Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНОБРНАУКИ РОССИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Нижегородский государственный архитектурно-строительный университет»

Факультет инженерно-экологических систем и сооружений

КАФЕДРА ТЕПЛОГАЗОСНАБЖЕНИЯ

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА К КУРСОВОЙ РАБОТЕ

на тему: «Теплоснабжение микрорайона города»

Выполнил Алгацкова О.В.

студент гр. 317

Руководитель Волкова И.В.

Нижний Новгород 2016

Исходные данные

Введение

Пояснительная записка

3. Схема присоединения водоподогревателей горячего водоснабжения

5. Выбор метода регулирования отпуска теплоты

6. Тепловые сети

7. Разработка расчетной схемы тепловой сети

Расчётная часть

2. Построение часовых и годового графиков расхода теплоты

5. Предварительный гидравлический расчет

6. Окончательный гидравлический расчет тепловой сети

7. Подбор сетевого и подпиточного насосов

8. Подбор водоструйного насоса (элеватора)

Список использованных источников

Приложение А

Приложение Б

Приложение В

Приложение Г

тепловой отопление водоснабжение вентиляция

Исходные данные

1. Проектируемый микрорайон находится в г. Ижевск.

2. Расчётная температура наружного воздуха для проектирования отопления.

3. Расчётная температура наружного воздуха для проектирования вентиляции.

4. Источник теплоты - котельная.

5. Система теплоснабжения - закрытая четырёхтрубная.

6. Расчётные параметры теплоносителя, .

7. Вид прокладки - подземная.

Введение

Под теплоснабжением понимают систему обеспечения теплом зданий и сооружений. Надёжная работа систем теплоснабжения имеет большое народно-хозяйственное значение, поскольку от неё в значительной степени зависит создание комфортных условий для труда и проживания людей и оптимальных условий для различных технологических процессов.

Системы теплоснабжения разделяют на централизованные, децентрализованные и, как разновидность децентрализованных, - местные системы.

В централизованных системах выработка теплоты осуществляется в отдельных источниках (ТЭЦ или котельных), а подача теплоносителя в системы теплопотребления происходит по специальным трубопроводам, называемым тепловыми сетями. Тепловые сети при этом имеют значительные протяжённость и диаметры, оборудованы тепловыми пунктами, насосными станциями, автоматикой и системой управления.

Система теплоснабжения, не имеющая развитых тепловых сетей, в которой источник теплоты расположен непосредственно вблизи объектов, потребляющих теплоту, называется децентрализованной.

И, наконец, если тепловой агрегат обеспечивает теплоснабжение одного небольшого здания, система будет называться местной.

В современных городах теплоснабжение различных потребителей осуществляется в основном от централизованных систем. Однако в последнее время во многих городах России всё большее значение начинает приобретать теплоснабжение вновь строящихся объектов на базе автономных источников. Наибольший эффект применение автономных источников теплоты даёт при строительстве объектов, проводимом в порядке уплотнения существующей застройки. Себестоимость вырабатываемой теплоты в них может быть в несколько раз ниже, чем в централизованных системах.

В данном проекте спроектирована и рассчитана централизованная система теплоснабжения микрорайона с выработкой теплоты в котельной.

Пояснительная часть

1. Метод определения тепловых нагрузок на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение

Разработка проекта теплоснабжения начинается с определения тепловых потоков на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. Тепловые потоки рассчитываются различными способами в зависимости от конкретных условий: стадии проектирования, масштаба и степени детализации изображения на генплане.

Т. к. на генплане нанесены отдельные здания и указаны их назначения и характеристики, то расчёт ведётся по удельным тепловым характеристикам зданий по соответствующим формулам. Определённые по этим формулам тепловые потоки являются расчётными, т. е. максимальными, т. к. они рассчитаны при расчётной наружной температуре.

Расход теплоты на вентиляцию в жилых зданиях не превышает 5-10% от расхода на отопление, поэтому для жилых зданий он не рассчитывается, а только для общественных зданий.

2. Выбор системы теплоснабжения и теплоносителей

Выбор системы теплоснабжения следует производить на основании технико-экономических расчётов с учётом качества исходной воды, степени обеспеченности ею и поддержания требуемого качества горячей воды у потребителей. В небольших городах или посёлках при наличии котельной, предназначенной для теплоснабжения жилищно-коммунального сектора при радиусе действия такой котельной до 1,2 км, экономически обосновано сооружение закрытых 4-х трубных тепловых сетей, что и предусмотрено данным проектом. При этом вода для горячего водоснабжения готовится в источнике теплоты и подаётся абонентам по самостоятельным трубопроводам. Центральный тепловой пункт получается в таком случае как бы сблокированным с источником теплоты.

В качестве теплоносителя в системах централизованного теплоснабжения для отопления, вентиляции и горячего водоснабжения жилых, общественных и производственных зданий в качестве теплоносителя следует принимать воду. Следует также проверять возможность применения воды как теплоносителя для технологических процессов.

3. Схема присоединения водоподогревателей

При закрытых системах теплоснабжения в зависимости от соотношения максимальных тепловых потоков на горячее водоснабжение и на отопление присоединение водоподогревателей горячего водоснабжения следует принимать:

Последовательную двухступенчатую схему (смешанную).

Отличительной особенностью этой схемы состоит в том, что в период максимальной нагрузки на горячее водоснабжение снижается расход теплоты на отопление. Реализуется такое решение путём так называемого связанного регулирования. С помощью регулятора расхода, установленного на абонентском вводе, поддерживается постоянный расход сетевой воды на удовлетворение суммарной тепловой нагрузки на отопление и горячее водоснабжение.

4. Суммарный часовой и годовой графики расхода теплоты

Для решения целого ряда вопросов централизованного теплоснабжения, а именно: определения годового расхода теплоты теплоиспользующими объектами, выбора оборудования источника теплоты, режима его загрузки и ремонта и др., используются графики повторяемости часовых расходов теплоты в течение года.

Чем больше часов использования максимальной тепловой нагрузки, тем более равномерно в течение года потребляется выработанная теплота, тем более эффективно используется оборудование системы теплоснабжения.

5. Регулирование отпуска теплоты

Регулирование отпуска теплоты предусматривается: централизованное - на источнике теплоты, групповое - в узлах регулирования или в ЦТП, индивидуальное в ИТП.

Для водяных тепловых сетей следует принимать, как правило, качественное регулирование отпуска теплоты по нагрузке отопления или совмещенной нагрузке отопления и горячего водоснабжения согласно графику изменения температуры воды в зависимости от температуры наружного воздуха.

Централизованное качественное регулирование отпуска теплоты ограничивается наименьшими температурами воды в подающем трубопроводе, необходимыми для подогрева воды, поступающей в систему горячего водоснабжения потребителей (для закрытых систем теплоснабжения - не менее 70 0 С).

Вырабатываемая и передаваемая системой теплоснабжения теплота, используется у потребителей на различные нужды: отопление, вентиляцию и кондиционирование воздуха зданий, горячее водоснабжение.

Тепловая нагрузка абонентов не постоянна. Она изменяется в зависимости от температуры наружного воздуха, скорости ветра, инсоляции, режимов расхода воды на горячее водоснабжение и работы технологического оборудования, ряда других факторов. Для обеспечения экономичной работы системы и высокого качества теплоснабжения применяют регулирование отпуска теплоты.

Данный проект предусматривает центральное качественное регулирование отпуска теплоты. Центральное качественное регулирование заключается в поддержании в источнике теплоты температурного графика, обеспечивающего в течение всего отопительного периода заданную температуру внутреннего воздуха отапливаемых помещений при постоянном расходе сетевой воды.

6. Тепловые сети

тепловые сети следует размещать в пределах поперечных профилей улиц и дорог - под тротуарами или разделительными полосами. На улицах, не имеющих разделительных полос, допускается размещение сетей под проезжей частью при условии размещенияих в каналах.

Допускается пересечение разводящими сетями диаметром до 300 мм жилых и общественных зданий при условии прокладки сетей в технических подпольях, коридорах и тоннелях высотой не менее 1,8 м.

Уклон тепловых сетей независимо от направления движение теплоносителя и способа прокладки должен быть не менее 0,002. Уклон к отдельным зданиям при подземной прокладке должен приниматься от здания к ближайшей тепловой камере.

Диаметры трубопроводов, прокладываемых в кварталах по условиям безопасности должны быть не более 500мм, а их трасса не должна проходить в местах возможного скопления населения.

Выбор способа и конструкций прокладки трубопроводов обуславливается диаметром трубопроводов, требованиями надежности, экономичностью и способом производства работ.

В данном проекте предусмотрена подземная прокладка тепловых сетей в непроходных каналах.

7. Разработка расчетной схемы

После того как трасса тепловой сети размещена на генплане, разрабатывают схему трубопроводов.

В начальной стадии намечают места установки запорной арматуры, неподвижных опор, компенсирующих устройств. После выполнения гидравлического расчета и построения пьезометрического графика может определиться необходимость устройства каких-либо сооружений (подкачивающих станций, предохранительных или замерных устройств).

Неподвижные опоры следует размещать в следующих местах:

На выходе их источника, на входе и выходе ЦТП, насосных подстанций и др. сооружений (для снятия усилий на оборудование и арматуру);

В местах ответвлений от тепловой сети (для устранения взаимного влияния участков, идущих в перпендикулярных направлениях);

На поворотах трассы (для устранения влияния изгибающих и крутящих моментов, возникающих при естественной компенсации).

В результате указанной расстановки неподвижных опор трасса разбивается на прямолинейные участки, имеющие различные длины и диаметры трубопроводов.

Для каждого из указанных участков выбирают тип и количество компенсаторов, в зависимости от которого определяется количество неподвижных промежуточных опор (на одно меньше, чем компенсаторов).

8. Гидравлический расчет тепловых сетей

Гидравлический расчёт является одним из важнейших разделов проектирования и эксплуатации тепловых сетей.

При проектировании в результате гидравлического расчета определяют:

· диаметр трубопроводов;

· падение давления (напора) на участках;

· давления (напоры) в различных точках системы;

· выполняют увязку давлений в различных точках системы при статическом и динамическом режимах с целью обеспечения допустимых давлений и требуемых напоров в сети и абонентских системах.

Результаты гидравлического расчёта дают исходный материал для решения следующих задач:

· определения капиталовложений в строительство тепловых сетей, расхода металла (труб, проката) и основных объёмов работ по строительству теплосети;

· установления характеристик циркуляционных и подпиточных насосов, количества насосов и их размещения;

· определения условий работы тепловой сети и абонентских систем и выбора схем присоединения абонентских установок к тепловой сети;

· выбора автоматических регуляторов, устанавливаемых на сооружениях тепловой сети и абонентских вводах.

Для проведения гидравлического расчета должны быть разработаны схема и профиль тепловой сети, указаны размещение источника теплоты и потребителей, расчетные нагрузки и длины участков.

Согласно удельные потери давления на трение при гидравлических расчетах водяных тепловых сетей следует определять на основании технико-экономических расчетов. Рекомендуется принимать следующие значения удельных потерь давления на трение:

· для основного расчетного направления (магистрали) от источника теплоты до наиболее удаленного потребителя - до 80 Па/м;

· для остальных участков - по располагаемому перепаду давления, но не более 300 Па/м.

Скорость движения воды в трубопроводах не должна превышать 3,5 м/с.

После проведения предварительного расчёта для каждого участка выбирают тип и требуемое количество компенсаторов, в зависимости от которого определяется количество промежуточных неподвижных опор.

Выполняя уточненный расчет ответвлений, определяем расчетные потери давления в ответвлении. Приэтом, как правило, ввиду ограниченности сортамента труб не удается добиться точного соответствия потерь давления в ответвлении располагаемому напору. В таких случаях следует поступать следующим образом. Если величина невязки составляет меньше 25%, расчет можно считать законченным. Незначительный избыточный напор может быть погашен задвижками, устанавливаемыми на ответвлении. При большей величине невязки необходимо подобрать дроссельную диафрагму.

9. Гидравлический режим работы тепловой сети

С целью обеспечения безопасных условий работы системы теплоснабжения и необходимых давлений в различных точках системы, обеспечивающих расчётный режим системы теплоснабжения, разрабатывают гидравлический режим тепловых сетей.

Гидравлический режим разрабатывают при динамическом состоянии системы, т. е. при работающих циркуляционных (сетевых) насосах и при статическом состоянии системы (гидростатический режим), когда циркуляционные насосы не работают. В результате определяют линии максимальных давлений в подающем и обратном трубопроводах из условия механической прочности элементов системы и линии минимальных давлений из условия предотвращения вскипания высокотемпературного теплоносителя и образования вакуума в элементах системы. Линии давления проектируемой системы не должны выходить за эти крайние границы.

9.1 Построение пьезометрического графика

Для учета взаимного влияния рельефа местности, высоты абонентских систем, потерь давления в тепловых сетях и предъявляемых требований в процессе разработки гидравлического режима тепловой сети строят пьезометрический график. На пьезометрических графикахвеличины гидравлического потенциала выражены в единицах напора.

На пьезометрическом графике в определенном масштабе наносят рельеф местности, высоту присоединенных зданий, величины напоров в сети.

На горизонтальной оси графика откладывают длину сети, а на вертикальной напоры (см. прил. Г).

9.2 Сетевой и подпиточный насосы

По полученным значениям производительности и напора с учетом допускаемых температуры перекачиваемой воды и напора на входе в насос, по соответствующим таблицам подбирается необходимый насос.

Принимаем к установке один сетевой насос и один подпиточный.

9.3 Водоструйные насосы (элеваторы)

Поскольку температура воды в тепловой сети, как правило, выше требуемых для систем отопления, последние присоединяются к тепловой сети через смесительные устройства, обеспечивающие требуемый коэффициент подмешивания обратной воды после системы отопления в подающий трубопровод местной системы отопления. Смесительные устройства помимо основного назначения создают также необходимый для циркуляции воды в системе напор.

В качестве смесительных устройств наибольшее распространение получили водоструйные насосы - элеваторы.

Наиболее совершенен по конструкции элеватор ВТИ-Теплосети Мосэнерго.

Расчетная часть

1. Определение тепловых нагрузок на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение

Максимальный тепловой поток на отопление здания:

Удельная теплопотеря здания, принимаемая по ;

V н - наружный объём здания, м 3 , определяемый по генплану, задаваясь определённой высотой этажа (3 м);

t в - средняя температура внутреннего воздуха отапливаемых зданий, о С, ;

t н.о. - расчётная температура наружного воздуха для проектирования отопления, о С, , ;

- поправочный коэффициент к удельным потерям зданий q o , зависящий от температуры наружного воздуха, .

Расчёт тепловых потоков на отопление сводим в таблицы 1 и 2.

Таблица 1

Определение расчётных тепловых потоков на отопление жилых зданий

№№ зданий	Наименование зданий	Кол-во зданий n	Этажность	Тепловой поток на отопление жилых зданий Q? жил.зд. , Вт


	жилой дом
2-5, 7-9, 15, 17	жилой дом
	жилой дом
				Q? жил.зд. =

Таблица 2

Определение расчётных тепловых потоков на отопление общественных зданий

Максимальный тепловой поток на вентиляцию общественных зданий:

Удельный расход теплоты на вентиляцию, принимаемый по ;

t н.в. - расчётная температура наружного воздуха для проектирования вентиляции.

Расчёт тепловых потоков на вентиляцию сводим в таблицу 3.

Таблица 3

Определение расчётных тепловых потоков на вентиляцию

Максимальный тепловой поток на горячее водоснабжение определяется по разным формулам в зависимости от назначения здания:

Жилые дома

m - количество жителей или потребителей, чел;

а а= 100 л/чел;

t г - расчётная температура на горячее водоснабжение, о С, (+60 о С);

t х - температура холодной воды в зимний период, о С, (+5 о С);

с - удельная теплоёмкость воды, с = 4,19;

24 - число часов потребления горячей воды в сутки.

