашем случае tВр = 18ºС

WП, WВ – текущие значения эквивалентов расхода первичного и вторичного теплоносителей.

153.jpg – основной режимный коэффициент калориферапри расчётном режиме:

154.jpg (2.9)

где  155.jpg – среднеарифметический температурный напор в калорифере;

Температура сетевой воды после вентиляционной установки:

156.jpg (2.10)

157.jpg

158.jpg

159.jpg

160.jpg

161.jpg

162.jpg

163.jpg— решение системы уравнений (2.8)

Значение 164.jpg принимаем по таблице 2.1, поскольку регулирование происходит по отопительной нагрузке. Результаты и промежуточные данные расчётов сведём в таблицу:

Таблица 2.3 Результаты расчётов регулирования нагрузки на вентиляцию

141.jpg

+8

+2,414

0

-5

-10

-15

-20

-26

166.jpg

0,227

0,354

0.409

0.523

0.636

0.75

0.864

1

130.jpg

70

70

77.15

91.71

105.84

119.86

133.7

150

168.jpg

5.7

3,836

3,786

3,705

3,637

3,587

3,545

3,5

169.jpg

60288,2

139166,3

143761,66

151842,8

159250,6

165119,1

170346,2

176278,8

170.jpg

19,71

35,13

37,93

43,841

49,97

56,10

62,33

69,94

x

0,188

0,434

0,4483

0,4735

0,4966

0,5149

0,5312

0,5497

По результатам расчёта строим кривую изменения температуры сетевой воды после калорифера в зависимости от температуры наружного воздуха на рис. 2.4 

2.3       Расчёт регулирования отпуска теплоты на горячее водоснабжение

Фактическая тепловая нагрузка горячего водоснабжения: 171.jpg, Вт                     (2.11)

Коэффициент эффективности:         172.jpg (2.12)

Режимный коэффициент:                              173.jpg    (2.13)

Максимальная разность температур:   174.jpgºС                                                (2.14)

Водяной эквивалент первичной рабочей среды(воды из тепловой сети):

175.jpg                                                    (2.15)

После подстановки: 176.jpg

Водяной эквивалент вторичной рабочей среды:

 177.jpg                                                      (2.16)

После подстановки: 178.jpg

Расчётный средний температурный напор:

179.jpg                                                      (2.17)

После подстановки: 180.jpg

Параметр секционного водо-водяного подогревателя:

181.jpg             (2.18)

После подстановки: 182.jpg

Расчёт ведём для каждого значения температуры наружного воздуха:

Определяем режимный коэффициент: 183.jpg

Определяем коэффициент эффективности 184.jpg по формуле 2.12

Определяем количество фактически переданной теплообменником теплоты по формуле 2.11

Сравниваем полученное Q c расчётным и корректируем 185.jpg .

Фактическая температура сетевой воды на выоде из подогревателя:

186.jpg                                                      (2.19)

Сравниваем фактическую температуру с ранее принятой, если они отличаются значительно, то производим перерасчёт .

Результаты расчёта отпуска теплоты на ГВС сводим в таблицу 2.4

Таблица 2.4Результаты расчётов регулирования отпуска теплоты на горячее водоснабжение

141.jpg

+8

+2,414

0

-5

-10

-15

-20

-26

130.jpg

70

70

77.15

91.71

105.84

119.86

133.7

150

189.jpg

2,6643

2,6643

2,261

1,963

2,2392

2,4734

2,6786

2,8967

190.jpg

0,8461

0,8461

0,7623

0,6761

0,7567

0,8106

0,8484

0,8807

169.jpg

751785,7

751785,7

541409,47

358921

275841,28

226083,97

192776,16

164839,47

192.jpg

42

42

38,27

33,1

29,53

26,75

24,51

22,30

По результатам расчёта строим кривую изменения температуры сетевой воды после водо-водяного подогревателя в зависимости от температуры наружного воздуха на рис. 2.4 

2.4       Средневзвешенная температура возвращаемого теплоносителя

Поток обратной сетевой воды образован смешением потоков после отопительной, вентиляционной и ГВС установок. Температура этой смеси определяется по формуле смешения:

193.jpg (2.20)

В следующей главе нас будут интересовать непосредственно расходы G, поэтому в итоговую таблицу включим именно их, а не эквиваленты.

Таблица 2.5  Результаты расчётов температурного графика тепловой сети

141.jpg

+8

+2,414

0

-5

-10

-15

-20

-26

130.jpg

70

70

77.15

91.71

105.84

119.86

133.7

150

131.jpg

34.85

41,68

44.43

49.86

54.95

59.86

64.58

70

170.jpg

19,71

35,13

37,93

43,841

49,97

56,10

62,33

69,94

192.jpg

42

42

38,27

33,1

29,53

26,75

24,51

22,30

199.jpg

145,57

286,1

287,07

288,3

289,5

290,1

290,5

290,9

200.jpg

14,39

33,21

34,31

36,24

38,01

39,41

40,66

42,07

201.jpg

179,42

179,42

129,21

85,66

65,83

53,96

46,01

39,34

202.jpg

339,38

498,78

450,59

410,2

393,34

383,47

377,17

372,31

203.jpg

37,99

41,35

42,17

45,83

50,21

54,81

59,45

64,95

204.jpg

Рисунок 2.4 Температурный график регулирования тепловой сети

1 — прямая

2 — обратная отопления

3 — обратная вентиляции

4 — обратная горячего водоснабжения

5 — средневзвешенная температура возращаемого теплоносителя

3.       Определение расходов сетевой воды на теплоснабжение объектов

Для гидравлического расчёта сети необходимо знать расходы сетевой воды на каждый объект теплоснабжения. Определение этих расходов будем осуществлять по известной тепловой нагрузке и температурам сетевой воды.

205.jpg (3.1)

206.jpg                           (3.2)

207.jpg (3.3)

208.jpg                                                                                    (3.4)

209.jpg— соответственно расходы на отопление, на вентиляцию, на ГВС.

210.jpg— соответственно нагрузка на отопление, на вентиляцию, на ГВС.

Нам пригодятся зависимости для определения тепловых нагрузок от температуры наружного воздуха, выведенные нами в главе 1. Приведём их:

Жилой район №1:

211.jpg = 11,98 – 0,6655·212.jpg, МВт

213.jpg = 1,44 – 0,0799·212.jpg, МВт

215.jpg = 5,9 МВт33.jpg

Жилой район №2:

217.jpg = 19.756 – 1.098·212.jpg, МВт

219.jpg = 2.37 – 0.132·212.jpg, МВт

221.jpg = 9,15 МВт

Промышленное предприятие:

222.jpg = 7.62 – 0.476·212.jpg, МВт

224.jpg = 1.829 – 0.114·212.jpg, МВт

226.jpg = 6 МВт

Результаты расчётов по всем объектам сведём в таблицы.

Таблица 3.1 Расходы сетевой воды на жилой район №1

141.jpg

+8

+2,414

0

-5

-10

-15

-20

-26

130.jpg

70

70

77.15

91.71

105.84

119.86

133.7

150

229.jpg

6,656

10,37

11,98

15,31

18,635

21,96

25,29

29,283

131.jpg

34.85

41,68

44.43

49.86

54.95

59.86

64.58

70

231.jpg

45,19

87,39

87,38

87,31

87,39

87,35

87,32

87,36

232.jpg

0,8

1,25

1,44

1,84

2,24

2,64

3,04

3,52

170.jpg

19,71

35,13

37,93

43,841

49,97

56,10

62,33

69,94

234.jpg

3,797

8,56

8,76

9,17

9,57

9,88

10,17

10,49

235.jpg

5,9

5,9

5,9

5,9

5,9

5,9

5,9

5,9

192.jpg

42

42

38,27

33,1

29,53

26,75

24,51

22,30

237.jpg

50,29

50,29

36,22

24,03

18,45

15,12

12,90

11,03

Таблица 3.2 Расходы сетевой воды на жилой район №2

141.jpg

+8

+2,414

0

-5

-10

-15

-20

-26

130.jpg

70

70

77.15

91.71

105.84

119.86

133.7

150

229.jpg

10,97

17,11

19,756

25,25

30,74

36,23

41,72

48,304

131.jpg

34.85

41,68

44.43

49.86

54.95

59.86

64.58

70

231.jpg

74,48

144,19

144,10

144,0

144,16

144,11

144,05

144,11

232.jpg

1,314

2,05

2,37

3,03

3,69

4,35

5,01

5,802

170.jpg

19,71

35,13

37,93

43,841

49,97

56,10

62,33

69,94

234.jpg

6,24

14,03

14,42

15,1

15,76

16,28

16,75

17,3

235.jpg

9,15

9,15

9,15

9,15

9,15

9,15

9,15

9,15

192.jpg

42

42

38,27

33,1

29,53

26,75

24,51

22,30

237.jpg

78

78

56,17

37,26

28,62

23,45

20

17,1

Таблица 3.3 Расходы сетевой воды на ПП

141.jpg

+8

+2,414

0

-5

-10

-15

-20

-26

130.jpg

70

70

77.15

91.71

105.84

119.86

133.7

150

229.jpg

3,81

6,47

7,62

10

12,38

14,76

17,14

20

131.jpg

34.85

41,68

44.43

49.86

54.95

59.86

64.58

70

231.jpg

25,87

54,53

55,58

57,03

58,06

58,71

59,18

59,67

232.jpg

0,92

1,55

1,829

2,4

2,969

3,54

4,11

4,793

170.jpg

19,71

35,13

37,93

43,841

49,97

56,10

62,33

69,94

234.jpg

4,37

10,61

11,13

11,97

12,68

13,25

13,74

14,29

235.jpg

6

6

6

6

6

6

6

6

192.jpg

42

42

38,27

33,1

29,53

26,75

24,51

22,30

237.jpg

51,14

51,14

36,83

24,43

18,77

15,38

13,11

11,21

Таблица 3.4 Общесетевые  расходы воды

141.jpg

+8

+2,414

0

-5

-10

-15

-20

-26

231.jpg

145,54

286,11

287,06

288,34

289,61

290,17

290,55

291,14

234.jpg

14,407

33,2

34,31

36,24

38,01

39,41

40,66

42,08

237.jpg

179,43

179,43

129,22

85,72

65,84

53,95

46,01

39,34

264.jpg

339,38

498,74

450,59

410,3

393,46

383,53

377,22

373,28

По данным таблицы строим графики изменения расходов воды на соответствующие нагрузки и суммарный расход в зависимости от температуры наружного воздуха.

265.jpg

Рисунок 3.1 Общесетевые расходы воды по типам нагрузки

1— полный расход

2— расход на отопление

3— расход на ГВС

4— расход на вентиляцию

4.       Гидравлический расчёт тепловой сети. Пьезометрический график. Выбор насосов.

Расчёт ведём согласно с [1], [5] и [6]. Проведём гидравлический расчёт только для максимально зимнего периода, то есть при расчётной температуре наружного воздуха.

Диаметры труб прямого и обратного хода сетевой воды примем одинаковыми. В совокупности с тем, что вязкость и плотности воды, а также эквивалентная шероховатость приняты постоянными, такой шаг обеспечит нам одинаковое падение давления в подающем и обратном трубопроводах и, следовательно, упростит расчёт.

4.1       Расходы воды по объектам снабжения

Суммарный расчётный расход объекта:

266.jpg, кг/с                             (4.1)

где  k – коэффициент запаса учитывает долю среднего расхода воды на горячее водоснабжение при регулировании по нагрузке отопления, принимаем по [13], как для закрытой системы с мощностью более 100 МВт: k = 1,0

267.jpg, 268.jpg – температуры воды в подающем и обратном трубопроводах первичного теплоносителя подогревателя ГВС в точке излома температурного графика (т.е. когда расход воды на ГВС максимален), равны: 269.jpgºС и 270.jpgºС.

Расчётный расход воды на жилой район №1:

271.jpgкг/с

Расчётный расход воды на жилой район №2:

272.jpgкг/с

Расчётный расход воды на промпредприятие:

273.jpg кг/с

Суммарный расчётный расход теплосети:

G = G1 + G2 + G3 = 162,10 + 262,38 + 135,68 = 560,16 кг/с

4.2       Выбор и расчёт главной магистрали

Схема сети изображена на рис. 4.1. Необходимо определить направление главной магистрали. Сделаем по максимальному падению давления:

274.jpg (4.2)

где  Rл – линейное удельное падение давления в трубопроводе, примем Rл = 50 Па/м;

275.jpg– геометрическая длина участка сети;

276.jpg– эквивалентная длина местных сопротивлений, принимаем ориентировочно 276.jpg = 20% от геометрической длины;

Z1, Z2 – геометрические высоты источника и приёмника соответственно;

278.jpg – плотность воды, примем 278.jpg = 960 кг/м3. Вода при расчёте принимается несжимаемой жидкостью;

g – ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с2.

1-й жилой район: 280.jpgПа

2-й жилой район: 281.jpgПа

Таким образом главная магистраль – трубопровод от источника теплоснабжения до первого жилого района (И - ТК – Ж1).

282.jpg

Рисунок 4.1 Схема сети

Теперь займёмся расчётом магистрали (И - ТК – Ж1), который будем проводить в два этапа: предварительный и поверочный. Разбиение на этапы необходимо, потому что в начале расчёта неизвестных величин несколько.

4.2.1    Участок И - ТК:

а) Задаёмся Rл = 75 Па/м

б) Расход: G = G1 + G2 = 162,10 + 262,38 = 424,48 кг/с

в) Внутренний диаметр трубопровода:

283.jpg (4.3)

284.jpg— коэффициент, зависящий от эквивалентоной шероховатости и плотности воды. Для водяных сетей 285.jpg286.jpg

287.jpg

 г) Подбираем трубу с ближайшим внутренним диаметром по ГОСТ 10706-76 на стальные сварные трубы группы А: dГ = 514 мм, толщина стенки δ = 8 мм, условный проход dО = 500 мм

 д) Скорость воды в трубопроводе:

288.jpg (4.4)

289.jpg

 е) Критерий Рейнольдса:

290.jpg                                                             (4.5)

291.jpg – кинематическая вязкость, примем её при средней температуре в магистральных трубопроводах.

292.jpg 0,271·10-6 м2

Тогда: 293.jpg

ж) Предельное число Рейнольдса:

294.jpg                                                          (4.6)

295.jpg

з) Re > Reпр значит гидравлическое трение считается по формуле Шифринсона:

                                                        296.jpg                                                           (4.7)

297.jpg

и) Тогда по формуле Дарси:

 298.jpg (4.8)

299.jpgПа/м

к) Принимаем на каждые 100 м сальниковые компенсаторы с 300.jpgи задвижки с 301.jpg.

302.jpg; 303.jpg

л)Потери давления  участке:304.jpg ; 305.jpg

4.2.2    Участок ТК – ЖР№1

а) Задаёмся Rл = 75 Па/м

б) Расход: G = G1 = 162,10 кг/с

в) Внутренний диаметр трубопровода:

306.jpg

г) Подбираем трубу с ближайшим внутренним диаметром по ГОСТ 8731-87 на бесшовные горячекатаные и холоднокатаные трубы: dГ = 359 мм, толщина стенки δ = 9 мм, условный проход dО = 350 мм

д) Скорость воды в трубопроводе:

307.jpg

е) Критерий Рейнольдса:

308.jpg

ж) Предельное число Рейнольдса:

309.jpg

з) Re > Reпр значит гидравлическое трение считается по формуле Шифринсона:

310.jpg

и) Тогда по формуле Дарси:

311.jpgПа/м

к) Принимаем на каждые 100 м сальниковые компенсаторы с 300.jpgи задвижки с 301.jpg.

314.jpg

л) Потери давления  участке: 315.jpg

4.2.3    Участок И - ПП

а)    316.jpg

б)   317.jpg

318.jpg

в)   319.jpg

г)    По ГОСТ 8731-87: dГ = 309 мм, толщина стенки δ = 8 мм, условный проход dО = 300 мм

д)   Скорость воды в трубопроводе:  

е)    320.jpg

ж)  321.jpg

з)    322.jpg

и)    323.jpg

к)   324.jpg

л)   325.jpg

м)  Расчётное падение давления: 326.jpg

н)   Небаланс: 327.jpg

о)   Необходимо установить на участке И - ПП устройство понижающее давление, самое распространённое из них – диафрагма. Рассчитаем размер её отверстия:

328.jpg

После установки диафрагмы падение давления на участке И - ПП: 329.jpg 431 336 Па

4.3       Расчёт ответвления ТК – ЖР№2

а)    330.jpg

б)   331.jpg

в)   332.jpg

г)    По ГОСТ 10706-76: dГ = 466 мм, δ = 7 мм, dО = 450 мм

д)   Скорость воды в трубопроводе: 333.jpg

е)    334.jpg

ж)  335.jpg

з)    336.jpg

и)   337.jpg

к)   338.jpg

л)   339.jpg

м)  Расчётное падение давления: 340.jpg

н)   Небаланс: 341.jpg

о)   Необходимо установить на участке ТК-ЖР№2  устройство понижающее давление, самое распространённое из них – диафрагма. Рассчитаем размер её отверстия:         342.jpg

п)   После установки диафрагмы потеря давления на участке ТК–Ж2:

343.jpg

4.4       Результаты гидравлического расчёта

Сведём результаты расчётов параграфов 4.1 - 4.3 в таблицу:

Таблица 4.1 Результаты гидравлического расчёта сети при максимально зимнем режиме

Участок

Величина            

И-ТК

ТК - Ж1

ТК - Ж2

И - ПП

G, кг/с

424,48

162,10

262,38

135,68

344.jpg, м

2600

2100

1850

1500

dГ, мм

0,514

0,359

0,466

0,309

u, м/с

2,13

1,67

1,6

1,89

Rл, Па/м

82,19

79,43

52,74

122,1

345.jpg, м

346.jpg

347.jpg

348.jpg

349.jpg

l

0,0194

0,0213

0,02

0,022

350.jpg, Па

247664,7

183671,2

183671,2

431336

350.jpg,м. вод. ст.