Прачечные, детские сады, школы

Т - число часов работы в смену (7 ч);

а - норма потребления горячей воды, л/чел, по принимаем а= 27 л/чел для детских садов и а= 24 л/чел для школ.

Расчёт тепловых потоков на горячее водоснабжение сводим в таблицу 4.

Таблица 4

Определение расчётных тепловых потоков на горячее водоснабжение

№№ зданий	Наименование зданий	Кол-во зданий n	Потребители m	Норма потребления a, л/1 потреб.	Тепловой поток на отопление жилых зданий Q г.в. , Вт


	жилой дом
2-5, 7-9, 15, 17	жилой дом
	жилой дом
	Школа на 500 учащихся
	Детский сад на 25 детей

2. Построение часового и годового графиков расхода теплоты

Для построения годового графика вначале выписываем из климатологических таблиц число часов стояния различных наружных температур для географического пункта, соответствующего расположению зданий. Выписку ведём с интервалом температур 5 о С, включая в интервал длительность стояния данной температуры и ниже её в часах.

t н, о С

Часовой и годовой графики расхода теплоты приведены в прил. А.

3. Построение графика регулирования температуры теплоносителя

Температура воды в подающем трубопроводе тепловой сети определяется по формуле:

Температура воды в обратном трубопроводе тепловой сети определяется по формуле:

t в - усреднённая внутренняя температура для микрорайона, о С ();

Любая заданная температура наружного воздуха, о С;

Усредненная температура нагревательного прибора, о С, при расчётных температурах, :

Расчётный перепад температуры воды в теплосети, о С;

Задаваясь, считаем температуры, и по полученным значениям строим график температур воды в подающем и обратном трубопроводе. Из графика определяем температуру точки излома.

График температур воды в обратном трубопроводе систем вентиляции строится отдельно для каждого из трех диапазонов температур наружного воздуха,на которые разбивают отопительный период.

Первый диапазон - от начала отопительного периода до точки излома отопительного графика. В этом диапазоне тепловая вентиляционная нагрузка переменна (растёт), а температура воды в подающем трубопроводе постоянна. При этом количество воздуха, поступающего в калориферы систем вентиляции постоянно, а регулирование количества теплоты осуществляется регуляторами, устанавливаемыми на подающем трубопроводе к калориферам по температуре воздуха на выходе из калориферов. Температуру обратной воды после калориферов в этом диапазоне определяют по следующему уравнению:

Температура воды в подающем и обратном трубопроводе, о С, при любой заданной температуре;

На данном диапазоне любая заданная температура, о С;

Температура воды в подающем и обратном трубопроводе, о С, при.

Второй диапазон - от точки излома отопительного графика до температуры наружного воздуха, соответствующей расчётной для проектирования вентиляции. В этом диапазоне имеют место переменный расход теплоты на вентиляцию и переменная температура воды в подающем трубопроводе. Количество воздуха, поступающего в калориферы, постоянно, однако, в этом диапазоне тепловая нагрузка растет пропорционально росту температуры воды в тепловой сети. На этом диапазоне температура воды в обратном трубопроводе после системы вентиляции совпадает с температурой воды в обратном трубопроводе после системы отопления.

Третий диапазон - от температуры наружного воздуха, соответствующей расчётной вентиляционной, до расчётной отопительной. В третьем диапазоне температура воды в подающем трубопроводе переменна, а расход теплоты на вентиляцию постоянный. Поддержание постоянного количества теплоты при понижении температуры наружного воздуха осуществляется за счет включения и изменения рециркуляции воздуха.

Температуру воды после калориферов систем вентиляции определяют по следующему уравнению:

Значения и берутся из отопительного графика температур воды при t н.в. . Приведённые уравнения решаются методом подбора, задаваясь значениями определяемой величины.

График температур воды в обратном трубопроводе после калорифера вентиляционной системы приведён в прил. Б.

4. Определение расчетных расходов теплоносителя

Расход сетевой воды на отопление рассчитывается по формуле:

Расход сетевой воды на вентиляцию рассчитывается по формуле:

Расход сетевой воды на горячее водоснабжение рассчитывается по формуле:

Принимаем.

Расчёты расходов теплоносителя сводим в таблицу 5.

Таблица 5

Определение расходов теплоносителя

№ зданий	Наименование зданий	Тепловой поток, кВт	Расход теплоносителя, т/ч
				G(о+в)	Gцирк

	Жилой дом (4 этажа)
	Жилой дом (4 этажа)
	Жилой дом (4 этажа)
	Жилой дом (4 этажа)
	Жилой дом (5 этажей)
	Жилой дом (5 этажей)
	Жилой дом (5 этажей)
	Жилой дом (5 этажей)
	Жилой дом (5 этажей)
	Жилой дом (5 этажей)
	Жилой дом (5 этажей)
	Жилой дом (5 этажей)
	Жилой дом (5 этажей)
	Жилой дом (7 этажей)
	Жилой дом (7 этажей)
	Жилой дом (7 этажей)
	Жилой дом (7 этажей)

	Детский сад

По полученным значениям строим график расхода теплоносителя. График расхода теплоносителя приведен в приложении В.

5. Предварительный гидравлический расчёт

Расчёт ведём по допустимым удельным потерям, Па/м, .

Приведённая длина участка, м:

Длина участка по плану, м;

Эквивалентная длина участка, учитывающая местные сопротивления, м:

Расчетную схему для гидравлического расчета см. в прил. Г.

Предварительный гидравлический расчет сводим в таблицу 6. Определяем невязку и результат сводим в таблицу 7.

Таблица 6

Предварительный гидравлический расчёт теплосети

№№ участков	G p , т/ч	Длина участка, м	d H *д , мм	н , м/сек	ДР , Па/м	Р =ДР *l пр, Па
			l экв

Магистраль









Ответвления

Таблица 7

Увязывание участков

Сравниваемые участки	Невязка, %	Установка дрос. шайбы
		На 10 участок


		На 16 участок
		На 14 участок
		На 15 участок

		На 19 участок




		На 28 участок

		На 27 участок

6. Окончательный гидравлический расчёт

Расчёт производим отдельно для:

· Т 1 , Т 2 - трубопроводы на отопление и вентиляцию;

· Т 3 - трубопровод на горячее водоснабжение;

· Т 4 - циркуляционный трубопровод.

Расчёт ведётся по тем же формулам, что и в предварительном расчёте, только значение рассчитывается по формуле:

Коэффициент местных сопротивлений, принимаемый по ;

Эквивалентная длина местных сопротивлений при, принимаемая по .

Расчёты сводим в таблицы 8-11.

Таблица 8

Расчет эквивалентных длин тепловой сети

№ участка	dу, мм	Местные сопротивления	Коэффициент местного сопротивления	Эквивалентная длина
Магистраль
		Задвижка-1шт, Компенсатор П-образный-1шт, Отводы сварные двухшовные по углом 90 1шт
		Тройник при разделении потоков-1шт, Компенсаторы П-образные-1 шт
		Тройник при разделении потоков (ответвление)-1 шт, Компенсаторы П-образные- 1 шт
		Тройник при разделении потоков(ответвление)-1 шт, Отводы сварные двухшовные по углом 90 -1шт
		Тройник при разделении потоков- 2 шт, Компенсатор П-образный-1шт

		Тройник при разделении потоков-2 шт, Компенсаторы П-образные-1 шт
		Тройник при разделении потоков(ответвление)-2 шт, Компенсаторы П-образные-2 шт
		Задвижка-1 шт,Компенсатор П-образный-1 шт,Тройник при разделении потоков-2 шт
Ответвление
		Задвижка-1 шт, Отводы сварные двухшовные под углом 90 -1 шт, Компенсатор П-образный-1шт
		Задвижка-1 шт, Тройник при разделении потоков-1шт, Компенсатор П-образный-2шт

Таблица 9

Окончательный гидравлический расчёт трубопроводов на отопление и вентиляцию

№№ участков	G p , т/ч	Длина участка, м	d H *д , мм	н , м/сек	ДР , Па/м	Р =ДР *l пр, Па	Сумма P , Па
			l экв

Магистраль









Ответвления

10231,87 Па 8298,99 Па

Устанавливаем шайбу:

G - расчётный расход воды через дроссельную шайбу, т/ч;

Напор, дросселируемый диафрагмой, м, который находят как разность между располагаемым напором перед ответвлением и гидравлическим сопротивлением ответвления.

Таблица 10

Окончательный гидравлический расчёт трубопроводов горячего водоснабжения

Подобные документы

Определение для условий г. Воронеж расчетных тепловых потоков на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение пяти кварталов района города. Построение графиков часовых расходов теплоты и графиков теплопотребления по продолжительности тепловой нагрузки.

курсовая работа , добавлен 22.11.2010

Определение тепловых нагрузок микрорайона на отопление, вентиляцию. Выбор схемы включения подогревателя ГВС к тепловой сети. Тепловой и гидравлический расчет кожухотрубных и пластинчатых водоподогревателей с целью разработки системы отопления микрорайона.

курсовая работа , добавлен 11.11.2013

Оценка мощности потребления тепла для посёлка в черте города Смоленска. Определение тепловых потоков на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. Расчет и построение графика расхода теплоты. Теплотехнический расчет ограждающих конструкций.

контрольная работа , добавлен 25.03.2012

Вычисление расходования теплоты городом и гидравлический расчет тепловой сети. Потребление тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. Построение магистрали ответвления и охвата квартир газоснабжением. Расход газа на коммунально-бытовые нужды.

курсовая работа , добавлен 29.05.2012

Разработка водяной системы централизованного теплоснабжения жилищно-коммунальной застройки города с 2-х трубной прокладкой тепловых сетей. Определение тепловых нагрузок районов города. Расчет расхода тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение.

контрольная работа , добавлен 07.01.2015

Внутренние системы горячего водоснабжения. Определение расчетных расходов воды и теплоты. Гидравлический расчет подающих и циркуляционных трубопроводов системы горячего водоснабжения. Особенности подбора оборудования абонентских вводов и тепловых пунктов.

курсовая работа , добавлен 20.12.2009

Разработка магистральных двухтрубных сетей: определение часовых расходов теплоты на отопление и вентиляцию зданий, расчет эквивалентной длины трубопровода. Составление графика расхода теплоты по продолжительности стояния температур наружного воздуха.

контрольная работа , добавлен 14.11.2011

Характеристика теплоснабжения жилого района г. Барнаул. Определение годового расхода теплоты. Расчет температур воды на выходе из калориферов систем вентиляции. Гидравлический расчет и монтажная схема водяной тепловой сети. Подбор сетевых насосов.

курсовая работа , добавлен 05.05.2011

Планировка района теплоснабжения, определение тепловых нагрузок. Тепловая схема котельной, подбор оборудования. Построение графика отпуска теплоты. Гидравлический расчет магистральных трубопроводов и ответвлений, компенсаторов температурных деформаций.

курсовая работа , добавлен 09.05.2012

Методика расчета индивидуальных тепловых пунктов для систем отопления и горячего водоснабжения с помощью энергосберегающих подогревательно-аккумуляторных установок со скоростными и трехконтурными теплообменниками; схема присоединения систем отопления.

Согласно сводкам, протяженность тепловых систем в России достигла отметки 185 тыс. км. Данная цифра не раскрывает полностью масштаб, разветвленность и сложностей их создания. Именно поэтому в данной статье будут затронуты вопросы, связанные с проектированием тепловых сетей и теплоснабжением населенных пунктов нашей необъятной.

Любая система теплоснабжения предназначена для отопления, ГВС и вентиляции зданий и сооружений различного характера, а также промышленных объектов. Источниками тепла, как правило, являются котельные и ТЭЦ (теплоэлектроцентрали), производящие тепловую энергию посредством сжигания углеводородов.

Основным продуктом источников тепловой энергии является пар и горячая вода, к которой предъявляются серьезные требования. Все дело в том, что при нагревании неочищенной жидкости, часть содержащихся в ней твердых частиц и минералов откладывается на стенках трубопровода и оборудования, что значительно сокращает срок их службы. Для удаления примесей практически в каждой котельной и ТЭЦ имеются пункты очистки и умягчения воды.

Любая система теплоснабжения состоит из источника тепла и транспортных систем, по которым она доставляется к потребителю. Последними считаются теплоиспользующее оборудование, работающее в инженерных системах.

На территории России наиболее распространен стальной трубопровод теплоснабжения. Кроме труб, при сооружении тепловых сетей применяют: опоры, компенсаторы температурных расширений, регулирующее, насосное оборудование, тепловые пункты.

Классификация и конструктивные особенности

Классифицируют системы поставки тепла следующим образом:

Децентрализованные. Доставка теплоносителя осуществляется от котельной или от внутридомового (квартирного) теплогенератора.
Централизованные системы теплоснабжения. Различают их четыре разновидности:
- Междугороднее.
- Городское.
- Районное (в рамках района одного населенного пункта).
- Теплоснабжение группы сооружений.

Системы теплоснабжения городов различают по:

Типу произведенного теплоносителя, который, в свою очередь, классифицируют по тепловому потенциалу: до 150°С; от 150 до 400°С; от 400°С.

Важно! Коммунально-бытовая сфера использует низкопотенциальный теплоноситель, где температура в подающем трубопроводе не превышает 150°С. а давление 1,4 МПа. Высокопотенциальный — в паровых системах используется в схемах теплоснабжения предприятий.

Способу производства тепла.
- Производство тепла происходит отдельно от выработки электроэнергии.
Способу подачи ГВС от источника к потребителю.
- Открытый подразумевает водоразбор на ГВС непосредственно из источника тепла.
- При закрытом способе теплоноситель используется исключительно для нагрева воды из системы водоснабжения в специальных устройствах – бойлерах.
Числу трубопровода. Наибольшее распространение в России получили двухтрубные системы.
По способу обеспечения потребителя теплом, системы теплоснабжения городов представляют собой:
- Конструкции, где потребитель подсоединяется непосредственно к тепловым сетям. В точке соединения расположены тепловые пункты.
- Системы, где между производителем тепла и потребителем находятся распределительные пункты. В них исходные характеристики нагретой воды могут меняться исходя из фактического расхода тепла.

Достоинства второго способа очевидны: при размещении распределительных пунктов удается снизить первоначальные затраты благодаря сокращению использованного оборудования.

Основные схемы теплоснабжения

Сегодня в России применяют две, различающиеся по составу и конструкции схемы систем теплоснабжения.

Первый вариант предполагает подачу нагретой воды для нужд отопления и ГВС по одним транспортным сетям. Водоразбор производится из подающей магистрали, что создает ситуацию, когда по двум веткам трубопровода протекает разный объем воды.
По второй схеме, нагретая вода подается только на нужды отопления. Для создания ГВС применяются пункты подогрева водопроводной воды теплоносителем.

Достоинства первой схемы – дешевизна проекта (не требуются теплообменники) и эксплуатации. Недостатком являются высокие потери воды и ухудшение ее качества.

Достоинства второй – стабильная температура и качество воды, простота контроля. Недостатком является удорожание ГВС для абонентов, за счет применения и обслуживания дополнительного оборудования (бойлеров).

Важно: разработки схемы теплоснабжения города – это важнейший процесс, для обеспечения населения, промышленных и культурных объектов теплом и ГВС при минимальном воздействии на окружающую среду.

ВВЕДЕНИЕ

Каждая система теплоснабжения состоит из следующих основных элементов: источника тепловой энергии, тепловой сети, абонентских вводов и местных систем потребления тепла. Системы теплоснабжения с различными устройствами и назначениями элементов классифицируют по признакам: источнику приготовления тепла; роду теплоносителя; способу подачи воды на горячее водоснабжение; количеству трубопроводов тепловых сетей; способу обеспечения потребителей тепловой энергией.