26,3

19,50

19,50

45,8

4.5       Пьезометрический график

Основные требования к пьезометрическому режиму сети по условиям надёжной работы можно свести к следующим:

1.      Давление в сети не должно превышать допустимых давлений в элементах оборудования сети. Приведём величины допустимых давлений для элементов, которые нам потребуются:

– чугунные радиаторы – 60 м. вод. ст.;

– пароводяные теплообменники – 1,4 МПа = 145,6 м. вод. ст.;

– арматура и трубопроводы – 1,6 МПа = 166,4 м. вод. ст.;

2.      Необходимо обеспечивать избыточное давление во всех элементах системы теплоснабжения для защиты от подсосов воздуха и кавитации насосов. Примем запас давления 5 м. вод. ст.

3.      Необходимо обеспечивать невскипание сетевой воды при гидродинамическом режиме наличием избыточного давления. Значит в подающем трубопроводе давление должно быть следующим:
Рпод > Рнас(tнас=1500С) = 475970 Па = 50,31 м. вод. ст. Примем 352.jpg 52 м. вод. ст.

4.5.1    Гидростатический режим

Построение начинаем с гидростатического режима, когда циркуляции нет и система заполнена водой с температурой не выше 100ºС.

Самая высокая точка системы – это отопительные установки жилых районов, имеющие высоту:

Н = Z + hзд = 1 + 20 = 21 м; Возьмём запас 5 м. вод. ст. во избежание подсосов воздуха в систему и кавитации насосов. Тогда полный статический напор сети РS = 26 м. вод. ст.

Самой низкой точкой системы являются отопительные установки промышленного предприятия (оно подключено через общий коллектор), их геометрическая высота составляет 0 м. На них будет действовать напор в 26 м. вод. ст., но это безопасно для отопительных установок ПП, поскольку допустимая по условиям прочности величина составляет 60 м. вод. ст. (чугунные радиаторы).

4.5.2    Гидродинамический режим

1.      Давление в коллекторе обратного трубопровода на источнике принимаем: 353.jpg = 12 м. вод. ст. из условия нормальной работы насосов и учитывая опыты предыдущих построений, результаты которых здесь не приводятся. Заметим только, что полный статистический напор сети изменён до 60 м. вод. ст., что также не нарушает статический режим.

2.      Давление в точке ТК: 354.jpg 38,3 м. вод. ст.

3.      Давление в обратном трубопроводе на абонентских вводах в жилые районы:

355.jpg 57,8 м. вод. ст.

4.      Давление в прямом трубопроводе на абонентских вводах в жилые районы с учётом потерь давления в абонентской установке, 356.jpg 15 м. вод. ст.:

357.jpg 72,8 м. вод. ст.

5.      В прямом трубопроводе в точке ТК: 358.jpg 92,3 м. вод. ст.

6.      Коллектор прямого трубопровода в точке И: 359.jpg 118,6 м. вод. ст.

7.      Нагнетательный патрубок сетевого насоса: 360.jpg 133,6 м. вод. ст. Здесь 361.jpg – потери в сетевых подогревателях.

8.      Прямой трубопровод на вводе в ПП: 362.jpg 72,8 м. вод. ст.

9.      Обратного трубопровода на вводе в ПП: 363.jpg 57,8 м. вод. ст.

Пьезометрический график изобразим на рисунке 4.2

Обозначения на рисунке 4.2:

Пmax, Пmin – максимально и минимально допустимое полное давление в подающем трубопроводе;

Оmax, Оmin – аналогично в обратном трубопроводе;

М1, М2, М3 – линии смены масштаба;

S – линия полного статистического напора сети.


364.jpg

Рисунок 4.2Пьезометрический график

4.6       Выбор  насосов

Выбор любого насоса производится по напору и подаче. Имеет, конечно, значение вид перекачиваемой среды и температуры этой среды. Выбранная нами схема подключения абонентов и подогрева воды предусматривает выбор насосов следующего назначения:

·         Сетевые – обеспечивают движение воды в сетевых трубопроводах. Источник [1] требует наличия не менее двух сетевых насосов, один из которых является резервным;

·         Подпиточные – компенсируют утечки воды в сети. Для закрытой сети их число также должно быть не менее двух, при одном резервном;

·         Циркуляционные – создают циркуляцию воды в локальных водяных системах. Требования к их количеству аналогичны предыдущим.

4.6.1    Сетевые насосы

Располагаемый напор сети, то есть напор который должен обеспечить насос:

ΔНС = ΔНТ + ΔНПОД + ΔНОБР + ΔНАБ (4.9)

где  ΔНТ – уже упомянутые потери давления в сетевых подогревателях, ΔНТ = 15 м. вод. ст.

ΔНПОД – потери давления в подающей линии.

ΔНПОД=ΔРИ-ТК+ΔРТК-Ж1

ΔНПОД=26,3+19,5=45,8 м. вод. ст.

ΔНОБР – потери давления в обратной линии, ΔНОБР = ΔНПОД = 45,8 м. вод. ст.;

ΔНАБ – потери давления в абонентской установке или располагаемый напор на абонентском вводе, принят ранее 15 м. вод. ст.;

Тогда по формуле (4.9):

ΔНС = 15 + 45,8 + 45,8 + 15 = 121,6 м. вод. ст.

Подача сетевого насоса равна расчётному расходу сетевой воды:

G=GИ-ТК+GИ-ПП= GΣ

G=560.16 кг/с = 2100.6 м3

В своём выборе мы будем руководствоваться данными [7]:

 выбираем насос СЭ-1250-140-11. Их будет установлено 3: два – рабочих, один – резервный. Характеристики насоса:

Насос

t,0C

Подача,
м3

Напор,
м. вод. ст.

Кавитационный
запас,
м. вод. ст.

КПД
не менее,

%

Частота,
об/мин

Но,
м. вод. ст.

SН,
365.jpg

СЭ-1250-140-11

180

1250

140

7,5

82

1 500

169,8

18,98·10-6

Построим характеристику сети и насоса:

Сеть:

Характеристика выглядит следующим образом: 366.jpg. По одной известной нам точке на рабочем графике сети найдём параметр S:

367.jpg 0.2595 368.jpg = 27.55·10-6365.jpg

370.jpg

Насос:

Характеристика: 371.jpg

Но – максимальный напор

 SН – параметр насоса.

Так как в работу включены параллельно два насоса то:

372.jpg, тогда:

373.jpg

Построенную характеристики сети и насоса приведём на рисунке 4.3:

374.jpg

1— насос

2— сеть

Рисунок 4.3 Характеристики насоса на сеть

Точка пересечения: VД = 2293 м3/ч, НД = 144,85 м. вод. ст.

Выбранный насос нам подходит, поскольку VД > VР = 2100,6 м3/ч, НД > НР = 121,6 м. вод. ст.
Приведём характеристику насоса СЭ–1250–140–11, чтобы посмотреть лежит ли данная точка в рабочей зоне насоса.

375.jpg

Рисунок 4.4 Характеристика насоса СЭ–1250–140 Дк=475мм

Рабочая точка лежит в поле характеристики насоса.

Регулирование насоса на сеть рекомендуем с помощью изменения частоты вращения или байпасированием.

Лето: так как нам уже известны диаметры трубопроводов, то считаем аналогично потери для летнего периода, расходы в этом случае будут только на ГВС. Считаем напор, который необходимо создать летом и подачу и выбираем группу летних насосов, если это необходимо.

Приведём только результаты расчёта:

GЖР№1Л=32,22 кг/с; GЖР№2Л=50 кг/с; GппЛ=135,68 кг/с; GΣ=217.9=817,13 м3

ΔНПОД=ΔРИ-ТК+ΔРТК-Ж1=9190,63+7168,35=16359 Па

ΔНС =  33,48 м. вод. ст.

По [4] выбираем 4 насоса СЭ-250-50 и один резервный, т.е. всего 5 насосов.33.jpg  

4.6.2    Подпиточные насосы

Напор этого насоса должен быть равен полному статистическому напору сети, то есть:

ΔНП = PS = 60 м. вод. ст.

Подача подпиточного насоса должна обеспечивать восполнение потерь в сети. Согласно [1]: для закрытых систем теплоснабжения необходимо предусматривать 0,75% объём подпитки, (относительно полного объёма воды в сети) и аварийную подпитку в размере 2%. Тогда:

377.jpg (4.10)

378.jpg (4.11)

где  Q – мощность системы теплоснабжения, Q = 142,74 МВт из таблицы 1.6

65 – объём сети на МВт нагрузки, проектная величина

Тогда:

379.jpg м3/ч.

380.jpg м3/ч.

Выбираем 2 насоса К 45/55 и 2 – К 90/55. Все насосы при этом подключены параллельно. Характеристики выбранных насосов:

Насос

Подача, м3

Напор, м. вод. ст.

Кавзапас, м. вод.ст. ст.

КПД не менее, %

Частота,
об/мин

К 45/55

45

55

4,5

64

2900

К 90/55

90

55

5,5

73

2900

4.6.3    Циркуляционные насосы

Нам предстоит выбрать насос обозначенный номером 10 на рисунке 2.1. Он обеспечивает циркуляцию воды в отопительной системе при качественном регулировании на источнике или при аварии в сети. Наш выбор будем базировать на аварийном режиме, что несколько грубовато, ввиду большого диапазона подач.

 Напор равен падению давления в установках абонента, то есть максимум 15 м. вод. ст.

Подача будет различна для всех абонентов. По данным таблиц 3.1, 3.2 и 3.3:

1-й жилой район: G1=97,85 кг/с = 366.94 м3/ч, выбираем и устанавливаем параллельно 2 насоса К 160/20 и один К 90/20;

2-й жилой район: G2=161.41 кг/с = 605.29 м3/ч, установим в параллель 4 насоса К 160/20

Промышленное предприятие: G3= 73.96 кг/с = 277.35 м3/ч, выбираем 2 насоса КМ 45/30

Характеристики выбранных насосов:

Насос

Подача, м3

Напор, м. вод. ст.

Кавзапас, м. вод. ст.

КПД не менее, %

Частота,
об/мин

К 90/20

90

20

4,5

78

2900

К 160/20

160

20

4,5

81

1450

КМ 45/30

45

19.5

4.5

70

2900

Основные характеристики выбранных в параграфе 4.6 насосов сведём в таблицу:

Таблица 4.2 Характеристики рабочих насосов

Насос

Подача, м3

Напор, м. вод. ст.

Мощность, кВт

КПД не менее, %

Частота,
об/мин

СЭ-1250-140-11

1250

140

518

82

1 500

К 45/55

45

55

10,5

64

2900

К 90/55

90

55

18,5

73

2900

К 90/20

90

20

6,5

78

2900

К 160/20

160

20

10,9

81

1450

КМ 45/30

45

19.5

3.4

70

2900


5.       Тепловой расчёт водяной сети. Толщина изоляционного слоя.

Чтобы начать расчёт необходимо знать ряд параметров сети и условий её работы. Осуществить выбор и провести расчёт нам помогут источники [4], [9] и [10].

5.1       Тип прокладки теплопроводов

Надземные трубопроводы служат дольше и ремонтировать их гораздо проще, но область их применения ограничена плотностью архитектурной застройки и иной загромождённостью низкоуровнего воздушного пространства. Принимаем надземную прокладку на тех участках сети, где застройка с высокой вероятностью неплотная, то есть на участках И - ПП и И - ТК. В этом случае трубопроводы расположены на железобетонных опорах. На подходе трубопроводов к жилым районам  принимаем подземную безканальную прокладку теплопроводов в монолитной оболочки из вспененного полиуретана, который является теплогидроизолятором.

5.2       Основные параметры сети

5.2.1    Температура окружающей среды

Воздушная прокладка: рекомендуется принимать за расчётную среднюю температуру за год, но основные нагрузки на нашу сеть (а значит и основные потери) существуют только в отопительный период, поэтому за расчётную примем среднюю за отопительный период температуру. Эти данные для нашей географической местности возьмём из таблицы 1.1:

 tО = tср = – 2,4ºС.

Прокладка под землёй: расчётной должна стать средняя за год температура грунта на глубине заложения оси трубопровода, но таких сведений нам взять неоткуда, поэтому принимаем:

tО = 5ºС.

5.2.2    Температура теплоносителя

За расчётную температуру теплоносителя принимают среднюю за год, но, по причинам указанным выше, за расчётную примем среднюю за отопительный период температуру. Эти данные получим из рисунка 2.2. Результат:

Подающий трубопровод – 381.jpg = 84,2ºС; Обратный трубопровод – 382.jpg = 47,1ºС

5.2.3    Прочие параметры

Принимаем по [9] методом интерполяции по условному проходу и температуре теплоносителя

Таблица 5.1 Нормативные теплопотери

Участок

Тип прокладки

Условный проход, мм

Направление

qН, Вт/м

И - ПП

надземный

300

прямой

65,89

обратный

41,87

И - ТК

надземный

500

прямой

103,15

обратный

67,62

ТК - Ж1

подземный

350

прямой

80

обратный

51,39

ТК - Ж2

подземный

450

прямой

95,1

обратный

61,91

Средняя скорость ветра за отопительный период – ω = 4,4 м/с по [2].

Тип грунта – примем влажный по ГОСТ 25100 (не будем рассчитывать на самые хорошие условия);

Изоляционный материал:

Вспененный пенополиуретан с замкнутыми порами и интегральной структурой, покрытый фольгой.

Коэффициент теплопроводности – 383.jpg = 0,03 Вт/(м·ºС)

Водопоглощение – не более 200 см33

Плотность (сухая) – 50 кг/м3

Прочность на сжатие – 4 кг/см3 = 0,4 МПа (то есть проходят по требованиям [9] к изоляции для безканальной прокладки теплопроводов);

pH > 8,5

5.3       Расчёт толщины изоляционного слоя

384.jpg (5.1)

где  385.jpg – температура теплоносителя, ºС

R – линейное термическое сопротивление теплопередаче, (м·ºС)/Вт

tО – температура окружающей среды, ºС

qН – нормативные линейные потери, Вт/м

k – коэффициент местоположения и типа прокладки, принимаем по [9]:

Для европейских районов: для воздушной прокладки – k = 1, для подземной безканальной k = 1

Далее разберём состав термического сопротивления R:

386.jpg,

Здесь Rв – сопротивление теплопередаче от теплоносителя к стенке трубы.

Rтр – сопротивление стенки трубы

Rг.и – сопротивление слоя гидроизоляции. Отсутствует в нашем случае, поскольку выбранный материал и является гидроизолятором.

Rиз – сопротивление изоляционного слоя.

Rп.с – сопротивление покровного слоя. Этот слой также интегрирован в изолирующий.

Rн – сопротивление теплопередаче к окружающей среде.

Rс.к – сопротивление теплопередаче от воздуха в канале к стенке канала. Отсутствует – у нас безканальная прокладка.

Rк – сопротивление стенки канала. Отсутствует.

Rгр – сопротивление грунта. Отсутствует в случае воздушной прокладки теплопроводов.

Есть ещё один слой между теплоносителем и окружающей средой – это слой фольги, но его сопротивление крайне мало. Таким образом получаем следующее уравнения для прокладки воздухом:

R= Rтр+ Rиз+ Rн (5.2)

И такое для подземной:

R= Rтр+ Rиз+ Rгр+ Rн (5.3)

Расчётные уравнения для термических сопротивлений на погонный метр:

387.jpg (5.4)

где  dв – внутренний диаметр трубопровода;

dн – наружный диаметр трубопровода;

388.jpg – теплопроводность стенки, для стальной трубы: 388.jpg = 24 Вт/(м·ºС)

390.jpg (5.5)

где  391.jpg – наружный диаметр цилиндрического изолирующего слоя.

392.jpg – внутренний диаметр слоя изолятора.

383.jpg – теплопроводность изоляции.

Уже упоминалось, что 383.jpg = 0,03 Вт/(м·ºС), с учётом корректировки на влажность грунта по [9] для пенополиуретана теплопроводность теплоизоляции остаётся такой же.

395.jpg (5.6)

где  396.jpg – наружный диаметр изолированного теплопровода.

397.jpg – теплоотдача наружной стенки теплопровода воздуху:

398.jpg (5.7)

Термическое сопротивление грунта при бесканальной прокладке:

399.jpg (5.8)

где  Н – глубина заложения теплопровода, принимаем Н = 2 м.

400.jpg – теплопроводность грунта, по [6]: для влажного, глинистого (суглинистого) грунта расчётный коэффициент теплопроводности 400.jpg = 2,326 Вт/(м·ºС)

Осталось получить расчётную формулу для толщины изоляционного слоя:

402.jpg,

значит 403.jpg

и далее 404.jpg,

тогда 405.jpg,

Формула для расчёта толщины изоляционного слоя:

406.jpg (5.9)

Поскольку выбранный нами материал не уплотняющийся (как, например, минераловатные маты), то формула 5.8 является окончательной. Температура на поверхности изоляции, которая должна быть не более 75ºС для поверхностей тепловой изоляции трубопроводов, расположенных за пределами рабочей или обслуживаемой зон. Температура поверхности изоляции из условия равенства конвективного и теплопроводного теплопотоков:

407.jpg408.jpg409.jpg

Здесь R может быть равным Rн и Rгр. При расчёте обратного трубопровода в этой проверке нет необходимости, поскольку расчётная температура теплоносителя протекающего в нём гораздо ниже максимально допустимой 410.jpgºС < 75ºС. Расчёт производится следующим методом: сначала задаёмся толщиной изоляции прямого и обратного трубопровода из условия 411.jpg, а затем определяем действительное значение толщины слоя изоляции по формуле (5.9).