По источнику приготовления тепла в нашей стране различают три вида систем теплоснабжения:

Централизованное теплоснабжение от районных и промышленно-отопительных котельных.

Децентрализованное теплоснабжение от мелких котельных и индивидуальных отопительных печей.

По способу подачи воды на горячее водоснабжение водяные системы делятся на закрытые и открытые. В закрытых водяных системах теплоснабжения воду из тепловых сетей используют только как греющую среду для нагревания в подогревателях поверхностного типа водопроводной воды, поступающей затем в местную систему горячего водоснабжения. В открытых системах водяных системах теплоснабжения горячая вода к водоразборным приборам местной системы горячего водоснабжения поступает непосредственно из тепловых сетей. По количеству трубопроводов различают однотрубные и много трубные системы теплоснабжения. По роду теплоносителя различают водяные и паровые системы теплоснабжения. Водяные системы применяют в основном для теплоснабжения сезонных потребителей и горячего водоснабжения, а в некоторых случаях и для технологических процессов. В нашей стране тепловые сети по протяжённости составляют около 48 % от общей длины всех тепловых сетей. Паровые системы теплоснабжения распространены главным образом на промышленных предприятиях, где требуется высокотемпературная тепловая нагрузка.

Функционирование отопления характеризуется определенной периодичностью в течение года и изменчивостью использования мощности установки, зависящей, прежде всего, от метеорологических условий в холодное время года. Теплопередача от отопительных установок должна постоянно регулироваться, т.е. при понижении температуры наружного воздуха и усилении ветра должна увеличиваться, а при повышении температуры наружного воздуха - уменьшаться.

Для создания и поддержания теплового комфорта в помещениях зданий требуются технически совершенные и надежные отопительные установки. Отопление зданий начинают при устойчивом (в течение 3 суток) понижении среднесуточной температуры наружного воздуха до 8°С и ниже, заканчивают отопление при устойчивом повышении температуры наружного воздуха до 8°С. Период отопления зданий в течение года называют отопительным сезоном.

Развитие топливно-энергетического комплекса является важнейшим условием для повышения энерговооруженности всех отраслей хозяйственной деятельности.

Развитие энергетики ведется главным образом за счет строительства крупных тепловых и атомных электростанций. В тех районах страны, где концентрация теплового потребления не соответствует целесообразной экономичности для постройки ТЭЦ, должно осуществляться централизация теплоснабжения на основе развития крупных районных котельных.

Промышленные предприятия и жилищно-коммунальный комплекс потребляют огромное количество теплоты на технологические нужды, вентиляцию, отопление и горячее водоснабжение. Тепловая энергия в виде пара и горячей воды вырабатывается теплоэлектростанциями, производственными и районными отопительными котельными.

Выбор источников теплоснабжения, вида теплоносителя и его параметров, а также системы теплоснабжения в целом производится на основе технико-экономических расчетов с учетом капитальных расходов и эксплуатационных затрат.

1. ТЕПЛОВЫЕ СЕТИ

Системой теплоснабжения называют комплексом устройств, оборудование и коммуникации трубопроводов, предназначенные для транспортировки тепловой энергии к потребителям, распределения по зданиям и сооружениям.

Все системы теплоснабжения можно распределить по следующим признакам: по типу теплоносителя, мощности источника теплоснабжения, по режиму работы (круглогодичные и сезонные), по степени централизации, по виду трубопровода, по способу прокладки трубопровода, по дальности транспортирования тепловой энергии.

Основным признаком, определяющим тот или иной способ теплоснабжения, является источник тепловой энергии и потребитель этой тепловой энергии.

В системах теплоснабжения к источникам тепловой энергии относятся: тепловые и электрические станции, районные, квартальные и групповые котельные, а также котлы поквартирного отопления, печи и другие приборы.

Теплогенераторы в этих системах различаются по назначению, конструкции, мощности и вырабатываемого теплоносителя.

В зависимости от типа источника теплоснабжение бывает:

Централизованное - от районных котельных (применяется в больших жилых массивах, и в поселках).

Местное - от котельных (применяется для теплоснабжения одного или группы зданий).

Децентрализованное - от теплогенераторов, устанавливаемых непосредственно в отапливаемых помещениях (предназначено для отопления одной квартиры, жилых домов и отдельных помещений).

Централизованное теплоснабжение от ТЭЦ имеет достоинства: вырабатываемый теплоноситель удовлетворяет любым требованиям; обеспечивается наиболее высокий КПД котлов высокий уровень механизации и автоматизации процессов выработки теплоносителя; обеспечивается быстрая окупаемость наружных тепловых сетей.

Основная задача теплоснабжения - обеспечение тепловой энергией все виды потребителей, имеющих различные режимы работы и предъявляющих различные требования к виду и параметрам теплоносителя.

1.1 Характеристика района строительства

В дипломном проекте для расчета предлагается система теплоснабжения поселка городского типа в г. Туле.

Климатологические условия принимаем согласно заданию по СНиП 2.01.01-82* стр. 9:

txn = -27° С - температура наиболее холодной пятидневки;

txc = -31° С - температура наиболее холодных суток;

ton = 3,8 °С - средняя температура отопительного периода;

Zon = 207 сут. - продолжительность отопительного периода.

Расчетная температура наружного воздуха oС рассчитывается по формуле

Проектируем двухтрубную закрытую систему теплоснабжения для жилых микрорайонов. Микрорайоны 1-15- жилые, застройка 5-9 этажей. 16 микрорайон - зона отдыха.

По назначению зданий принимаем расчетную плотность населения 200 чел/га по СНиП 2.07.01.-89, стр. 34, табл. 1.

Система теплоснабжения принята с параметрами теплоносителя Т1 = 110 С, Т2=70 С, согласно заданию стр.2 ПЗ. Система теплоснабжения запроектирована для следующих потребителей: системы отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.

Рельеф местности спокойный, перепад высот на территории жилого микрорайона 0,5м.

Источник тепловой энергии находится на юго-востоке от основной застройки. Генплан выполнен в масштабе 1:2000.

1.2 Расчёт тепловых потоков

Определяем расчетную площадь первого здания, га, по формуле

= (20 А) (20 B)

где А и В - размеры здания по генплану в масштабе 1:2000

Для остальных зданий расчеты производим аналогично и сводим в таблицу 1.

Таблица 1 - Расчет площадей и числа жителей

Номер зданияS, гаm, челА. м210,3264115220,3264115230.3264115240,3264115250,3264115260,4896172870,4896172880,4896172890,48961728100.48961728110,721442592120,721442592130.721442592140,721442592150,721442592Итого7,6152027360- площадь квартала, га;- количество человек принятое по проекту, чел;

А - площадь зданий, м;

Определяем максимальный тепловой поток на отопление для жилых и общественных зданий, кВт, по формуле

где q0 - удельный тепловой поток на отопление жилых и общественных зданий, = 87 Вт/м2 по СНиП 2.04.07-86*, стр. 30; К1 - коэффициент, определяющий тепловой поток на отопление общественных зданий или помещений, при отсутствии проектных данных принимают равным - 0,25.

87-1152(1 + 0,25);

Определяем максимальный тепловой поток на вентиляцию жилых и общественных зданий, кВт, по формуле

max=q0AK1 K2, (4)

где К2 - коэффициент учитывающий тепловой поток на вентиляцию общественных зданий; для зданий построенных позже 1985 г. Принимается равным - 0,6.

Qv max (1)= 87 1152 0,25 0,6;max (1) =15,0 кВт.

Определяем средний тепловой поток на ГВС, кВт, по формуле

Qh m (5)

где qh- укрупненный показатель среднего теплового потока на ГВС; По СНиП 2.04.07-86*, стр. 31 принимается равным 376;

т - количество человек принятое по проекту.(1)=376 64;(1)=24,1 кВт.

Определяем максимальный тепловой поток на ГВС, кВт, по формуле

Qh max =2,4 Qhm (6)

max(1) =2,4 24,1;

Qhmax (1)=57,8 кВт.

Для остальных зданий расчеты производим аналогично и сводим в таблицу 2.

Таблица 2 - Расчет тепловых потоков

Номер зданияQ0 max,кВтQv max,кВтQhm,кВтQh max, кВтQ,кВт1234561125,315,024,157,8198,12125,315,024.157,8198,13125,315,024.157,8198,11234564125,315,024,157,8198,15125,315,024,157,8198,16187,922,636,186,6297,17187,922,636.186,6297,18187,922,636,186,6297,19187,922,636,186,6297,110187,922,636.186,6297,111281,933,854,1130,0445,712281,933,854,1130,0445,713281,933,854,1130,0445,714281,933,854,1130,0445,715281.933,854,1130,0445,7Итого2955,5357571,513724704,5

1.3 Мероприятия по регулированию отпуска теплоты

Регулирование это изменение нормативов теплоносителя при измерении температуры наружного воздуха в течение суток или сезона. Причины регулирования - экономия теплоносителя при сохранении показателя комфорта в помещении. Цель регулирования - независимость параметров внутреннего воздуха от перепадов температур и других изменений климата снаружи.

Определяем температуру сетевой воды в подающем и обратном трубопроводе, °С, по формулам

1864,5 0,3 + (60 - 0,5 25) 0,22;= 47.8 °С.

18 + 64,5 0,3 - 0,5 25 0,22;

где tв- температура воздуха внутри помещения, принимаем равной +18 °С;

t - расчетный температурный напор местной системы отопления, рассчитывается по формуле

t = 0,5 (Т11 +T2)-tв, (9)

t = 0,5 (95 + 70) - 18 = 64,5;

Расчетный перепад температур в системе отопления, рассчитывается по формуле:

Т11-Т2, (10)

t"- расчетный перепад температур в наружных тепловых сетях, рассчитывается по формуле

t" = Tl -Т2, (11)

Q0 - относительная нагрузка на отопление, рассчитывается по формуле

где t - основные температуры принятые с интервалом для построения графика (+8, +5, 0, -5, стремится к txn)

Таблица 3 - Расчетные температуры сетевой воды

tn°С18-tQ0Qo0,864,5Qo27,5Qo64.5Qo0,812,5Qo0,8T1T2+8100,220,314,196,0519,353,7547,833,6+5130,290,3718,637,9823,874,6355,6537,240180,40,4825,81130,96660,8442,96-5230,510,5832,914,0337,417,2564,9348,16-10280,620,6839,9917,0543,868,575,0453,36-15330,730,7847,0920,0850,319,7585,1758,56-20380,840,8754,1823,156,1210,8895,2863,24-25430,960,9761,9226,462,5712,13106,3268.44-29471164,527,564,512,511070

По полученным значениям температур Т1 и Т2 строим график температуры сетевой воды (приложение А).

1.4 Определение расчётных расходов сетевой воды

Расчетный расход сетевой воды для определения диаметров труб в водяных тепловых сетях, при количественном регулировании отпуска теплоты следует определять отдельно для отопления, вентиляции и ГВС. В КП принимаем двухступенчатую схему присоединения подогревателей.

Определяем максимальный расчетный расход на отопление, т/ч, по формуле

G0 max = (13)

где С - теплоемкость воды; С-4,19 кДж/кг°С, принята по «Справочнику проектировщика», И.Г. Староверов.

max(1) = 1,8 т/ч

Определяем максимальный расчетный расход на вентиляцию, т/ч, по формуле

max = (14) max =

max = 0,2 т/ч.

Определяем средний расчетный расход, т/ч, на ГВС при условии, что схема закрытая, по формуле

Определяем максимальный расход па ГВС, т/ч, по формуле

Gh max + 0,2) (16) max(1) +0,2)

max(1) = 1,16 т/ч.

Определяем суммарный расход, т/ч, по формуле

Gd =G0max + Gvmax +Ghmax К3, (17)

где К3- коэффициент, учитывающий долю среднего расхода тепла на ГВС при регулировании нагрузки отопления; принимается равным 1,2.(]) =1,8 + 0,2 + 0,87 1,2; Gd(]) = 3,04 mlч.

Определяем расчетный расход воды в двухтрубных тепловых сетях в неотопительный период, т/ч, по формуле

Gh max , (18)

где - коэффициент, учитывающий изменение расхода сетевой воды в неотопительный период; для промышленных объектов, принимается равным 0,8.

(1,2) = 2,4 mlч.

Расчеты для остальных зданий производим аналогично и сводим в таблицу 4.

Таблица 4 - Определение расхода теплоносителя

Номер зданияGomax, Т/ЧGvmax, Т/ЧGhm, Т/ЧGhmax, Т/ЧGd, Т/ЧGds, Т/Ч1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 151,8 1,8 1,8 1,8 1,8 2,7 2,7 2,7 2,7 2,7 4,0 4,0 4,0 4,0 4,00,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32 0,48 0,48 0,48 0,48 0,480,87 0,87 0,87 0,87 0,87 1 3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,9 1,9 1,9 1,9 1,91,16 1,16 1,16 1,16 1,16 1,73 1,73 1,73 1,73 1,73 2,6 2,6 2,6 2,6 2,63,04 3,04 3,04 3,04 3,04 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 6,8 6,8 6,8 6,8 6,82,4 2,4 2,4 2,4 2,4 3,7 3,7 3,7 3.7 3,7 5,4 5,4 5,4 5.4 5,4Итого42,55,020,427,671,957,5

Для определения расчетных расходов сетевой воды необходимо разбить схему тепловой сети на главное циркуляционное кольцо и два второстепенных кольца. Главное циркуляционное кольцо разбиваем на участки (с 1 по 6) от котельной до здания 15.

Второстепенное кольцо разбиваем на участки (с 7-11) от УТ 5 до УТ 10.

После расчета расходов по нормативно справочной литературе принимаем диаметры и скорость теплоносителя для главного и второстепенных циркуляционных колец.

Таблица 5 - Определение расходов на участках

Номер участкаРасход G,т/чДлина участка l, мНаружный диаметр Dн x ст, ммСкорость теплоносителя V, м/сПотери давления h, кгс/м2 м157,5140159x4,50,957,94227,0200133x40,644,51321,680108x40,819,77416,27089x3,50,8814,8510,87076x3,50,8517,565.48576x3,50,424,23730,540108x41,1 118,2824,480108x40,8911,6918,37089x3.50,9918.81012,27089x3,50,668.33116,17076x3,50,485,57

1.5 Подбор оборудования участков тепловой сети и компоновка монтажных схем

Трубопровод являются основным и наиболее ответственным элементом тепловой сети.

К трубопроводам тепловых сетей предъявляются следующие требования:

высокая механическая прочность;

герметичность при максимальном параметре теплоносителя;

повышенная коррозионная стойкость;

неизменность свойств под длительным воздействием рабочих параметров;

малая шероховатость внутренних стенок трубы;

высокое сопротивлений теплопередаче;

возможность создать надежное и герметичное соединение;

малый вес для легкой транспортировки и монтажа;

простота хранения и небольшая стоимость по отношению ко времени работы.

Для подземной прокладки тепловых сетей в непроходном канале следует принимать стальные, электросварные трубы по ГОСТ 10704-76.

Соединение отдельных труб между собой, а также с фасонными деталями и оборудованием (отводами, тройниками, гнутыми компенсаторами, фланцами, грязевиками) производят электродуговой сваркой. Соединение трубопроводов на фланцах применяется только при установке фланцевой арматуры, такой как задвижки, спускная арматура при установке компенсаторов (растяжении).

Фасонные детали трубопроводов - отводы, переходы, гнутые и сальниковые компенсаторы, фланцы, плоские днища и крепежные детали изготовляют только стальными в соответствии с требованиями Ростехнадзора. Толщина стенок фасонных деталей не должна превышать толщину стенки трубы более чем на Змм. Отводы на тепловых сетях применяют гнутые, крутоизогнутые и сварные.