Результаты расчётов по формулам 5.4—5.9 сведём в таблицу. Единица измерения термического сопротивления в таблице принята (м·ºС)/Вт, коэффициента теплоотдачи – Вт/(м2·ºС), теплопотерь – Вт/м, температуры – ºС.

Таблица 5.2 Результаты расчёта тепловой изоляции

Участок

dв, м

dн, м

Rтр·10-5

Направление

412.jpg

Rн

Rгр

qН, Вт/м

δиз, мм

tп

И - ПП

0.309

0.325

33,5

прямой

15,92

0,038

65,89

44

0,12

обратный

16,96

0,044

41,87

39

И - ТК

0.514

0.53

20,34

прямой

14,42

0,030

103,15

43,7

0,9

обратный

15,07

0,0335

67,62

37,15

ТК - Ж1

0.359

0.377

32,46

прямой

0,179

80

31,1

10,81

обратный

0,192

51,39

31,4

ТК - Ж2

0.466

0.48

19,64

прямой

0,168

95,1

37,56

11,59

обратный

0,179

61,91

31,82

5.4       Расчёт тепловых потерь

Полученные в предыдущем параграфе значения толщины изоляции, нуждаются в корректировке на соответствие государственным стандартам и техническим условиям. Так как у нас нет соответствующей документации, то мы просто округлим расчётное значение в большую сторону до круглого значения.

Далее пересчитываем величины термических сопротивлений (формулы 5.5, 5.6 и 5.8).

Следующим шагом станет нахождение удельных теплопотерь с погонного метра прямого и обратного трубопровода. Для трубопроводов проложенных над землёй:

413.jpg (5.10)

Подземными трубопроводы: их взаимное влияния учитывают введением дополнительного фиктивного сопротивления:

414.jpg (5.11)

В – расстояние между осями трубопроводов, примем В = dнар + 0,2 м

H – глубина заложения трубопроводов в грунте, H=2 м

И в этом случае удельные теплопотери прямого и обратного теплопроводов считаются так:

415.jpg (5.12)

416.jpg (5.13)

417.jpg

418.jpg

419.jpg– сопротивление изоляции первого трубопровода

420.jpg– сопротивление изоляции второго трубопровода

421.jpg– сопротивление грунта

422.jpg– средняя температура теплоносителей в прямом и обратном трубопроводах

После определения линейных потерь считаем полные:

Qтп= (q1+ q2)·l·kм (5.14)

где  kм – коэффициент, учитывает потери теплоты через арматуру, фланцы и опоры.

 Для подземной бесканальной прокладки kм = 1,15, для надземной kм = 1,05

l – длина участка

Результаты расчёта по формулам 5.10 – 5.14 сведём в таблицу.

 Для оценки эффективности наложения изоляции в эту же таблицу поместим данные о теплопотерях без изоляции. Они получены с помощью формул (5.10 – 5.14), только сопротивление слоя изоляции Rиз не учитывается.

Таблица 5.3 Результаты расчёта тепловых потерь

Участок

?, м

Направление

С изоляцией

Без изоляции

R, (м·ºС)/Вт

q, Вт/м

Qтп, Вт

R, (м·ºС)/Вт

q, Вт/м

Q, Вт

И - ПП

1500

прямой

1,339

64,5

165784,5

0,039

2220,5

5269162,5

обратный

1,2143

40,76

0,044

1125

И - ТК

2600

прямой

0,862

100,46

446628

0,0302

2867,5

11802882

обратный

0,784

63,14

0,034

1455,9

ТК - Ж1

2100

прямой

1,083

68,45

229111,1

0,179

479,5

1603777,4

обратный

1,083

26,42

0,179

184,94

ТК - Ж2

1850

прямой

0,986

75,67

184858,5

0,168

529,69

1294009,33

обратный

0,997

11,22

0,1792

78,54

Итого:

1026382,1

Итого:

19969831,23

Если проанализировать полученные результаты, то можно сказать, что удельные тепловые потоки через изолированные трубопроводы меньше допустимых, и при сравнении тепловых потерь от трубопроводов с изоляцией и без, видно, что теплопотери через неизолированные трубопроводы намного превышает  потери через изолированные трубы.

Эффективность тепловой изоляции покажем через коэффициент эффективности:

423.jpg                                                                (5.15)

424.jpg

6.       Параметры парогенератора. Тепловой и гидравлический расчёты паропровода

Как уже отмечалось, технологические тепловые нагрузки промышленного предприятия полностью покрываются паром. Наша задача рассчитать паропровод. Следует заметить, что гидравлический расчёт паропровода и его тепловой расчёт составляют единое целое, ввиду того, что пар сильно меняет свои физические свойства по ходу транспортировки, сопровождающейся неизбежным охлаждением и дросселированием.

Расчёт конденсатопровода в данной работе не затрагивается, потому что расчёт не отличается от гидравлического расчёта трубопровода и его результаты не играют роли в дальнейшем.

6.1       Расход пара промышленным предприятием

Определяется по известным параметрам пара, используемого предприятием:

 Рпп=0.9 МПа, tпп=190ºС, 425.jpg = 4.46 кг/м3 и тепловой нагрузке на технологию Qт = 10 МВт:

426.jpg (6.1)

где  kк – коэффициент возврата конденсата.

Задан: kк = 0.75

hпп – энтальпия пара на входе в установку абонента

 hпппп, tпп) = 2809.5 кДж/кг

tкт – температура возвращаемого конденсата.

Задана: tкт = 80ºС.

Тогда 427.jpgкг/с

6.2       Гидравлический и тепловой расчёт паропровода

Ведём расчёт по схеме «ответвление». Тип прокладки – воздушная.

Необходимо знать физические свойства транспортируемого теплоносителя (пара), а поскольку он свои параметры на протяжении теплопровода меняет, то расчёт придётся провести последовательными приближениями. Для обеспечения паром заданных параметров принимаем предварительно на источнике котлы с Ри=1,4 МПа и tи=225 ºС.

 428.jpg (6.2)

429.jpg

430.jpg

431.jpg

Среднеарифметические (расчётные) параметры пара:

432.jpg                                                                   (6.3)

433.jpg                                                                (6.4)

434.jpg– потеря температуры паропроводом на 100м, принимается 2 ºС

Тогда:

435.jpg

436.jpg

По 437.jpg и 438.jpg : 439.jpg

Диаметр паропровода:

440.jpg (6.5)

441.jpg

ГОСТ 8731-87: dГ = 0.184 м, толщина стенки δ = 5 мм, условный проход dО = 175 мм

Скорость пара в трубопроводе:

442.jpg (6.6)

443.jpg

Критерий Рейнольдса:

444.jpg

445.jpg

Предельное число:

446.jpg

447.jpg

Шифринсон:

448.jpg ; 449.jpg

Дарси: 450.jpg

451.jpg

Эквивалентная длина:

452.jpg

453.jpg

Потеря давления:

454.jpg

Уточнённое среднее давление:

455.jpg

Средняя температура пара:

456.jpg

Тепловой расчёт:

Термическое сопротивление стенки трубопровода:

457.jpg
458.jpg (м·ºС)/Вт

Коэффициент теплоотдачи с поверхности изоляции (принимаем предварительно δиз = 0,08 м):
459.jpg

460.jpg Вт/(м2·ºС)

Термическое сопротивление теплоотдаче с поверхности изоляции:

461.jpg
462.jpg(м·ºС)/Вт;

Нормативные теплопотери с поверхности паропровода принимаем по [9]: qн = 108 Вт/м

Толщина изоляции: 
 463.jpg;464.jpg


Примем 465.jpg

Уточняем:466.jpg = 19.34 и Rн = 0.0601

Термическое сопротивление изоляции:

467.jpg

468.jpg(м·ºС)/Вт

Фактические теплопотери:

469.jpg

470.jpg Вт/м

Полные теплопотери:

 Q = q·?·kм

 Q = 103.6·1500·1,05 = 163170 Вт

Падение температуры пара:

471.jpg

472.jpg

Тогда минимальные температура и давление на источнике:

tи = tпп + ΔtИ-ПП = 190 + 17.63 = 207.63ºС

Pи = Pпп + ΔPИ-ПП=0.9·106+396690=1296690 Па

Среднеарифметические параметры пара в паропроводе:

473.jpg

474.jpg

6.3       Параметры пара на источнике

В источнике [4] приведены параметры паровых котлов низкого и среднего давления, которые и будут служить тепловыми генераторами в проектируемой нами котельной. С тем, чтобы не слишком много терять в РОУ, выбираем котлоагрегаты, производящие пар с характеристиками ближайшими к требуемым на источнике по нашим расчётам: Ри = 1,296 МПа, tи = 207,63ºС. Таковыми являются котлы типа Е, с номинальными параметрами пара Р = 1,4 МПа, t = 225ºС. Их количество и производительность мы уточним в следующей главе.

7.       Расчёт тепловой схемы котельной. Выбор основного оборудования

Расчёт тепловой схемы котельной основан на тепловом и материальном балансах её элементов и проводится для четырёх режимов работы:

·         Максимально зимний – определяются состав и характеристики основного оборудования. Расчётная температура совпадает с расчётной температурой проектирования отопительных сетей tpМ = tнр = -26ºС;

·         Аварийный – проверяется способность котельной обеспечить тепловую нагрузку при останове одного, самого мощного теплогенератора. Расчётной является средняя для наиболее холодного месяца температура. По данным [2], таблица 3 наиболее холодным месяцем является январь и расчётная температура tрА = -9,3ºС;

·         Среднеотопительный – определяются экономические показатели. Расчётная температура – средняя за отопительный период tрC = tср = -2,4ºС;

·         Летний – тепловые нагрузки на отопление и вентиляцию отсутствуют.

7.1       Таблица исходных данных

Составлена на основе ранее проделанных расчётов (тепловые нагрузки и параметры теплоносителей уходящих/возвращающихся к/от абонентам/ов) и технических данных действующих котельных (параметры потоков на элементах котельной):

Таблица 7.1 Исходные данные для теплового расчёта котельной. Режим максимально зимний

Величина

Обозначение и размерность

Значение

Температура наружного воздуха

tp, ºС

-26

Тепловые нагрузки

Тепловая нагрузка на отопление

QО, МВт

97,58

Тепловая нагрузка на вентиляцию

QВ, МВт

14,11

Тепловая нагрузка на ГВС

QГ, МВт

21,05

Тепловая нагрузка на технологию

QТ, МВт

10,0

Конденсат

Коэффициент возврата конденсата с ПП

kк

0,75

Температура конденсата от ПП

tкт, ºС

80

Энтальпия конденсата от ПП

hкт, кДж/кг

335

Температура конденсата после сетевых подогревателей

tк, ºС

80

Энтальпия конденсата после сетевых подогревателей

hк, кДж/кг

335

Непрерывная продувка

Доля непрерывной продувки

рп

0,03

Степень сухости вторичного пара (после РНП)

х

0,98

Давление в расширителе непрерывной продувки

Рпр, МПа

0,2

Энтальпия вторичного пара (после РНП)

475.jpg, кДж/кг

2 662,21

Энтальпия воды после РНП

476.jpg, кДж/кг

504,68

Температура продувочной воды после охладителя

tОНП, ºС

50

Энтальпия продувочной воды после охладителя

hОНП, кДж/кг

209,5

Энтальпия воды в барабане котла

hкв, кДж/кг

830,13

РОУ

Энтальпия пара на выходе из котла

477.jpg, кДж/кг

2 867,95

Параметры пара после производственной РОУ (№1)

Ри, МПа

1,297

tи, ºС

207,63

478.jpg, кДж/кг

2 863,16

Параметры пара после сетевой РОУ (№2) она же РОУ с.н.

479.jpg, МПа

0,7

480.jpg, ºС

180

481.jpg, кДж/кг

2 799,38

Вода

Температура подпиточной воды

tподп, ºС

70

Энтальпия подпиточной воды

hподп, кДж/к

293,1

Температура питательной воды

tпв, ºС

104

Энтальпия питательной воды

hпв, кДж/к

436

Температура сырой воды

tсв, ºС

5

Энтальпия сырой воды

hсв, кДж/к

21,6

7.2       Максимально зимний режим

Расход пара на подогреватели сетевой воды:

482.jpg

483.jpgкг/с

где  Qут – теплота, теряемая с утечками в сети, по [1]:

Qут = 484.jpg

Qут = 485.jpg = 6,22 МВт

486.jpg – КПД сетевого подогревателя.

Расход пара на технологические нужды:

487.jpg кг/с

где  Qтп – тепловые потери через изоляцию. Потери тепла паропроводом мы рассчитали в параграфе 6.2) – Qтп1 = 163170 Вт. Тепловой расчёт конденсатопровода проведён не был, поэтому считаем, что он проложен воздухом и потери в нём примерно равны нормативным по [9]: Qтп2 = = 488.jpg =  1500·20·1,05 = 31500 Вт

Тогда Qтп = Qтп1 + Qтп2 = 194670 Вт

Расход свежего пара на подогреватели сетевой воды:

489.jpg

490.jpgкг/с

Расход свежего пара на технологические нужды:

491.jpg

492.jpgкг/с

Полный расход свежего пара внешними потребителями:

Dвн = 493.jpg

Dвн =  56,326 + 3,903 = 60,23 кг/с

Расход питательной воды впрыскиваемой в сетевую (№2) и производственную (№1) РОУ:

G2 = 494.jpg – 495.jpg = 57,96 – 56,326 = 1,634 кг/с

G1 = 496.jpg – 497.jpg = 3,911 – 3,903 = 0,008 кг/с

Расход пар на мазутное хозяйство:

Dм­ = kмх·Dвн = 0,03·60,229 = 1,807 кг/с

kмх – доля расхода пара.

Расход пар на собственные нужды:

Dсн­ = kсн·Dвн = 0,054·60,229 = 3,25 кг/с

где kсн – доля расхода пара. Эта величина первоначально неизвестна и её принимают. Тепловой расчёт считается выполненным, когда расхождение между паропроизводительностью котельной, рассчитанной по принятой kсн, и фактической паропроизводительностью составляет менее трёх процентов.

Потери пара в котельной:

Dп­ = kп·(Dвн + Dсн + Dм) , где kп – доля расхода пара.

Dп­= 0,02·(60,23 + 3,25 + 1,807) = 1,31 кг/с

Расход пара необходимый для работы котельной:

Dснк = Dсн + Dм + Dп

Dснк= 3,25 + 1,807 + 1,31 = 6,37 кг/с

Полная паропроизводительность котельной:

D = Dснк + Dвн

D = 6,37 + 60,23 = 66,6 кг/с

Потери конденсата в оборудовании внешних потребителей и в котельном цикле:

Gк = (1 – kк496.jpg + kкот·D ,где   kкот – доля теряемого в котельном цикле пара

Gк = (1 – 0,75)·3,911 + 0,03·66,6 = 2,98 кг/с

Расход ХОВ:

GХОВ = Gк + Gтс = Gк + 499.jpg

Здесь Gтс – утечки в тепловой сети или, говоря иными словами, расход подпиточной воды.

GХОВ = 2,98 + 500.jpg = 21,54 кг/с

Расход сырой воды:

Gсв = kХОВ·GХОВ , где kХОВ – учитывает расход воды на нужды ВПУ.

Gсв = 1,25·21,54 = 26,93 кг/с

Расход непрерывной продувки:

Gпр = рп·D

Gпр = 0,03·66,6 = 1,998 кг/с

Расход пара выделяющегося в расширителе (пар вторичного вскипания):

501.jpg

502.jpgкг/с

Расход воды после расширителя:

Gрасш = Gпр – Dрасш = 1,56 – 0,235 = 1,325 кг/с.

Температура сырой воды после охладителя непрерывной продувки:

503.jpg

504.jpgºС

Расход пара на подогреватель сырой воды:

505.jpg

506.jpgкг/с

где  507.jpg – энтальпия сырой воды после подогревателя сырой воды, при t = 30ºC:

507.jpg = t·cp = = 30·4,19 ≈ 126 кДж/кг;

509.jpg – энтальпия конденсата после ПСВ, определяется по tк ПВС, принимаемой равной 80ºС,        то есть 509.jpg = 335 кДж/кг

Температура ХОВ после охладителя деаэрированной воды:

511.jpg

512.jpgºС

где  513.jpg – температура перед охладителем, после ВПУ. Прохождение ВПУ снижает температуру воды на 2ºС, то есть 514.jpg 28ºС;

Расход пара на подогрев ХОВ перед деаэратором:

515.jpg кг/с,

где  516.jpg – температура ХОВ после подогрева, принимаем равной 80ºС

517.jpg – энтальпия конденсата после подогревателя, определяется по tк ХОВ, которую тоже удобно принять равной 80ºС, то есть 518.jpg = 335 кДж/кг

Потоки смешивающиеся в деаэраторе (без учёта греющего пара):

519.jpgкг/с

Средняя температура воды в деаэраторе:

520.jpg

521.jpg ºС

Расход пара на деаэратор:

522.jpg кг/с

Расход редуцированного РОУ №2 пара на собственные нужды котельной:

Dсн = Dд + DХОВ + Dпсв = 3,31 + 0,79 + 0,94 = 5,04 кг/с

Свежий пар на собственные нужды котельной:

523.jpg кг/с

Паропроизводительность котельной:

524.jpg= Dвн + 525.jpg + kп·(Dвн + 525.jpg + Dм) = 60,23 + 4,898 + 0,02·(60,23 + 4,898 + 1,807) = 66,47 кг/с

Невязка:

527.jpg

Тепловой расчёт окончен. Результаты сведём в таблицу 7.2:

Таблица 7.2 Результаты теплового расчёта котельной. Максимально зимний режим

Величина

Обозначение и размерность

Значение

Сетевой подогреватель

Расход пара

Dсп, кг/с

57,96

Расход подпитки

Gтс, кг/с

19,2

Мощность

Q, МВт

125,61

РОУ

Впрыскиваемая в РОУ №1 и №2 вода

G1 + G2, кг/с

0,008+1,634

Расход пара через РОУ №1, Dт

D1, кг/с

3,911

Расход пара через РОУ №2, Dсп + Dпсв + DХОВ + Dд

D2, кг/с

63

Расширитель непрерывной продувки

Выход вторичного пара

Dрасш, кг/с

0,301

Выход воды

Gрасш, кг/с

1,697

Расход котловой воды (величина непрерывной продувки)

Gпр, кг/с

1,998

Деаэратор

Расход воды

Gд, кг/с

84,46

Расход пара

Dд, кг/с

3,31

Сырая вода

Расход воды

Gсв

26,93

Температура после охладителя непрерывной продувки

528.jpg, ºС

9,45

Расход пара на подогреватель сырой воды

Dпсв, кг/с

0,94

ХОВ

Расход ХОВ

GХОВ

21,54

Температура после охладителя подпиточной воды

529.jpg, ºС

58,31

Расход пара на подогрев ХОВ перед деаэратором

DХОВ, кг/с

0,79

В целом по котельной

Тепловая нагрузка, QО + QВ + QГ + QТ

QМЗ, МВт

142,74

Паропроизводительность по свежему пару

Dк, кг/с

66,47

Расход пара на мазутное хозяйство

Dм, кг/с

1,807

Расход пара на иные собственные нужды (включая потери)

Dсн, кг/с

5,04

7.3       Выбор основного оборудования

7.3.1    Котлы

Воспользуемся данными [4]:

Тепловая нагрузка на котельную в максимально зимнем режиме равна 142.74 МВт и паропроизводительность при этом 66.47 кг/с. Для аварийного режима, то есть при расчётной температуре -9.3 ºС, тепловая нагрузка составит 89.3 МВт и паропроизводительность должна составить около 40 кг/с.

Принимаю к установке 2 котла Е-100-14-225-ГМ: газомазутный

естественная циркуляция

Паропроизводительность: 100 т/ч = 27.8 кг/с

Давление: 14 бар

Температура: 225ºС

И 1 котёл Е-50-14-225-ГМ: характеристики те же самые только паропроизводительность

50 т/ч=13,9 кг/с.

Мы получаем в максимально зимнем режиме производительность 69,5 кг/с, а в аварийном –41,7 кг/с.

7.3.2    Деаэраторы

Выбираются по производительности: Dд + Gд = 84,46 + 3,31 = 87,77 кг/с

Таким образом принимаем к установке 2 деаэратора ДСА-100 (производительность100 т/ч= 27,8 кг/с) и 1 ДСА-150 (производительность 150 т/ч=41,7 кг/с). Общая производительность в этом случае составляет: 27,8 + 27,8 + 41,7 = 97,3 кг/с

7.3.3    РОУ

530.jpg

Рисунок 7.1 – Схема редукционно-охладительной установки БКЗ

На рисунке 7.1 обозначены:

1 – клапан регулирующий; 2 – патрубок; 3 – дроссельная решетка; 4 – смесительная труба или охладительная труба; 5 – трубопровод редуцированного пара; 6 – аварийный клапан; 7 – электронный регулирующий прибор; 8 – импульсный манометр; 9 – динамическая связь; 10 – манометр; 11 – чувствительный манометр; 12 – электронный регулятор температуры; 13 – термометр; 14 – термопара; 15 – клапан регулирующий; 16 – вентиль проходной; 17 – впрыскивающая система; 18 – вентиль игольчатый; 19 – штанга к редуктору; 20 – электромотор; 21 – редуктор; 22 – колонна дистанционного управления КДУ.

Параметры:

Параметр

РОУ №1 (технологический)

РОУ №2 (сетевой и собственных нужд)

Расход пара, кг/с

3.911

63

Давление на входе, МПа

1,4

Температура на входе, ºС

225

Давление на выходе, МПа

1.297

0,7

Температура на выходе, ºС

207.63

180

По параметрам пара до РОУ и после выбираем из каталогов РОУ Барнаульского котельного завода.

7.3.4    Сетевые подогреватели

В тепловом расчёте котельной сетевые подогреватели проходят единым комплексом, но наша технологическая схема предусматривает разделение подогрева сетевой воды на 2 участка: пароводяной подогреватель (конденсация пара после РОУ) и водоводяной подогреватель (охлаждение полученного конденсата). Их расчёт мы осуществим в следующей главе.


8.       Тепловой расчёт подогревателей сетевой воды

8.1       Пароводяной подогреватель

Тепловая нагрузка подогревателя:

531.jpg МВт

где  hкп – энтальпия конденсата после теплообменника, принимаем её при температуре 150ºС, то есть конденсат несколько «захолаживается». Это сделано с той целью, чтобы обеспечить нормальные условия работы следующего за ним охладителя конденсата (водоводяного теплообменника). Итак, hкп = 632,25 кДж/кг.

Температура воды на входе в водоводяной теплообменник:

Определяется как температура смеси подпиточной воды и воды из сети. Расход обратной сетевой воды по таблице 3.4: Gc = 373,28 кг/с, расход подпитки: Gподп = 19,2 кг/с. Температура обратки по таблице 2.4: 382.jpg = 64,95ºС, температура подпитки: tподп = 70ºС. Тогда температура смеси и её расход:

533.jpgºС

G = Gc + Gподп = 392,48 кг/с.

Температура воды на входе в пароводяной теплообменник:

534.jpg ºС

Средняя температура воды в пароводяном теплообменнике:

535.jpg

Температурный график:

536.jpg

Рисунок 8.1 Температурный график пароводяного подогревателя

Температурный напор:

537.jpg

Конструктивные параметры:

Наиболее распространёнными являются (по сведениям [4]) следующие параметры пароводяных подогревателей:

1.      Два хода по воде, длина трубок Н = 5 метров, наружный диаметр трубок dн = 19 мм, внутренний – dвн = 17,5 мм, перегородки – 4 штуки;

2.      Материал трубок – латунь Л-68

3.      Внутри трубок вода, снаружи – пар.

Теплоотдача на внутренней поверхности трубок:

538.jpg

где  539.jpg – скорость воды, принимаем 2 м/с

540.jpgВт/(м2·ºС)

Теплоотдача на наружной поверхности трубок:

541.jpg Вт/(м2·ºС)

где  tк – температура плёнки конденсата

 542.jpg

543.jpg =tп – tст = 180 – 155,91 = 24,09ºС;

Нпл – высота плёнки, принимаем равной расстоянию между перегородками, Нпл = 1 м;

Здесь tст – температура стенки, которая была найдена последовательными приближениями.

Алгоритм: задаёмся tст, считаем  544.jpg, из равенства плотностей тепловых потоков  выражаем и считаем 545.jpg, сравниваем и, если разница с ранее принятым значением больше чем 3 ºС, пересчитываем. У нас процесс закончился на значении tст = 131,82ºС

Коэффициент теплопередачи:

546.jpg

где  547.jpg – толщина стенки трубки, 548.jpg 0,75 мм

549.jpg – коэффициент теплопроводности стенки, 549.jpg ≈ 110 Вт/(м·ºС);

Rзагр – термическое сопротивление загрязнений, принимается.

Площадь поверхности теплообмена:

551.jpg

Полученную площадь можно разбить на 5 теплообменных аппарата ПП1-108-7-IV и 1 ПП1-53-7-IV, они как раз обеспечивают температурный график 150/70.

8.2       Водоводяной подогреватель

Тепловая нагрузка подогревателя:

552.jpg МВт

Средняя температура воды:

553.jpg

Температурный график:

554.jpg

Рисунок 8.2 Температурный график водоводяного подогревателя

Температурный напор:

555.jpg

Конструктивные параметры:

В качестве базовых для данного расчёта возьмём следующие источник [4]:

Один ход по воде (не конденсату), наружный диаметр dн = 16 мм, внутренний – dвн = 14 мм, диаметр корпуса оценим по количеству трубок: 556.jpg штук. Если разместить эти трубки в пяти секциях по 212 трубок, то диаметр одного составит ориентировочно Dвн = 0,359 м;

Материал трубок – латунь Л-68;

Внутри трубок вода, снаружи – конденсат.

Теплоотдача на внутренней поверхности трубок:

557.jpg Вт/(м2·ºС)

Теплоотдача на наружной поверхности трубок:

558.jpgВт/(м2·ºС)

где  dэкв – эквивалентный диаметр межтрубного пространства.