Для вычерчивания и компоновки монтажной схемы выбираем участок длиной 645 м. Диаметры трубопроводов подбираем гидравлическим расчётом в зависимости от часового расхода воды в пределе от 76x3,5 до 159x4,5. По диаметру труб принимаем расстояния между неподвижными и подвижными опорам, рекомендованное нормативной литературой. Расстояния между подвижными опорами принимаем от 3 м до 6 метров. Расстояние между неподвижными опорами должно быть:

x3,5 > Lно < 70 м1 33x4 > Lно < 90 м

x3,5 > Lно < 80 м159x4,5 > L но < 100 м

x3,5 >L но < 80 м

Откладываем неподвижную опору H1 за 2 метра от жилого дома № 15 (по генплану), вторую опору ставим на расстоянии, зависящим от диаметра. Расстояние между двумя неподвижными опорами делим пополам, так как плечи компенсатора должны работать в равных условиях. Компенсаторы П-образные устанавливаем вылетом вправо по ходу движения теплоносителя; они предназначены для снятия теплового удлинения и представляют собой участок трубы, согнутый с учётом длины под определённым углом. Радиус гнутья прямого компенсатора равен R=3d, такой радиус гнутья является самым экономичным. Экономичность компенсатора связана с потерей давления в данном устройстве. Тепловое удлинение действует противоположно движению теплоносителя.

В соответствии с нормативно-справочной литературой на участках тепловой сети устанавливаем неподвижные опоры типа ОН-1 для трубопроводов диаметрами 76x3,5 и 89x3,5, а также ОН-4 для трубопроводов диаметрами 159x4,5; 133x4 и 108x4, необходимые для поддержания веса трубопровода, прочности его закрепления и соблюдения проектного уклона. Кроме неподвижных опор устанавливаем на каждом участке тепловой сети подвижные скользящие опоры типа ОПП-2 для трубопроводов диаметрами 159x4,5; 133x4 и 108x4 и ОС-1 для трубопроводов диаметрами 76x3,5 и 89x3,5.

На схеме есть два угла поворота, которые являются самокомпенсирующимися участками. Один угол поворота компенсирует 60%, длина участка на длине поворота должна быть 60% 60 м <36м.

Угол поворота УП 1 расположен на участке 6, диаметр трубопровода 76 х 3,5. Этот угол закрепляем неподвижными опорами Н2 и НЗ на расстоянии 13 м.. Угол поворота УП 2 - на участке 2, диаметр трубопровода 133x4. Этот угол поворота закрепляем неподвижными опорами Н8 и Н9 на расстоянии 6 м.

На ответвлении от основной теплотрассы к кварталам и на поворотах устанавливаем тепловые колодцы (теплофикационные камеры).

В теплофикационных камерах устанавливается запорно-регулирующая арматура - задвижки типа 30 с41нж, с помощью которой возможно регулировать или перекрывать движение теплоносителя к потребителю, и вентили типа 15Б1 бк для спуска воды их системы.

Для присоединения ответвлений к тепловой сети устраивают теплофикационные секционирующие камеры. Они представляют собой строительную конструкцию из кирпича или железобетона прямоугольной или квадратной формы.

Воздушные и дренажные устройства размещаем в соответствии с рельефом местности.

На небольших ответвлениях задвижки не устанавливают из-за необходимости сооружения теплофикационных камер. В этом случае ответвления отключают в тепловом пункте абонента.

Всего на схеме расположено 14 компенсаторов, 19 неподвижных опор и 10 теплофикационных камер.

6 Гидравлически расчёт участков тепловой сети

Для того чтобы разработать узлы присоединения участков тепловой сети необходимо провести гидравлический расчет и конструкцию тепловой сети.

Таблица 6 - Гидравлический расчет главного циркуляционного кольца

Номер участкаG, т/чДлины участков, мДиаметры, мм, м/сПотери давления, кгсОбщие

потери на

участках,

кПаLплLэL/ДуДкбстhНуч1234567891011157,514022,24162.24150159x4,50,957,941288,212,882227,020033,56233,56125133x30,644,511053,410,534321,68011,4591,45100108x40,819,77893,58,935416,2709,2379,238089x3,50,8814,81172,611,726510,8707,977,96576x3,50,8517,51363,316,63365,4858,793,76576x3.60,424,23396,43,96464561,724

В двухтрубном исчислении потери давления при движении теплоносителя от котельной до здания 15 (по генплану) составляют 61, 7242= 123,448 кПа.

Таблица 7 - Расчет эквивалентной длины участков главного циркуляционного кольца

Номер участкаЭскиз сопротивленийДу, ммn, штζ∑ζ∙n1234561_|─|_ компенсатор задвижка1502 110 2,24102

∑ 22,242_|_ тройник на проход при разделении потока _|─|_ компенсатор задвижка |_ угол поворота 901251 3 1 1 4,4 8,4 2,2 1,764,4 1 8,43 2,22 2 1,761

∑33,563_|_ тройник на проход при разделении потока _|─|_компенсатор задвижка1001 1 13,3 6,5 1,653,3 1 6,52 1, 651

∑11,454_|_ тройник на проход при разделении потока _|─|_компенсатор задвижка801 1 12,55 5,4 1,282,551

∑9,235_|_ тройник на проход при разделении потока _|─|_компенсатор задвижка65 1 1 12 4,9 121

∑7,96_|─|_компенсатор задвижка _|_ тройник на проход при разделении потока |_ угол поворота 90*651 1 1 14,9 1 2 0,84,91

∑8,7э = Lэ +Lпл

Ду Дн х ст - содержит характеристику трубы по ее диаметру, h - по таблице стр. 117 - 119, Николаев «Справочник проектировщика».

Гр.11=Гр. 10/100.ч1=h-L1, (19)

Нуч1 =162,247,94;

Нуч =1288,2кгс/м2 м.

Аналогичный расчет проводим для каждого участка.

Нр =100 (∑гл. ц.к 2) 10-3 (20)

Нр = 100 645 2 10-3;

Нр =129кПа.

Определяем запас, который должен составить 7 - 10% по формуле:

Запас показывает, что диаметры подобраны правильно.

Таблица 8 - Гидравлический расчет второстепенного циркуляционного кольца

Номер участкаG, т/чДлины участков, мДиаметры, мм, м/сПотери давления, кгсОбщие потери на участках, кПаLплLeL1ДуДкбстhОбщие730,54014,7554,75100108x41,1118,2996,459,965824,48014,7594,75100108x40,8911,61099,110,991918,37011,7881,788089x3,50,9918,81534,515,3451012,27011,7881,788089x3,50,668,33681,26,812116,1709,979,96576x3,50,485,57445,04,45Итого47,563

В двухтрубном исчислении потери давления при движении теплоносителя от теплофикационной камеры УТ 5 до здания 6 (по генплану) составляют 47,563 2=95,126 кПа.

Таблица 9 - Расчет эквивалентной длины второстепенного циркуляционного кольца

Номер УчасткааЭскиз сопротивленийДу. ммn, штζ∑ζ∙n7_|_ тройник на проход при разделении потока _|─|_ компенсатор задвижка1002 1 13,3 6,5 1,653,32 6,51 1,651

∑14,758_|_ тройник на проход при разделении потока _|─|_ компенсатор задвижка1001 1 13,3 6,5 1,653,32

∑ 14,759_|_ тройник на проход при разделении потока _|─|_компенсатор задвижка802 1 12,55 5,4 1,282,552 5,4 1 1,281

∑11,7810_|─|_компенсатор задвижка _|_ тройник на проход при разделении потока 801 1 25,4 1,28 2,555,41

∑ 11,7811_|─|_компенсатор задвижка _|_ тройник на проход при разделении потока 651 1 24,9 1 24.91

Определяем невязку потерь давления в главном и второстепенном циркуляционных кольцах, которая должна быть ≤12% за вычетом общего участка 1 с потерями давления 12,882 кПа.

Потери давления по главному циркуляционному кольцу без учета участка 1 определяем по формуле

∑Hгл.к.-уч.1 =∑Hгл.к -Н уч.1 (22)

∑Hгл.к.-уч.1, =61,724 - 12,842 = 48,842кПа.

В двухтрубном исчислении потери составляют 48,842 2 = 97,684 кПа.

Невязку, %, определяем по формуле

Н = 100,(23)=100%

Так как «Невязка» составила 2,6 %, то система считается прогретой и готовой к запуску.

1.6 Расчёт теплового удлинения

Тепловое удлинение - это явление, при котором происходит изменение размеров трубопровода, зависящее от: перепада температур и условий эксплуатации трубопровода, от материала, из которого изготовлен трубопровод.

Пользуясь расчетной схемой трубопроводов тепловой сети, рассчитываем тепловое удлинение на всех участках тепловой сети по главному циркуляционному кольцу. Находим полное тепловое удлинение трубопровода l, мм, по формуле

l, = α L t,(24)

где α - средний коэффициент линейного расширения стали, разный для различного материала трубопровода, для стальной электросварной трубы принимаем α = 0,0125 мм/м°С;- расстояние между двумя УТ;

t, - перепад температур между температурой среды и температурой окружающей среды.

Расчётное тепловое удлинение трубопровода, мм, определяется по формуле

Х = Е L (по СНиП 2.04.07-86, фор.22. п7-34),(25)

где L - полное тепловое удлинение расчётного участка трубопровода;

Е - коэффициент релаксации, учитывающий предварительную растяжку компенсатора в размере 50% от полного удлинения при Т1 = 400°С, Е = 0,5.

Определяем At - разница между температурой теплоносителя и температурой наружного воздуха, oС, по формуле

t = Tl- (26)

Температуру теплоносителя принимаем 115 oС, которая ниже, чем температура по заданию -130 oС. Снижение температуры теплоносителя произведено по согласованию с заказчиком в связи с тем, что в качестве источника тепла рекомендована блочно-модульная котельная с жаротрубными котлами, в которых вода нагревается в диапазоне 95 - 115 oС.

t= 110-(-29)=144°С.

Участок 1:Участок 4:

L, = 0,0125 139 140= 252 мм,L4= 0,0125 139 70= 126 мм,

Х= 0,5 252= 126 мм.Х4= 0,5 126 = 63 мм.

Участок 2:Участок 5:

L2= 0,0125 139 200 = 360 мм,L5= 0,0125 139- 70 = 126 мм,

Х2= 0,5 360 = 180 мм.Х5= 0,5 126 = 63 мм.

Участок 3:Участок 6:

L3= 0,0125 139 80 = 144 мм.L6= 0,0125 139 85 = 153 мм,

Х3= 0,5 144 = 72 мм.Х6= 0,5 153 = 76,5 мм.

Количество компенсаторов на каждом из участков главного циркуляционного кольца, шт., определяем по формуле

Lyч. / Lон (27)

140/100 =1,4 шт.- устанавливаем два компенсатора; = 200/90 = 2,22 шт - устанавливаем три компенсатора;= 80/80 = 1 шт. - устанавливаем один компенсатор;= 70/80 = 0,88 шт. - устанавливаем один компенсатор;= 70/80= 0,88 шт. - устанавливаем один компенсатор;= 85/70=1,21 шт. - устанавливаем один компенсатор, т.к. на этом участке имеется угол поворота.

1.7 График продолжительности сезонной тепловой нагрузки

Продолжительность отопительного периода и его средняя температура зависит от климатических условий объекта.

Отопительная нагрузка и нагрузка на ГВС зависит от колебаний температур наружного воздуха, т.е. нагрузка неоднородна. Для автоматического или любого другого регулирования в процессе проектирования выстраивают график регулирования сетевой нагрузки.

Для того что бы предусмотреть не только изменение температуры, но и изменение тепловой нагрузки, необходимо построить график, который показывает как в зависимости от температуры наружного воздуха происходит изменение отопительных и других нагрузок по периодам сезона.

График сезонной тепловой нагрузки необходим для того, чтобы предусмотреть изменение расхода теплоносителя и эффективнее его расходовать при регулировании в котельной. Расчет графика производят по следующим формулам:

Для нагрузки на отопление:

Q0max (28)

где ti - температура внутри помещения,- температура контрольных точек выбранного графика.

Q0= 633 к Вт.

Для нагрузки на вентиляцию:

Qv max (29)= 357

Для нагрузки ГВС:= Qhm (30)

где =15°С - температура холодной воды летом,

5°С - температура холодной воды зимой. = 416,47∑= 1097,6 кВт.

Аналогично рассчитываем остальные значения и сводим их в таблицу 10.

Таблица 10 - График продолжительности сезонной тепловой нагрузки

Нагрузки, кВт Температура контрольных точек, tнв, °C+8+50-14-29Qo6338231139,520262975,5Qv7699137243357Qhm1097,61097,61097,61097,61097,6∑Q1806,62019,62374,13366,64430,1

1.8 Расчёт тепловой изоляции

Расчет тепловой изоляции проводят по нормированной плотности теплового потока через изоляцию, по заданной величине теплового потока и охлаждения, по заданному количеству конденсата, времени замедления потока и температуре на поверхности изоляции. Расчет проводят с целью предотвращения конденсата на наружной поверхности трубопровода.

Рассчитываем термическое сопротивление подающего трубопровода с учётом изоляционного покрытия, м2 °С/Вт, по формуле

Rtot = (tw - te)/ (q К,), (31)

где tw - температура теплоносителя, °C;- температура окружающей среды, °C;- нормированная плотность теплового потока, принимаемая по СНиП 2.04.14-стр.22;

К1 - коэффициент, принимаемый по СНиП 2.04.14-88, прил.10.70 = (110- (-3,8))/(32 1) = 3,71м20 C /Вт;80 = (110- (-3,8))/(35 1) = 3,39 м20 C /Вт;100 = (110- (-3,8))/(39 1) = 3,05 м20 C /Вт;125 = (110-(-3,8))/(42 1) = 2,83 м20 C /Вт;150 = (110 - (-3,8))/(46 1) = 2,58 м20 C /Вт.

Определяем термическое сопротивление, м20 C /Вт, теплоизоляционной конструкции

по формуле

Rtot -1/е- Rm, (32)

где е коэффициент теплоотдачи от наружной поверхности изоляции, принимаем по СНиП.04.18-88, прил. 9, принимаем е = 6 Вт/м °C- термическое сопротивление неметаллической стенки объекта, м20 C /Вт70 = 3,71 -1/6 - 0 = 3,54 м20С /Вт; 80= 3,39 - 1/6 - 0 = 3,22 м20С /Вт;

Rk 100= 3,05 - 1/6 - 0 = 2,88 м20С /Вт; 125= 2,83 -1/6-0= 2,66 м20С /Вт; 150= 2,58 - 1/6 - 0 = 2,41 м20С /Вт.

Определяем толщину теплоизоляционного слоя, м, по формуле

δк= λк Rk (33)

где λк - теплопроводность изоляционного слоя, Вт/м С, принимаем для пенополиуретана коэффициент теплопроводности 0,05 Вт/м °C по СНиП 2.04.18-88, прил.9.

δк 70 = 0,05 3,54 = 0,18 м;

δк 80 = 0,05 3,22 = 0,16 м;

δк 100 = 0,05 2,88 = 0,14 м;

δк 125 = 0,05 2,66 = 0,13 м;

К 150 = 0,05 2,41 = 0,12 м.

Рассчитываем объем тепловой изоляции; м3, по формуле:

K lуч k (34)

где; k - рекомендуемый коэффициент на масленую; окраску; труб СНиП 4-5-82, часть IV,гл. 5, для Ду 65 = 0,39; для Ду 80 = 0,43; для Ду100 =; =0,48;; для Ду 125 = 0,59; для Ду 150; = 0,72. 1уч - длина участка одного диаметра, м.

V150 = 0,72 280 0,12;= 24,2 м3.= 0,59 400 0,13;= 30,7 м3.= 0,484000,18; = 34,6 м3. V80 =; 0,43-420-0,16;=; = 28,9 м3=; 0,39 450 0,18;

V65 = 31,6 м3.Объем тепловой изоляции - формованные скорлупы из пенополиуретана (ТУ 5768-001-54532153-01) для всей теплотрассы составляет 150 м3.

.9 Обоснование типа прокладки, выбора типа канала

Так как для расчета дипломного проекта является расчет поселка городского типа, то мы принимаем закрытую прокладку трубопровода в непроходном канале. Такая прокладка не нарушает архитектурный ансамбль местности и более надёжна в эксплуатации, чем прокладка в траншее и экономичней, чем прокладка в полупроходном (проходном) канале, т.к. система двух трубная и не требует больших каналов.

Канальная прокладка удовлетворяет множеству требований таким как: каналы предохраняют теплопроводы от воздействия грунтовых вод, блуждающих токов, внешней окружающей среды. Трубопроводы в них укладывают на подвижные и неподвижные опоры, при этом обеспечивается уменьшение тепловых удлинений и снижаются затраты на изоляционные материалы относительно надземной прокладки или в траншее где потребуется гидроизоляция.

Непроходные каналы применяют для прокладки трубопроводов диаметром до 700 мм независимо от числа труб. Непроходной канал также выгоден тем, что грунты неагрессивные, уровень грунтовых вод низкий и не требуется дренажного отвода.

При необходимости замены труб, вышедших из строя, или при ремонте тепловой изоляции в непроходных каналах приходится разрывать грунт и вскрывать плиты канала и невозможно сразу определить местоположение поврежденного участка, а иногда и приходится вскрывать мостовую. Поэтому тепловую сеть в непроходных каналах по возможности размещают вдоль зданий, проезжих частей, мостов, также стараются делать вводы в здания с боковой или задней части здания для того чтоб при ремонте не создавать неудобства проживающим или работающим в здании.

1.10 Расчёт и построение продольного профиля

Проектную отметку земли принимаем по горизонталям генплана жилого района в городе Туле.

Натурная отметка земли принимается с учетом уклона теплотрассы и уклона местности.

Если они совпадают, то натурная отметка равна проектной. Если не совпадают, то производят горизонтальную планировку на местности с зачисткой поверхности грунта механизированными средствами.

Для определения отметки потолка необходимо знать размер и конфигурацию выбранного типа канала. Принимаем глубину заложения канала 1 м. На уровне котельной отметка потолка равна:

Отметка пола канала равна:

5-0.59= 143,91 м

Отметки пола канала и потолка в остальных точках определяется с учетом уклона, стандартный уклон 0,003 м, а отметки зависят от длинны участка.

В камере УТ6 уровень потолка равен:

5+0,003 -40= 144,62 м

Уровень пола в УТ6 равен:

62-0,46= 144,16

В камере УТ5 уровень потолка равен:

62 + 0,003 -106= 144,94 м

Уровень пола в УТ1 равен:

94-0,46= 144,48 м

В камере УТ4 уровень потолка равен:

144,94 + 0,003 -164= 145,43 м

Уровень пола в УТ1 равен:

43-0,46= 144,97 м

В камере УТЗ уровень потолка равен:

144,43+0,003 60= 145,61 м

Уровень пола в УТ1 равен:

61 -0.46= 145,15 м

В камере УТ2 уровень потолка равен:

61 +0,003 100= 145,91 м

Уровень пола в УТ1 равен:

43-0,46= 145.45 м

В камере УТ1 уровень потолка равен:

91+0,003 100= 146,21 м

Уровень пола в УТ1 равен:

21 -0,46= 145,75 м

По данным значениям строим продольный профиль.

2. КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ

Обеспечение тепловой энергией зданий в суровых климатических условиях страны требует значительных затрат на добычу и транспортирование топлива, а также на строительство теплогенераторных установок и тепловых сетей. В капитальном строительстве экономика в значительной степени определяется способом теплоснабжения городов, промышленных предприятий и населённых пунктов, обеспечивающим снижение расхода ТЭР и повышение эффективности теплообеспечения.

Потребности промышленного и жилищно-коммунального сектора в тепловой энергии обеспечиваются различными системами теплоснабжения от теплоэлектроцентралей (теплофикация), районных, групповых или местных котельных. Однако теплофикация экономически целесообразна при расчётной тепловой потребности района более 600МВт. При меньшей потребности в качестве источников тепловой энергии используют районные, групповые или местные котельные, работающие на всех видах органического топлива, особенно при теплоснабжении сельских населённых пунктов, где в ближайшие годы потребуется строительство большого числа котельных малой мощности.

В последние годы для целей теплоснабжения организованно промышленное производство экономичных и эффективных теплогенераторов и вспомогательного оборудования, позволяющих вырабатывать высокопотенциальный теплоноситель. Значительно усовершенствованы способы прокладки и устройства тепловых сетей, разработаны схемы автоматизации отпуска тепловой энергии.

Выбор источника теплоснабжения, вида теплоносителя и его параметров, а также системы теплоснабжения в целом производится на основе технико-экономических расчётов с учётом капитальных расходов и эксплуатационных затрат.

Современные котельные установки и тепловые сети оснащены контрольно-измерительной аппаратурой, средствами автоматизации и дистанционного управления, повышающими экономичность и эффективность теплоснабжения.

2.1 Определение мощности котельной

При проектировании котельной определяем характер потребителей, требуемое количество теплоты, вид теплоносителя и его параметры.

Теплоносителем в запроектированной тепловой сети является горячая вода с температурными параметрами 110 - 70 С.

Потребителями тепла являются системы отопления, вентиляции и горячего водоснабжения жилой застройки.

Теплоснабжение производится от блочно-модульной котельной с водогрейными котлами. Определяем тепловую мощность котельной, МВт, по формуле

кот=Qtc+Qch, (32)

где Qcн - расход тепла на собственные нужды котельной, МВт, принимаем в размере 5% от тепловой нагрузке на тепловую сеть.кот =4,623+0,05 4,623;кот, =4,85 МВт.

За источник газа принимаем сети газоснабжения с давлением не менее 13 кПа, ввод которого осуществляется через ГРУ, расположенной в проектируемой котельной. Теплоснабжение централизовано.

Теплоноситель в системе теплоснабжения является вода с температурой 110-70 оС. со средним давлением не более 1 МПа.

Каждый котел имеет два подпиточных и два циркуляционных насоса, так как система отопления закрытая с искусственным движением теплоносителя.

Подпитка котлов осуществляется из системы централизованного водоснабжения, предусмотрен расширительный бак, объем которого не менее 30% от производительности котла.

В котельной предусмотрена установка Na-катионовых фильтров, деаэратора, установлены подогреватели для подготовки воды на горячее водоснабжение.

Так же должна быть установлена запорно-регулирующая арматура и гарнитура, КИПиА, регуляторы давления, водоуказательные стекла, блок управления регулирующий параметры давления газа, давления воздуха, разряжения и давления воды.

Исходя из тепловой мощности котельной, выбираем тип и количество водогрейных котлов, предназначенных для выработки тепловой энергии для систем отопления, вентиляции и горячего водоснабжения зданий. Желательным условием является однотипность и одинаковая производительность котельных агрегатов.

Подключаем запроектированную водяную тепловую сеть к блочно-модульной котельной БМК-5,0 в которую устанавливаем два котла КВ-ГМ-2,32 и один котёл КВ-ГМ-0,75.

Котлы предназначены для теплоснабжения объектов без непосредственного водозабора из сети. Котёл работает на природном газе или лёгком жидком топливе. Конструкция котла выполнена в газоплотном исполнении для работы под наддувом. Особенностью конструкции является жаровая труба с обратным (реверсивным) ходом продуктов сгорания.

Корпус котла состоит из цилиндрической обечайки, передней и задней трубных решёток, днища, гладкой жаровой трубы, дымогарных труб диаметром 60х3 мм. Жаровая труба имеет центральное расположение.

Для интенсификации процессов теплообмена в дымогарные трубы вставлены турбовентиляторы. На наружной обечайке расположены патрубки с задвижками для подвода и отвода воды, а также для предохранительных клапанов.

С фронта котла расположена неохлаждаемая поворотная камера, на которое установлено горелочное устройство. При изготовлении поворотной камеры применяются современные облегченные обмуровочные материалы.

Конструкция поворотной камеры позволяет открывать её на любую сторону котла, При открытии камеры обеспечивается доступ для наружного осмотра жаровой трубы и дымогарных труб. С тыла котла установлена съёмная крышка газохода, необходимая при ремонте котла и его осмотре.

В крышке имеется лючок для очистки газохода от отходов продуктов сгорания. Так же с тыла котла расположен продувочно-дренажный патрубок Ду 40 и штуцер для слива конденсата из газохода котла Ду 15.

Для комплекции котлов могут быть использованы зарубежные и отечественные газовые, лёгкожидкотопливные и комбинированные автоматизированные горелочные устройства (имеющие соответствующие технические характеристики и сертификат соответствующий Госстандарта РФ) различных фирм.

Качество сетевой и подпиточной воды должно отвечать требованиям, изложенным в РД 24.031.120-91 и руководству по эксплуатации.

Котёл поставляется одним транспортабельным блоком.

Таблица 11 - Конструктивные характеристики котла типа КВ-ГМ-2,32

НаименованиеЕдиницы измеренияЧисленное значение1231 Номинальная мощностьМВт2.322 Вид топлива: газ (дизельное топливо)ГОСТ 5542-873 Рабочие давление водыМПа0,6(0,8)4 Температура воды на входе°С705 Температура воды на выходе°С95/1156 Диапазон регулирования теплопроизводительности по отношению к номинальной%30...1007 Гидравлическое сопротивление (не более)МПа0,0258 Масса котла без горелки (сухая)кг39009 КПД котла,% не менее, газ/диз.т.%93/9110 Температура уходящих газов (газ/диз.т.)°С150/17511 Водяной объёмм312 Длина жаровой трубы/диаметрмм2677/976

2.3 Описание топлива для котлов

Вещества, способные в процессе каких-либо преобразований выделять энергию, которая может быть технически использована, принято называть топливом. Для котлоагрегатов, установленных в блочно-модульной котельной, в качестве топлива применяем газообразное топливо, которое состоит из смеси горючих и негорючих газов с небольшой примесью водяных паров, смолы, пыли.

К естественным газам относятся: природный и попутный газы, которые выделяются при извлечении нефти на поверхность. Искусственные горючие газы являются топливом местного значения. К ним относятся генераторный, коксовый и доменный газ. Генераторный газ получают путем неполного сжигания твердого топлива. Коксовый и доменный газы являются отходами коксовых и доменных печей.

В промышленных парогенераторах и водогрейных котлах, главным образом, используются природный и попутный газ, который представляет собой смеси углеводородов метанового ряда и балластных негорючих газов.

Удельный вес газа 0,7-0,8 кг/мЗ, что почти в два раза легче воздуха.

Температура самовоспламенения 600-800°С.

На организм человека газ действует удушающее, даже присутствие в помещении 5% метана, через 20-30 минут вызывает смерть.

В смеси с воздухом газ взрывоопасен, нижний предел взрываемое - это когда содержание метана в воздухе равно 5%, а верхний предел взрываемое - 15%. Но, несмотря на это, природный газ обладает рядом существенных преимуществ по сравнению с жидким и твердым топливом:

производительность труда при добыче природного газа примерно в 5 раз выше, чем при добыче нефти и в 36 раз выше, чем при добыче угля;

газовое топливо легко транспортируется к месту работы;

значительно облегчает условия труда, т.к. газовое оборудование просто по устройству и легко в эксплуатации, оно легко автоматизируется;

газовое топливо имеет широкое применение;

окружающая среда не загрязняется продуктами сгорания;

отсутствие в составе газа токсичной окиси углерода предотвращает возможность отравления в случае утечки газа, что особенно важно при его бытовом использовании;

природный газ используют в качестве топлива, не прибегая к сложным и дорогостоящим переработкам;

.4 Выбор хвостовых поверхностей и температуры уходящих газов

В блочно-модульной котельной выбираем температуру уходящих газов равную 150°С

при работе на газообразном топливе в соответствии с конструктивными котла КВ-ГМ-2,32 и

КВ-ГМ-0,75. Водяной экономайзер в качестве хвостовой поверхности нагрева целесообразно устанавливать, когда температура питательной воды на входе в него равна 100 оС и выше. А температура питательной воды на выходе из экономайзера должна быть на 20 или 40 оС ниже температуры насыщения (кипения).

Температура теплоносителя на выходе из котельной составляет всего 115 оС, что соответствует заданию.

Таким образом, установка хвостовых поверхностей нагрева не предусмотрена.

2.5 Расчёт объёмов продуктов сгорания

Для котлоагрегатов в качестве топлива применяется газообразное топливо.

Газообразное топливо состоит из механической примеси: горючих и негорючих газов с небольшой примесью водяных паров, смолы пыли. К естественным газам относятся: природный и попутный газы, выделяющиеся при извлечении нефти на поверхность.

Искусственные горючие газы являются топливом местного назначения. К ним относятся генераторный, коксовый и доменный газы.

В промышленных парогенераторах и водогрейных котлах главным образом используют природный и попутный газ. Природный и попутные газы представляют собой смеси углеродов метанового ряда и балластных негорючих газов. Содержание в некоторых природных газах доходит до 98%. Весьма важными свойствами газообразного топлива, влияющими на условия его использования, является токсичность и взрываемость.

Искусственные газы токсичны вследствие содержания в них оксида углерода СО2.

В природных газах среднего Поволжья, Башкирии и других нередко содержится сероводород H2S.

По своему действию на человека сероводород является сильным ядом, поражающим нервную систему. Газ вместе с воздухом при определённой концентрации образует взрывные смеси. Природный газ обладает рядом существенных преимуществ по сравнению с жидким и твёрдым топливом:

производительность труда при добыче природного газа, примерно, в 5 раз выше, чем при добыче нефти и в 36 раз, чем при добыче угля;

сложность добычи природного газа значительно выше, чем других видов топлива;

природный газ используют в качестве топлива, не прибегая к сложным и дорогостоящим переработкам, характерным для жидкого топлива;

высокая жаропроизводительность природного газа позволяет эффективно использовать его в качестве технологического и энергетического топлива;

полное отсутствие серы придаёт особую ценность природному газу, предназначенному для использования в технологическом и коммунальном хозяйстве;

отсутствие в составе газа токсичной окиси углеводорода предотвращает возможности отравления в случае утечки газа, что особенно важно при его бытовом использовании;

высокая теплота сгорания обуславливает возможность дальнейшей транспортировки газа;

при работе на природном газе обеспечивается возможность авторегулировки процесса горения, высокая производительность и хорошие условия труда обслуживающего персонала;

использование природного газа позволяет значительно интенсифицировать работой, поток печей, котлов и соответственно снизить сложность оборудования и уменьшить габариты;

при работе на природном газе можно получать весьма высокие коэффициенты полезного действия, особенно при использовании методов комплексного использования тепла высокого и низко температурных режимах;

применение природного газа устраняет загрязнение воздушного бассейна золой и окисями серы, а также обусловленного этих необходимостью сооружения высоких и дорогостоящих труб для отвода продуктов сгорания;

продукты полного сгорания природного газа, отводимые от каминов и печей, используются в качестве источника углекислоты.

Таблица 12 - Расчётная характеристика природного газа

ГазопроводСН4С2Н6С3Н8С4Н10С5Н12N2СО20Сн, кДж/мρ кг/м"Ставрополь - Москва93,82,02,00,30,12,60,4373000,781

Определяем теоретический объем воздуха необходимого для полного сгорания топлива, т.е. при а =1, м3/м3, по формуле

V0=0,0476 (0,5СО+0,5Н2 + 1,5H2S+∑(m + n/4) CmHn-О2) (33)

Определяем объем трехатомных газов, м3/м3 по формуле

Vro2=0,01 ∙ (C02+CO+H2S+Im CmHn),(34)

Vro2=0,01(0,5+(0,4+0+0+93,8+4+3 0,8+6,5 0,3+0,8);

Vro2= 1,023 м3/м3.