Площадь межтрубного пространства для прохода конденсата:

559.jpg

Тогда:

560.jpg

Коэффициент теплопередачи:

561.jpg Вт/(м2·ºС)

Площадь поверхности теплообмена:

562.jpg

Принимаем кожухотрубные малогабаритные горизонтальные водоводяные подогреватели разборного исполнения типа ПВМР по ТУ 4933-007-05762252-98:

6 подогревателей ПВМР-325х2-1 с поверхностью нагрева 14,2 м2.

Тогда суммарная поверхность нагрева составит 85,2 м2.


9.       Технико-экономические показатели системы теплоснабжения

Удельный расход топлива на единицу отпущенной теплоты

563.jpg

Расход электроэнергии на единицу отпущенной теплоты

Укрупнение расчёта позволяет оценивать потребляемую электроэнергию косвенно, по мощности:

Установленная мощность котельной:

564.jpg

Число часов использования установленной мощности:

565.jpg

Установленная мощность потребителей электроэнергии:

566.jpg

где  nэ – удельный расход электрической энергии на выработку тепловой.

 При Qуст > 50 МВт, nэ = 18 кВт/МВт

Годовой расход электроэнергии:

567.jpg (кВт·ч)/год

где  kэ – коэффициент использования электрической мощности, при Qуст < 250 МВт,

kэ = 0,8;

Удельный расход электроэнергии на единицу отпущенной теплоты:

568.jpg  (кВт·ч)/МДж

КПД теплового потока

569.jpg

Отметим некоторую заниженость этого показателя, не учитывается теплота приходящая с питательной водой и уходящая с непрерывной продувкой.

10. Заключение

В ходе выполнения работы мы получили очень важные и новые для нас сведения из области теплоснабжения, а также воспользовались большим объёмом полученных при прохождении других дисциплин знаний. Можно выделить следующие моменты которые затронуты в работе:

1.      Получили представление о проектных тепловых нагрузках на жилые районы и промышленные предприятия.

2.      Рассмотрели способы регулирования отпуска теплоты и функциях ГТП.

3.      Рассчитали расходы теплоносителя, выполнили идравлический расчёт сети в результате которого были получены диаметры трубопроводов и потери давления на участках.

4.      Построили пьезометрический график с указанием всех координат ввода и вывода теплоносителя; рассчитали теплоизоляцию трубопроводов.

5.      Поняли принципы теплового расчёта схем источников теплоснабжения и познакомились с рядом таких схем и с их особенностями.

6.      Обновили свои навыки в пользовании справочной технической литературой, что потребовалось при выборе основного оборудования.

7.      Затронули экономическую часть функционирования теплогенерирующего предприятия.

8.      Затронули тепломассообменное оборудование в области кожухотрубных теплообменников.

В данном расчёте принято к установке следующее оборудование:

>для покрытия максимального режима нагрузки в зимний период были выбраны 2 паровых котла типа Е-100-14-225 и 1 котёл Е-50-14-225

> Для питания котла выбраны 4 питательных насоса ПЭ-65-45 и два резервных такого же типа.

> для перекачивания суммарного расхода воды в тепловой сети и создания необходимого напора для её циркуляции выбраны три сетевых насоса типа СЭ-1250-140-11

> для летнего режима: СЭ-250-50 5 штук, включая резервные.

> для восполнения потерь воды с утечками выбраны 2 подпиточных насоса типа К 45/55 и 2 типа К 90/55

>Выбраны циркуляционные насосы: КМ 45/30, К 90/20, К 160/20

> для придания воде необходимых параметров с учётом нагрузки выбраны 5 пароводяных аппарата ПП1-108-7-IV и 1 ПП1-53-7-IV и 6 подогревателей ПВМР-325х2-1.

> Выбраны два деаэратора ДСА-100 и один ДСА-150


Список литературы

1.      СНиП 41.02.2003. Тепловые сети. -М.: ЦИПТ Госстроя, 2003. - 48 с.

2.      СНиП 23-01-99. Строительная климатология / Госстрой России. -М.: ГУП ЦПП, 2000. - 51 с.

3.      СНиП 2.04.01-85*. Внутренний водопровод и канализация зданий / Госстрой СССР. -М.: ЦИПТ Госстроя, 1996. -56 с.

4.      Соколов Е. Я. Теплофикация и тепловые сети: Учебник для ВУЗов. – 7-е изд., стереот. -М.: Издательство МЭИ, 2001. - 472 с.: ил.

5.      Кулагин Ю. М., Капустина Т. И., Черкасский В. М. Учебное пособие по гидравлическому расчёту трубопроводов -Иваново: Издательство ИЭИ им. В. И. Ленина, 1976. -72 с.

6.      Справочник проектировщика. Проектирование тепловых сетей. Под ред. А. А. Николаева. -М.: Стройиздат, 1965. - 360 с.

7.      Малюшенко В. В., Михайлов А. К. Энергетические насосы: Справочное пособие. -М.:Энергоиздат, 1981. -200 с., ил.

8.      Азарх Д. Н., Попова Н. В. и др. Насосы: Каталог-справочник. – 3-е изд, исп., -М.: ГНТИМЛ, 1960.
- 553 с.

9.      СНиП 41.03.2003. Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов / Госстрой СССР. -М.: ГУП ЦПП, 2003, - 32 с.

10.  Грушман Р. П. Справочник теплоизолировщика. – 2-е изд., перераб. и доп. -СПб.:Стройиздат. СПб отделение, 1980.  -184 с., ил.

11.  Павлов В. С., Масленников В. В. и др. Источники и системы теплоснабжения промышленных предприятий: Методические указания к курсовому проектированию для студентов специальности 1007. -Иваново: ИГЭУ им. В. И. Ленина, 1994. - 56с., ил.

12.  СП 41-103-2000. Проектирование тепловой изоляции оборудования и трубопроводов / Госстрой России. -М.: ГУП ЦПП, 2001.

13.  Авдюнин Е.Г., Ершов Ю.Г., Шарафутдинова Н.К. Системы теплоснабжения промышленных предприятий, часть 1. Тепловые сети и тепловые пункты систем теплоснабжения.: Учеб. Пособие/Гос. образов. учреждение высшего проф. образования ИГЭУ им. В.И. Ленина–Иваново, 2004.–108 с.

14.  Ривкин С.Л., Александров А.А. Теплофизические свойства воды и водяного пара.–М.: Энергия, 1980.–424 с.

15.  СНиП II-35-76 Котельные установки/ Госстрой России. -М.: ГУП ЦПП, 2000.


Информация о реферате «Расчет системы теплоснабжения двух жилых районов и промышленного предприятия»
Раздел: Физика
Количество знаков с пробелами: 85397
Количество таблиц: 26
Количество изображений: 15

Похожие материалы

Скачать
39661
9
4

... менее 10 м вод. ст. Для ЦТП принимается располагаемый напор 25 м, при непосредственном присоединении систем отопления ≥ 5 м. Строится линия потерь давления в подающей магистрали. В закрытых системах теплоснабжения она является зеркальным отображением пьезометрической линии обратной магистрали. В открытых системах потери давления в подающей линии больше потерь давления в обратной линии из-за ...

Скачать
23525
5
2

... расчёта по приведённым затратам вариант ТЭЦ выгоднее, поэтому в качестве проектируемого источника энергоснабжения жилого посёлка и промышленного предприятия выбираем производственную ТЭЦ. 6. Выбор системы теплоснабжения и схема присоединения подогревателей горячего водоснабжения Согласно СНиП для системы теплоснабжения должна применяться двухтрубная водяная тепловая сеть с перегретой ...

Скачать
48966
13
0

... давления или, наоборот, потери давления при транспорте необходимого количества газа по газопроводу заданного диаметра  Газодинамический расчет сети низкого давления При выборе системы газоснабжения района газификации будем учитывать то, что трасса газопроводов должна размещаться на расстояниях, определяемых СНиП, от линии застройки, трамвайных путей, подземных инженерных коммуникаций и ...

Скачать
94449
14
12

... системой дренажа; устранение утечек из резервуаров и подземных коммуникаций; строительство открытого дренажа ливневых стоков. Для защиты и охраны воздуха от загрязнения в проекте предусмотрены мероприятия: 1) Теплоснабжение объектов водоснабжения предусматривается от котельной, но дымовые газы проходят очистку на фильтрах. Вышеперечисленный комплекс мер улучшения окружающей среды и защиты с ...

Скачать
175499
52
23

... у абонента, который всегда может быть сдросселирован. 2.2 Тепловой расчет толщины изоляционного материала Одним из способов повышения эффективности работы системы теплоснабжения промышленного предприятия является снижение потерь тепла при транспортировке теплоносителя к потребителям. В современных условиях эксплуатации потери тепла в сетях составляют до 20.. 25% годового отпуска тепла. При ...

0 комментариев


Наверх