Определяем объем двухатомных газов, м3/м3 по формуле

0,79 V0+0,01 ∙ N2,(35)

где Vo - теоретический объем воздуха; - содержание азота. =0,79 ∙ 9,584+0,01 ∙ 2,6; Vr2=7,6 m3/m3.

Определяем объем водяных паров, м3/м3

VH2o=0,01 (H2S+H2+I CmHn+0,12dr)+0,016V0,(36)

VH2O=0,01 (2 ∙ 93,8+2 ∙ 3+4 ∙ 0,8+5 ∙ 0,3+6 ∙ 0,1 + 1,2) +0,016 ∙ 9,584; O =2,15 м3/м3.

Определяем объем продуктов сгорания топлива в характерных точках газового тракта

Определяем коэффициент избытка воздуха в характерных точках газового тракта с учетом присосов холодного воздуха, т.е. при а >1.

Характерными точками газового тракта является:

первый газоход.

Принимаем коэффициент избытка воздуха в топке для αт=1,1. Для первого газохода

α1Г.= αm + ∆αг,(37)

где ∆αг - величина присосов воздуха в характерных точках котла.

α1 =0,05 - величина присоса воздуха в первом газоходе;

α1 = 1,1+0,05=1,15 м3/м3.

Определяем объем избытка воздуха в характерных точках газового тракта

∆VТ =Vо∙ (αт - 1)м3/м3; (38)

∆VГ =Vо∙(αГ- 1) м3/м3; (39)

∆VТ = 9,584 ∙ (1,1-1)= 0,96 м3/м3;

∆VГ= 9,584 ∙ (1,15-1)= 1,44 м3/м3.

Определяем объем водяных паров в характерных точках газового тракта

ot=Vh2o+0,0 161 ∙ (α т - 1)V0 м3/м3; (40)o1Г =VH2o+0,0161 ∙ (α Г - l)Vo м3/м3; (41)

T= 2,15 + 0,016 (1,1-1) 9,584=2,17 м3/м3; Г=2,15 +0,016 (1,15-1) 9,584=2,18 м3/м3.

Определяем общий объем продуктов сгорания

Г T=VR02+VR2+(Vo(α т - 1)+VH2o+0,0161 (αT-1)V0) м3/м3 (42)ГГ=VR02+VR2+(Vo(α Г-l)+VH2o+0,0161- (α Г-l)V0) м3/м3; (43)

Г T =l,023+7,6+(9,584 (l,l-l)+(2,15+0,016 (1,1-1) 9,584))=11,73 м3/м; ГГ =l,023+7,6+(9,584(l,15-l)+(2,15+0,016 (1,15-1) 9,584))=12,22m3/m3. Определяем объемную долю трех атомных газов в составе продуктов сгорания

Т= VR02/ VГ T (44)Г = Vro2/V г г; (45)

Т= 1,023 /11,93=0,087 м3/м3;

rRO2 1 Г =l,023 /12,22=0,084 м3/м3.

Определяем объемную долю водяных паровТ = VH02/ VГ T (46)1 Г = VH02/ VГ Г (47)Т = 2,15 /11,73=0,18 м3/м3;Т RO2 1 Г =2,15 /12,22=0,18 м3/м3.

Определяем сумму объемных долей трехатомных газов и водяных паров.

rn Т = rRO 2 T + rH2O T (48)

rn Г = rRO 2 Г + rH2O Г (49)

Т = 0,087+0,18=0,27 м3/м3;Г = 0,084+0,18=0,26 м3/м3.

Все расчеты объемов газов и воздуха сводим в таблицу

Таблица 13 - Расчет продуктов сгорания и воздуха

Единицы измеренияРасчетная формулаТеоретические объемыV0=9,584 м3/м3 V RO 2= 1,023 м3/м3 VH2o=2,15 м3/м3 VR2=7,6 м3/м3Характерные точки котлаТопка1-ый газоход12341 Коэффициент избытка воздухаα1,11,152 Избыточное количество воздуха, м3/м3∆V =V0 ∙ (α-1)0,961,443 Объем водяных паров м3/м3VH2o= VH2o +0,0161 (α-1)V02,172,184 Объем продуктов сгорания, м3/м3VГ =VRO2+VR2+(V0 (α-1))+VoH2O+0,0161 ∙ (α-1) ∙ V0)11,7312,225 Объемная доля 3-х атомных газовrRO 2 = VR02/ VГ0,0870,0846 Объемная доля водяных паровrH20 = Vh2o / VГ0,1840,1767 Сумма объемных долейrn = rRO 2 + rH2O0,2710,26

2.6 Расчет энтальпии продуктов сгорания

Энтальпией продуктов сгорания называется количество теплоты, содержащейся в продуктах при сжигании одного килограмма твердого или жидкого топлива и одного кубического метра газообразного топлива и численно равна произведению объемов отдельных газов, образующихся при сгорании одного килограмма или одного кубического метра топлива на их среднюю теплоемкость и температуру.

= ∑V Ө∙1 - энтальпия продуктов сгорания; (50)= VRO ∙ C RO ∙ Ө∙ - энтальпия трехатомных газов; (51)

R = VR ∙ СR ∙ Ө - энтальпия двухатомных газов; (52)o = V h20 ∙ С h20 ∙ Ө - энтальпия водяных паров. (53)

где Iro2, Ir2, Ih20 - соответственно, энтальпия трехатомных, двухатомных газов и водяных паров в продуктах сгорания, кДж/мЗ;

С ro2, Cr2, С h20 - соответственно, теплоемкость трехатомных, двухатомных газов и водяных паров в продуктах сгорания, кДж/кг-ОСro2, VR2, V h20 - соответственно, объем трехатомных, двухатомных газов и водяных паров в продуктах сгорания, мЗ/мЗ;температура продуктов сгорания в характерных точках, °С.

При α>1 в каждой характерной точке определяется теплосодержание избыточного воздуха по формуле

Iизб = VCВВ ∙ Ө кДж/мЗ, (54)

где V - объем избыточного воздуха необходимого для горения;ВВ- теплоемкость избыточного воздуха (влажный воздух) при температуре 30°С (температура в помещении котельной).

Результаты расчета энтальпии продуктов сгорания по газоходам котлоагрегата сводятся в таблицу 17.

2.7 Тепловой баланс котельного агрегата

При сжигании жидкого и твердого топлива тепловой баланс составляют в кДж и относят к 1 кг топлива, а при сжигании газообразного топлива в кДж/м3.

Определяем располагаемую теплоту сгорания QPP=QCH, которая равна низшей теплоте горения Qc„=37300 кДж/м3.

Определяем потери тепла с уходящими газами, %, по формуле

q2=(Iyx- α yx ∙ I0BB)/Qp ∙ 100%, (55)

где Iyx -энтальпия уходящих газов (определяется по IӨ -диаграмме для tyx = 155°С),= 2800 кДж/м3BB - энтальпия воздуха подаваемого в топку котла, (при 1=30°С-температура воздуха в помещении котельной в верхней части).

Определяем энтальпию внутреннего воздуха, кДж/м3, по формулеBB = CBB ∙ V0 ∙ tBB (56)

где V0 - теоретический объём воздуха, м3/м3.

I0BB = =30 ∙9,5843 ∙1,341;BB =385,6 кДж/кг.

Определяем потери тепла от химической неполноты сгорания, %. Принимаем по J13, табл.4.4 в зависимости от вида топки и топлива. Для природного газа и экранированной топки q3=0,5% Определяем потери тепла в окружающую среду, %, по формуле

Q5ном ∙ (Nном / N (57)

5 ∙ (2,32/2,32) =5%.

где q5ном - принимаем по Л 10, табл. 4.5 в зависимости от теплопроизводительности котла; N и N ном = 2,32 МВт - соответственно номинальная и расчетная теплопроизводительность котла. Определяем полезную мощность котла, кВт, по формуле

GB (iГВ- iXB), (58)

где iГВ = 416 кДж/кг - энтальпия кипящей воды;= 292кДж/кг - энтальпия холодной воды,расход воды через водогрейный котёл, кг/с, который определяется по формуле

Gпp=NK/c-(Tl-T2), (59)=2320/4,19(115-70);

2 кг/с.=l 1Л (416-292);=188,7kBt.

Определяем КПД брутто котла, % по формуле

ηбр = 100 - (q2 + q3 + q5) (60)

ηбр =100-(0,5+6,2+5);

Определяем расход топлива, м3/с, по формуле

Вр =(Q/Q% (61)

Вр =(1140,8/37300-88,3)-100;

В, =0,035 м3/с.

Определяем коэффициент сохранения теплоты по формуле

φ = 1-(q5/100), (62)

φ = 1 - (5/100);

φ = 0,95.

2.8 Расчет тепловой схемы котельной

Тепловой схемой котельной называют графическое изображение основного и вспомогательного оборудования котельной, объединяемого линиями трубопроводов для транспортирования теплоносителя в виде пара или горячей воды.

Тепловые схемы бывают:

принципиальные;

развернутые;

монтажные (рабочие).

На принципиальной схеме указывают только основное оборудование (котлы, подогреватели, деаэраторы и др.) и основные трубопроводы без арматуры. На этой схеме указываются расходы и параметры теплоносителей.

На развернутой схеме условно изображается все установленное оборудование, указываются диаметры трубопроводов и арматура. На монтажной схеме указывается все оборудование и арматура.

В также дополнительно указываются отметки уровня прокладки трубопроводов, уклон, места крепления трубопроводов, компенсация теплового удлинения, соединения узлов (сварные, фланцевые, резьбовые). Для удобства использования монтажная схема выполняется в аксонометрической проекции.

Развернутую и монтажную схемы составляют после расчета принципиальной тепловой схемы и выбора оборудования.

Составляя тепловую схему отопительной котельной необходимо предусмотреть установку следующего оборудования:

котельного агрегата;

деаэратора (при необходимости);

установки ХВО;

сетевых подогревателей;

подогревателей сырой и умягченной воды;

необходимых насосов;

систем трубопроводов;

дренажных и продувочных колодцев.

Расчетная нагрузка на отопление и вентиляцию Qob= 2,9 Гкал/ч (3,33 МВт).

Расчетная нагрузка на горячее водоснабжение Qre= 1,2 Гкал/ч (1,4МВт).

Расчетные расходы воды на отопление и вентиляцию зданий, а также на горячее водоснабжение, т/ч определяется по формулам

Расчетный расход воды на отопление и вентиляцию зданий, т/ч, определяется по формуле

где, - энтальпии, соответствующие температурным параметрам тепловой схем (115 -70°С), ккал/кг,

Энтальпии, соответственно горячей воды (принимается 70°С) и воды на входе в подогреватель сырой воды (T1 = 5°C), ккал/кг,= =76,7т/ч

Температура обратной сетевой воды, 0С, после местных теплообменников ГВ определяется по формуле

= = - (64)

где температура воды после системы отопления (70°С);

Коэффициент, учитывающий потери теплоты в подогревателях, равный 0,98; СB - энтальпия воды, 1 ккал/кг-°С.

Расход подпиточной воды принимаем в размере 2 % от расхода в тепловой сети, т.е.подп76,7 0,02= 1,53 т/ч.

Расхода сырой воды, т/ч, на химическую очистку определяется по формуле

1,25 Gподп (65)

GCB= 1,25-1,53 =1,92 т/ч.

Определяем температуру сырой воды, °С, перед ХВО по формуле

ХВО =- (66)

Принимаем расход горячей воды в подогревателе сырой воды 1,5 т/ч.

ХВО =- = 47,1°С

Расход химически очищенной воды на подпитку, т/ч, определяем по формуле

ХВО = Gподп - (67)

1,92-0 = 1,92т/ч.

При температуре воды = 70°С и = 110°С расход воды через насосы, т/ч, определяется по формуле

Расчетный расход через котел, т/ч, определяется по формуле

к = Gобр - Gподп (69)

к =74,4 + 1,53 = 75,93 т/ч.

Расход сетевой воды, т/ч, на выходе из котельной определяется по формуле

G = Gк - Gподп, (70)

75,93 -1,5 = 74,43 т/ч.

Невязка по расходу воды, %, определяем по формуле

Невязка по расходу воды через котел не превышает 5%, следовательно, расчет выполнен правильно.

2.9 Выбор дополнительного оборудования

В качестве дополнительного оборудования в котельной БМК-5 предусмотрены к установке насосы группы представлены агрегатами "DAB" (Италия) с устройствами "мягкого пуска" и блоками частотного регулирования (что позволяет избежать гидроударов при запуске и существенно снизить затраты электроэнергии).

Благодаря общекотельной автоматике, основанной на свободном программироваемом контролере "Деконт", котельные работают без постоянного присутствия обслуживающего персонала с выводом параметров на диспетчерский пульт. Данная система регулирует работу котельной в зависимости от температуры наружного воздуха и потребности в нагрузке.

Вывод параметров на диспетчерский пульт осуществляется по средствам кабеля (не большие расстояния), телефонной линии (модем), либо выделенного GSM канала. Данные на диспетчерском пульте отражают все текущие параметры работы котельной и сигнализируют в случае отклонения от заданных параметров.

Кроме того, в котельной предусмотрена установка автоматической блочной водоподготовительной установки (Na-катионирование), система подачи и распределения газа, ГРУ (или ГРПШ), коммерческие приборы учета (тепла, газа, электроэнергии, исходной и горячей воды) изолированные самонесущие дымовые трубы (в виде опции с шумоглушителями), клапаны управления двух или трех ходовые, система автоматического пожара тушения, основанная на порошковых модулях.

3. ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ

Настоящий материал разработан на основе «Концепции реформы жилищно-коммунального хозяйства в Российской Федерации», одобренной Указом Президента Российской Федерации от 28 апреля 1997 г. N 425, Указа Президента Российской Федерации от 7 мая 2012 года N 600 "О мерах по обеспечению граждан Российской Федерации доступным и комфортным жильем и повышению качества жилищно-коммунальных услуг", а также Федерального закона об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты российской федерации, принятый Государственной Думой11 ноября 2009 года.

В соответствии с указанными документами важнейшим звеном реформирования жилищно-коммунального хозяйства должно стать снижение издержек на производство услуг. Экономической основой осуществления этого процесса является энергоресурсосбережение.

Конечной целью энергоресурсосберегающей политики в жилищно-коммунальном хозяйстве - сокращение затрат на содержание и эксплуатацию жилья и, соответственно, смягчение для населения процесса реформирования системы оплаты жилья и коммунальных услуг при переходе на режим безубыточного функционирования.

Основными методами достижения указанных целей являются:

переход к эффективным энергосберегающим архитектурно-строительным системам и инженерному оборудованию в жилищно - коммунальном строительстве;

внедрение приборного учета и регулирования потребления тепловой энергии, воды и газа, организация взаиморасчетов за потребление ресурсов по показаниям приборов;

создание экономического механизма, стимулирующего процесс энергоресурсосбережения;

совершенствование систем тарифов, стандартизации, сертификации и метрологии, направленных на энергоресурсосбережение.

.1 Общие положения программы

Энергосбережение, как новое направление в экспериментальном в строительстве, а в целом в науке и технике, появилось во всем мире после мирового энергетического кризиса 1974 года.

Нашу страну, как обладателя огромного энергетического потенциала в виде полезных ископаемых, энергетический кризис затронул мало. В то время как ведущие страны мира приложили все силы для создания энергоэффективных зданий и в целом энергоэффективных технологий, в нашей стране продолжалось строительство панельных не утепленных зданий, продолжалось сжигание твердого и газообразного топлива с низким КПД.

Но сегодня наблюдается значительное несоответствие между потребностью в топливно-энергетических ресурсов, их запасами или процентом добычи в различных регионах. Происходит ис тощение запасов топлива. С 1990 года страна в расчете на единицу национального дохода продолжает слишком много расходовать топлива, электроэнергии, металла. Энергоемкость национального дохода у нас в 2,5 раза больше, чем например в Финляндии.

В связи с перечисленными негативными явлениями в энергосбережении необходимо, чтобы максимально возможное снижение затрат энергии на работу систем теплоснабжения и вентиляции было одной из основных задач, решаемых при проектировании-и эксплуатации этих систем.

Однако экономия энергии не может быть целью, проекта: целесообразность осуществления любого энергосберегающего мероприятия должна быть экономически выгодна с хозяйственной точки зрения.

Все энергосберегающие мероприятия могут быть объединены в две группы:

Снижающие расход энергоресурсов при выполнении технологических процессов и экономящие энергоресурсы, расходуемые в жилищно-коммунальном хозяйстве и общественных зданиях и при обеспечении условий для выполнения техпроцессов.

Первая группа включает переход на энергосберегающие технологические процессы и оборудование (при их совершенствовании), утилизацию вторичных энергоресурсов для использования в технологических нуждах или для получения низкопотенциального тепла.

Во вторую группу энергосберегающих мероприятий входят использование геотермальных источников тепла, солнечной энергии и других нетрадиционных возобновляемых источников в зданиях различного назначения, оптимизация уровня тепловой защиты зданий, снижение потерь тепла неизолированными теплопроводами, повышение КПД котельных, устройство прерывистого или регулируемого в нескольких уровнях теплоснабжения, совершенствование систем отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха, диспетчеризация и автоматизация работы всех систем.

Все мероприятия, разделяют на малозатратные, среднезатратные и крупнозатратные.

В каждом конкретном случае необходимо разрабатывать систему мероприятий с учетом территориальных и климатических особенностей, с учетом планировки, архитектурного решения и назначения здания. Возможны случаи, когда мероприятие экономически целесообразное в одних условиях, окажется не эффективным в других.

Следовательно, в каждом конкретно случае необходимо проведение энергоаудита и оценку экономической целесообразности предлагаемого решения.

В проекте предлагаются решения для повышения энергоэффективности - внедрения автоматического регулирования отпуска тепла (это средне-затратное мероприятие), и системы климатизации (крупно-затратное мероприятие).

3.2 Основные направления энергоаудита

Энергоаудит - это анализ состояния существующего или проектируемого объекта или инженерной системы, с определением негативных и позитивных сторон.

Проведем анализ эффективности использования ресурсов в жилищно-коммунальном хозяйстве.

В настоящее время деятельность жилищно-коммунального хозяйства в городе Тула сопровождается очень большими потерями ресурсов, как потребляемых самими коммунальными предприятиями, так и предоставляемых потребителям воды, тепловой и электрической энергии.

Фактическое удельное потребление воды в расчете на одного жителя превышает установленные в регионах и в городах нормативы в 1,5-2 раза, а удельное потребление - в 2-3 раза.

Договоры на фактическую поставку тепла и воды, составленные на основе расчетов по нормативам, отражают объемы реализации, которые часто отличаются от фактического потребления.

На современном этапе действующий в отрасли хозяйственный механизм не стимулирует снижение затрат.

Тарифы формируются по фактической себестоимости. При этом все непроизводительные расходы, связанные с процессом производства услуг, а также потерями воды и тепла при их транспортировке, перекладываются на потребителя. В итоге происходит как завышение тарифов, так и объемов реализации.

Выход из этой ситуации может быть только один - полная или частичная замена устаревшего оборудования и изношенных основных фондов.

Но наши предприятия не имеют ни ощутимых стимулов, ни финансовых возможностей по замене фондов и оборудования. Вместо ежегодной замены 3-4% сетей перекладывается 0,3 - 0,8% их общей длины, что ведет к увеличению количества аварий и повреждений.

В существующем жилищном фонде Российской Федерации значительную долю, в некоторых регионах до 80%о, составляют дома старого сборного железобетона, являющиеся по проектным данным самыми энергорасточительными сооружениями.

Теплопотери в таких домах почти всегда на 20 - 30 % выше проектных из-за низкого качества строительства и эксплуатации.

Наиболее значительные теплопотери происходят через наружные стеновые ограждения (вспомним расчет теплопотерь), они составляют 42 и49 % для пяти- и девятиэтажных зданий, а через окна около 35%>. Дополнительные теплопотери вызывает также промерзание наружных ограждающих конструкций зданий.

Существенные потери тепла и ресурсов происходят при эксплуатации инженерных систем и оборудования.

Некоторые котельные и индивидуальные отопительные установки крайне не экономичны по использованию топлива. Существуют котельные, которые работают на твердом топливе, что требует также и больших затрат труда. Они характеризуются устаревшими конструкциями, отсутствием автоматического регулирования и средств контроля.

Во многих котельных очень плохо идет водоподготовка, что в целом увеличивает расход топлива более чем на 12,5%. В некоторых котельных водоподготовка отсутствует совсем.

Если обратить внимание на тепловые сети, то их суммарная протяженность составляет примерно 125000 км (в двухтрубном исчислении). Все эти сети имеют теплоизоляцию не высокого качества (как правило, это минеральная вата), теплопотери через которую составляют никак не меньше 15 -20%. При наружной прокладке тепловых сетей даже эта изоляция служит очень не долго, быстро разрушается под воздействием внешних факторов.

Велики также потери воды в тепловых сетях через свищи, образующиеся по причине наружной и внутренней коррозии. Потери тепла, связанные с утечками, можно оценить в 10 -15%. Резкое увеличение потерь происходит при аварии в сетях теплоснабжение при канальной прокладке или прокладке в траншеях. На определение места утечки уходит много времени.

Централизованное горячее водоснабжение осуществляется в значительной мере через центральные тепловые пункты (ДТП), обустроенные устаревшими водяными подогревателями.

Использование ЦТП для подогрева воды в системах горячего водоснабжения обуславливает значительную протяженность наружных трубопроводов от теплового пункта до жилого дома. Срок их службы из-за значительной внутренней коррозии в 2 -4 раза ниже нормативного.

Несмотря на признание необходимости энергоресурсосбережения одним из наиважнейших этапов реформы ЖКХ России, практическая реализация этого процесса сдерживается рядом нерешенных проблем:

несовершенством нормативно-правовой базы, стимулирующей политику энергоресурсосбережения и привлекающей в эту сферу отечественные и иностранные инвестиции;

неразвитостью отечественного рынка услуг по инвестированию, установке и обслуживанию энергоресурсосберегающей техники, монополизацией этой деятельности энергосберегающими организациями;

недостаточно развитыми маркетинговыми услугами в области производства специального оборудования и, как следствие - перекосами в производстве и предложении отдельных его видов;

неравномерным уровнем удовлетворения спроса на энергоресурсосберегающее оборудование в различных регионах;

искажением ценовых соотношений между стоимостью такого оборудования тарифами на энергоносители;

несовершенством механизма стимулирования и финансирования инновационных процессов в ЖКХ, в том числе - возврата кредитов.

3.3 Мероприятия по повышению энергоэффективности объекта

Учитывая требования сегодняшнего дня, при проектировании жилого квартала закладываем в проект энергосберегающие мероприятия. Цель которых в том что бы создать объект безубыточного функционирования, т.е. сократить затраты на содержание и обслуживание при повышении условий комфортности в каждом отдельно взятом помещении.

Мероприятия можно разделить на мало-, средне-, крупно-затратные. Внедрение мало-затратных мероприятий должно быть осуществлено на этапе строительства, средне- и крупно-затратных можно осуществлять поэтапно

Мало-затратные мероприятия:

утепление наружных ограждений, повышение термического сопротивления за счет использования утеплителей с коэффициентом теплопроводности не менее 0,04 Вт/м2 С,

сокращение инфильтрации, за счет применения оконных и дверных блоков с коэффициентом тепопроводности не менее 0,66 Вт/м2 С,

для монтажа системы отопления и горячего водоснабжения внутри здания применяем металлопо-лимерные трубы,

используем отопительные приборы, легкие и прочные с хорошей теплоотдачей алюминиевые радиаторы, но на вводе в здание устанавливаем фильтр дополнительной очистки и умягчение теплоносителя,

при прокладке теплопроводов в не отапливаемых помещениях, подвалах и чердаках предусматриваем тепловую изоляцию,

при прокладке теплопроводов тепловой сети применяем тепловую изоляцию с коэффициентом теплопроводности 0,05 Вт/м2 С, с предварительным нанесение на трубы (при подключении объекта к централизованному теплоснабжению протяженность тепловых сетей составляет 880 м в однотрубном исчислении),

устанавливаем теплосчетчик - расходомер на систему теплоснабжения детского сада.

К средне-затратным мероприятиям второго этапа относим:

внедрение узла регулирования отпуска тепла в местном тепловом пункте. Регулирование осуществляем в зависимости от температуры наружного воздуха, как для системы отопления, так и для горячего водоснабжения.

Приборы регулирования автоматические, оборудованы датчиками дистанционного управления, которые через управляющий блок и частотный преобразователь включают систему циркуляционных насосов фирмы «Грундфосс». Насосы имеют следующие достоинства - долговечны, низкий уровень шума, компактны, легко монтируются и обслуживаются.

Автоматический узел регулирования отпуска тепла является подготовительным этапом для внедрения системы климатизации.

К крупно-затратным мероприятиям, с учетом возможностей заказчика рекомендуем отнести монтаж системы климатизации с отключением его от централизованного теплоснабжения:

установка индивидуального напольного котла,

установка утилизаторов на систему искусственной вентиляции и геотермальную скважину радиогенного тепла,

Климатические условия города: средняя температура отопительного периода -2,9 градусов, наиболее холодного месяца -19,5 градусов, среднегодовое количество осадков 635,4 мм. Соответственно в г. Туле климатические условия составляют -3,8 градусов, -27 градусов, 502,6 мм.

В периметральной схеме, которая использована в данном здании, отопительные приборы гидравлически более зависимы, но эта схеме требует меньшего количества труб и обладает лучшей ремонтопригодностью. При этой схеме трубы укладываются в лотках и могут обслуживаться. В этом случае могут быть использованы не только металлопластиковые грубы, но и обьжновенные стальные. Независимость развязки трубопроводов от других квартир предполагает возможность индивидуального проектирования отопления каждой квартиры.

Поквартирные вводы могут объединяться коллекторами на лестничной площадке в приборном щите с поквартирными теплосчетчиками. В этом случае приборные щиты всех этажей объединяются подающим и обратным стояками системы отопления, связанные через дымовой узел учета тепла с теплосетью. Отопительные приборы каждой квартиры присоединены к подающему и обратному стоякам через поквартирный теплосчетчик, расположенный на кухне. Квартиры обслуживаются четырьмя подающими и четырьмя обратными стояками. Дополнительные стояки обслуживают лестничные клетки и лифтовой холл.

В настоящее время технологии теплоснабжения, использующие тепловые насосы, применяются практически во всех развитых странах мира. Преимущества технологий, использующих тепловые насосы, в сравнение с их традиционными аналогами связаны не только со значительными сокращениями затрат-энергий в системах жизнеобеспечения зданий и сооружений, но и с их экологической чистотой, а также новыми возможностями в области повышения степени автономности систем теплоснабжения. В России, в рамках описываемого проекта, фактически впервые была построена теплонасосная система горячего водоснабжения многоэтажного жилого дома.

Установка для подготовки горячего водоснабжения расположена в подвале здания. Она включает в себя следующие основные элементы:

парокомнрессионные теплонасосные установки (ТНУ);

баки-аккумуляторы горячей воды;

система сбора низкопотенциальной тепловой энергии фунта и низкопотенциального тепла удаляемого вентиляционного воздуха;

циркуляционные насосы, контрольно-измерительную аппаратуру.

Основным теплообменным элементом системы сбора являются вертикальные грунтовые теплообменники коаксиального типа, расположенные снаружи по периметру здания. Грунт поверхностных слоев земли фактически представляет собой тепловой аккумулятор неограниченной емкости, тепловой режим которого формируется под воздействием двух факторов: солнечной радиации и потока радиогенного тепла, поступающего из земных недр. Температурный режим слоев фунта, расположенных ниже глубин проникновения тепла солнечной радиации, формируется только под воздействием тепловой энергии, поступающей из недр земли практически не зависит от сезонных, а тем более суточных изменений параметров наружного климата. Таким образом, на сравнительно небольшой глубине от поверхности имеются слои грунта, температурный потенциал которых в холодное время года значительно выше, чем у наружного воздуха.

.4 Оценка результатов предлагаемых мероприятий

Энергетическая эффективность оценивается уровнем теплозащиты, т.е. теплоустойчивостью ограждающих конструкций.

Теплоустойчивость это свойство конструкции, определённое отношение колебаний внутренней амплитуды температур к колебаниям наружной амплитуды.

Отношение температуры внутренней к температуре внешней одинаково, когда конструкция теплоустойчива.

Для оценки энергоэффективности составляют энергетический паспорт здания - это документ, который содержит геометрические, энергетические теплотехнические характеристики и нормативные требования, определяющиеся исходя из проекта.

Пользуясь паспортом можно сравнить фактические и проектные данные, как при строительстве, так и на любом сроке эксплуатации. Удельная тепловая характеристика здания показывает соответствие общим тепловым потерям по зданию.

Тепловая эффективность здания характеризуется удельной энергией на отопление, горячее водоснабжение и т. д.

Стандарт предусматривает три уровня теплозащиты пониженный, средний в высокий.

Пониженный - когда фактический расход на 20 % ниже нормы;

Средний - расход тепловой энергии соответствует нормативам;

Высокий - показатель энергоэффективности, когда реальный выше стандартного.

Все предлагаемые мероприятии вынесенные на лист 5 ведут к повышения энергоэффективности здания.

Например установка клапана 25с991нж (КРУ) позволяет регулировать параметры теплоносителя как для всех потребителей в целом, так и для каждого потребителя в частности. Он позволяет регулировать температуру в помещение (которая необходима потребителю), количество подаваемого теплоносителя с целью экономии тепловой энергии.

Использование металлопластиковых труб позволяет снизить потери тепла на открытых участках трубопровода. Так же они более просты при монтаже отопительного оборудования.

Система горячего водоснабжения в здание является закрытой, передача теплоты осуществляется через водо - водяной теплообменник.

Система аккумулирования тепла солнечной радиации в основание здания позволяет сделать независимое здание от внешних факторов. Данные технологии в России практически не используются, так как они являются достаточно дорогими и требуют для их обслуживания квалифицированный персонал.

4. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

.1 Основные положения

Охрана окружающей среды - это комплекс мер, предназначенных для ограничения негативного влияния человеческой деятельности на живую и неживую природу.

Громадные количества СО2 потребляются при фотосинтезе и поглощаются мировым океаном. Этот газ поступает в атмосферу благодаря производственной деятельности человека. За последние 100 лет содержание СО2 в атмосфере возросло на 10%, причём основная часть (360 млрд. т) поступила в результате сжигания топлива. Если темпы роста сжигания топлива сохранятся то в ближайшие 50-60 лет количество СО2 в атмосфере удвоится и может привести к глобальным изменениям климата.

Сжигание топлива - основной источник загрязняющих газов (СО, NO, SО2). Диоксид серы окисляется О2 воздуха до SО3 в высших слоях атмосферы, который взаимодействует с парами Н2О и NH3, а образующиеся при этом H2SО4 и (NH4)2SО4 возвращаются на поверхность Земли вместе с атмосферными осадками.

В основном существуют три основных источника загрязнения атмосферы: промышленность, бытовые котельные, транспорт. Доля каждого из этих источников в общем загрязнении воздуха сильно различается. Сейчас общепризнанно, что наиболее сильно загрязняет воздух промышленное производство. Источники загрязнений - теплоэлектростанции, которые вместе с дымом выбрасывают в воздух сернистый и углекислый газ; металлургические предприятия, особенно цветной металлургии, которые выбрасывают в воздух оксиды азота, сероводород, хлор, фтор, аммиак, соединения фосфора, частицы и соединения ртути и мышьяка; химические заводы.

Вредные газы попадают в воздух в результате сжигания топлива для нужд промышленности, отопления жилищ, работы транспорта, сжигания и переработки бытовых и промышленных отходов. Атмосферные загрязнители разделяют на первичные, поступающие непосредственно в атмосферу, и вторичные, являющиеся результатом превращения последних. Основным источником пирогенного загрязнения на планете являются тепловые электростанции, металлургические и химические предприятия, котельные установки, потребляющие более 70% ежегодно добываемого твердого и жидкого топлива.

4.2 Расчет вредных выбросов и определение высоты дымовой трубы

При искусственной тяги дымовая труба выводит продукты сгорания в более высокие слои атмосферы, чтобы улучшить условия рассеивания их в воздухе до уровня концентрации, и когда они становятся безопасными для окружающей среды.

Для правильного и надежного определения высоты дымовой трубы и обеспечения допустимых концентрации вредных выбросов, необходимо рассчитать их суммарную величину.

Определяем количество смеси углерода, выбрасываемого в атмосферу при сжигании газообразного топлива, г/с, по формуле

Мсо= СН В ун (1 - q /100), (72)

где СН - коэффициент, характеризующий выходы окиси углерода при сжигании газообразного топлива, г/м;

ун - поправочный коэффициент, учитывающий влияние режима горения на выходе смеси углерода. При нормальной эксплуатации котла и нормальных значениях коэффициента избытка воздуха на выходе из топки принимаем равной 1;

В - расход топлива, мЗ/с;- потеря теплоты от механического недожога, %;

Мсо=9,3- 0,02- 1- (1-0/100)

Мсо=0,186г/с.

Определяем количество окислов азота в пересчете на NО2, выбрасываемьгх в атмосфер) при сжигании газообразного топлива, г/с, по формуле

О2 = 0,034- β1 ∙ K ∙ Вр- Qch (1-q4 /100) (1- β2 ∙ г) ∙ β3 (73)

где β1 - безразмерный поправочный коэффициент, учитывающий влияние качества сжигания топлива на выходе;- коэффициент, характеризующий выход окислов азота на 1 МДж теплоты в топливе, г/МДж;

β2- коэффициент характеризующий эффективность воздействия газов в зависимо ста от условия подачи их в топку;

г - степень рециркуляции дымовых газов, %, расхода дутьевого воздуха;

β3 - 1, для прямоточных горелок β 3=0,85, для котлов с паропроизводительностью

К - коэффициент характеризующий выход окислов азота на одну тонну сожженного условного топлива в зависимости от номинальной и действительной производительности котлов, кг/т. определяется по формуле

К = (2,5 (Q / 20)) + QНОМ, (74)

где Q и QHOM - номинальная и действительная производительность котла, Г кал/ч.

К = (2,5 (1,1/20)+1,1)= 1,24;= 0,034 ∙ 1 ∙ 1,24 ∙ 0,02- 37300 ∙ (1-0/100) ∙ (1-0) ∙ 1=31,5 г/с.

Определив количество выбрасываемых вредных выбросов, переходим к расчету высоты дымовой трубы из условия отвода газов и рассеивания их в атмосфере.

В соответствии с заданием в дипломном проекте принята к установке БМК - 5,0, в комплекте оборудования которой предусмотрена установка трех дымовых труб высотой 21 м каждая.

5. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СИСТЕМ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ И КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК

.1 Эксплуатация и технический контроль на энергетических объектах

Системы теплофикации и централизованного теплоснабжения являются важным звеном энергетического хозяйства и инженерного оборудования городов и промышленных районов. Для организации эксплуатации этих систем в крупных городах и промышленных районах создаются специальные предприятия - Тепловые сети (Теплосеть). В населённых пунктах, в которых объём работ по эксплуатации тепловых сетей недостаточен для создания специальной организации Теплосети, эта работа осуществляется одним из цехов источника теплоснабжения на правах самостоятельного подразделения.

Основной задачей эксплуатации является организация надёжной, бесперебойной подачи тепловым потребителям теплоты требуемых параметров.

Для этого необходимы:

а) согласованная работа источников теплоты, тепловых сетей и теплопотребляющих установок абонентов;

б) правильное распределение теплоносителя по потребителям и приборам теплопотребления и учёт отпущенной теплоты;

в) тщательное наблюдение за оборудованием теплоподготовительных установок источников теплоты и тепловых сетей, своевременное выявление слабых участков, их исправление или замена, систематическое проведение ревизии и ремонта оборудования, обеспечение быстрой ликвидации и локализации аварий и отказов;

г) организация систематического контроля за состоянием оборудования теплопотребляющих установок и за режимом их работы.

Постоянное внимание должно уделяться совершенствованию оборудования системы теплоснабжения, методов эксплуатации, повышению производительности труда эксплуатационного персонала, обеспечению условий для своевременной тепловой нагрузки ТЭЦ, лучшего использования теплоносителя у абонентов, увеличения комбинированной выработки электрической энергии.

Эксплуатационный персонал Теплосети должен руководствоваться в своей работе Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей, Правилами техники безопасности при обслуживании тепловых сетей, Инструкциями Главтехуправления Минэнерго РФ по эксплуатации тепловых сетей, противопожарным требованиям и другими действующими правилами, инструкциями и руководящими указаниями, издаваемыми Минэнерго РФ и Госгортехнадзором.

Сфера деятельности предприятия Теплосеть регламентируется границами обслуживания и балансовой принадлежностью участков тепловой сели.

Такими границами обычно являются, с одной стороны, запорные выходные задвижки магистрали на коллекторе источника теплоты (ТЭЦ или котельной), с другой стороны, входные задвижки теплосети на групповых или местных тепловых подстанциях промышленных предприятий и жилых микрорайонов или на абонентских вводах..

В соответствии с ГОСТ 13377-75 под надёжностью понимается способность системы выполнять заданные функции, сохраняя свои эксплуатационные показатели в заданных пределах, в течение требуемого срока работы.

Причиной нарушения надёжности системы теплоснабжения являются различные аварии и отказы.

Под аварией понимается случайное повреждение оборудования, отражающееся на теплоснабжении потребителей.

Под отказом понимается событие, заключающееся в нарушении работы оборудования. Таким образом, не всякий отказ является аварией. Аварией называется отказ, отражающийся на теплоснабжении потребителей. При современной, весьма разнообразной структуре тепловой нагрузки, обеспечиваемой единой системой теплоснабжения, тепловые сети должны находиться в работе круглосуточно и круглогодично. Выключение их из работы для проведения ремонта может допускаться только на ограниченный срок. В этих условиях особое значение приобретает надёжность системы теплоснабжения.

Наиболее слабое звено системы теплоснабжения в настоящее время - водяные тепловые сети, основная причина этого - наружная коррозия подземных теплопроводов, в первую очередь подающих линий водяных тепловых сетей, на которых приходится свыше 80% всех повреждений.

Значительную часть отопительного периода, а также в течение всего неотопительного периода температуры воды в падающей линии водяной тепловой сети поддерживаются обычно на уровне 70 -80°С. При этой температуре в условиях повышенной влажности окружающей среды процесс коррозии проходит особенно интенсивно, так как тепловая изоляция и поверхность стальных трубопроводов находятся во влажном состоянии, а температура поверхности достаточно высока.

Процессы коррозии существенно замедляются, когда поверхность трубопроводов сухая. Поэтому целесообразно в неотопительный период проводить систематическую сушку тепловой изоляции подземных теплопроводов путём эпизодического повышения температуры в подающей линии тепловой сети до 100°С и поддержания этой температуры в течение сравнительно длительного периода (примерно 30 -40 ч). Наружная коррозия особенно интенсивна в местах подтопления или увлажнения теплоизоляционной конструкции, а также в анодных зонах теплопроводов, подвергающихся действию блуждающих токов. Выявление в процессе эксплуатации коррозийно-опасных участков подземных теплопроводов и устранение источников коррозии является одним из эффективных методов увеличения долговечности тепловых сетей и повышения надёжности теплоснабжения.

К ним относятся прежде всего правильный подбор, расстановка и постоянное повышение квалификации кадров. Выполнение этих мероприятий должно базироваться на научной организации труда и способствовать неуклонному повышению её производительности. Персонал котельной должен четко знать и точно выполнять все требования правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов Госгортехнадзора РФ, а также правила технической эксплуатации электростанций и сетей, правила техники безопасности при обслуживании теплосилового оборудования электростанций, правила безопасности в газовом хозяйстве и другие официальные правила и инструкции.

К самостоятельной работе в качестве машиниста котельного агрегата могут допускаться лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование, обученные по соответствующей программе и имеющие удостоверение квалификационной комиссии на право обслуживания котлов. Повторная проверка зданий этих лиц должна проводиться периодически, не реже одного раза в 12 месяцев, а также при переходе на другое предприятие или на обслуживание котлов другого типа или при переводе обслуживаемых котлов с твердого топлива на жидкое или газообразное. При переводе персонала на обслуживание котлов, работающих на газообразном топливе, проверка знаний должна производиться в порядке, установленном «Правилами безопасности в газовом хозяйстве»

Инженерно-технические работники, имеющие непосредственное отношение к эксплуатации котельных агрегатов, проходят проверку знаний правил Ростехнадзора и правил безопасности в газовом хозяйстве периодически, но не реже одного раза в три года.

Большое значение в организации эксплуатации имеют составление технически обоснованных планов работы котельных и безусловное их выполнение. Эти планы должны составляться с учетом внедрения новой техники, механизации и автоматизации производства.

Одна из основных задач в этих планах - снижение себестоимости вырабатываемого тепла за счет более полного использования внутренних резервов сокращения удельных расходов топлива. тепла, снижения потерь топлива, электроэнергии и воды, сокращение числа обслуживающего персонала за счет внедрения механизации и автоматизации технологических процессов, совмещения профессий.

Для обеспечения надежной работы оборудования котельной имеют большое значение соблюдение графиков планово-предупредительных ремонтов, своевременное обеспечение котельного хозяйства необходимыми материалами и запасными частями, а также повышенное качества ремонта и сокращение сроков простоя оборудования в ремонте.

Организация контроля работы оборудования, создание системы технического учета и отчетности - важное условие, обеспечивающее оптимальные эксплуатационные режимы работы котельной установки. Систематический контроль за исправностью работающего оборудования позволяет своевременно обнаружить повреждения и устранить их в кратчайшие сроки. В соответствии с требованиями Госгортехнадзора РФ персонал котельной обязан систематически, в установленные сроки, проверять исправное действие предохранительных клапанов, продувать манометры и водоуказательные проборы, проверять исправность всех резервных питательных насосов путем кратковременного их пуска. Контроль работы оборудования также предусматривает проверку на отсутствие парения или течи в агрегатах, арматуре и фланцевых соединениях, исправность конденсационных горшков (автоматических конденсатоотводчиков), состояние (плотность) обмуровки и исправность тепловой изоляции трубопроводов и горячих поверхностей оборудования, а также наличие смазки у вращающихся механизмов.

Автоматизация - это применение комплекса средств, позволяющих осуществлять производственные процессы без непосредственного участия человека, но под его контролем. Автоматизация производственных процессов приводит к увеличению выпуска, снижению себестоимости и улучшению качества продукции, уменьшает численность персонала, повышает надёжность и долговечность машин, даёт экономию материалов, улучшает условия труда и технике безопасности.

Автоматизация освобождает человека от необходимости непосредственного управления механизмами. В автоматизированном процессе производства роль человека сводится к наладке, регулировки, обслуживании средств автоматизации и наблюдению за их действиями.

Если автоматизация облегчает физический труд человека, то автоматизация имеет цель облегчить так же и умственный груд. Эксплуатация средств автоматизации требует от обслуживающего персонала высокой техники квалификации.

По уровню автоматизации теплоэнергетика занимает одно из ведущих мест среди других отраслей промышленности. Теплоэнергетические установки характеризуются непрерывностью протекающих в них процессов. При этом выработка тепловой и электрической энергии в любой момент времени должна соответствовать потреблению (нагрузки). Почти все операции на теплоэнергетических установках механизированы, а переходные процессы в них развиваются сравнительно быстро. Этим объясняется высокое развитие автоматизации в тепловой энергетике.

Автоматизация параметров даёт значительные преимущества:

обеспечивает уменьшение численности рабочего персонала, т.е. повышение производительности труда;

приводит к изменению характера труда обслуживающего персонала;

увеличивает точность поддержания параметров вырабатываемого пара;

повышает безопасность труда и надёжность работы оборудования;

увеличивает экономичность работы парогенератора.

Автоматизация парогенераторов включает в себя автоматическое регулирование, дистанционное управление, технологическую защиту, технологический контроль, технологические блокировки и сигнализацию.

Автоматическое регулирование обеспечивает ход непрерывно протекающих процессов в парогенераторе (питание водой, горение, перегрев пара и др.)

Дистанционное управление позволяет дежурному персоналу пускать и останавливать парогенераторную установку, а так же переключать и регулировать её механизмы на расстоянии, с пульта, где сосредоточены устройства управления.

Теплотехнический контроль за работой парогенератора и оборудования осуществляется с помощью показывающих и самопишущих приборов, действующих автоматически. Приборы ведут непрерывный контроль процессов, протекающих в парогенераторной установки, или же подключаются к объекту измерения обслуживающим персоналом или информационно-вычислительной машиной. Приборы теплотехнического контроля размещаются на панелях, щитах управления по возможности удобно для наблюдения и обслуживания.

Технологические блокировки выполняют в заданной последовательности ряд операций при пусках и остановках механизмов парогенераторной установки, а так же в случаях срабатывания технологической защиты.

Блокировки исключают неправильные операции при обслуживании парогенераторной установки, обеспечивают отключение в необходимой последовательности оборудования при возникновении аварии.

Устройства технологической сигнализации информируют дежурный персонал о состоянии оборудования (в работе, остановлено и т.п.) предупреждают о приближении параметра к опасному значению, сообщают о возникновении аварийного состояния парогенератора и его оборудования. Применяется звуковая и световая сигнализации.

Эксплуатация котлов должна обеспечивать надёжную и безопасную выработку пара требуемых параметров и безопасные условия труда персонала. Для выполнения этих требований эксплуатации должна вестись в точном соответствии с законоположениями, правилами, нормами и руководящими указаниями, в частности, в соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации паровых котлов» Ростехнадзора, «Правилами технической безопасности электрических станций и сетей». «Правилами технической эксплуатации установок и тепловых сетей» и др.

На основании указанных материалов для каждой котельной установки должны быть составлены должностные технологические инструкции по обслуживанию оборудования, ремонту, технике безопасности, предупреждению и ликвидации аварий и т.п.

Должны быть составлены технические паспорта на оборудования, исполнительные, оперативные и технологические схемы трубопроводов разного назначения. Знание инструкций, режимных карт работы котла и указанных материалов является обязательным для персонала. Знания обслуживающего персонала должны систематически проверяться.

Эксплуатация котлов производится по производственным заданиям, составленным по планам и графикам выработки пара, расхода топлива, расхода электроэнергии на собственные нужды, обязательно ведётся оперативный журнал, в который заносятся распоряжения руководителя и записи дежурного персонала о работе оборудования, а так же ремонтную книгу, в которую записывают сведения о замеченных дефектах и мероприятиях по их устранению.

Должны вестись первичная отчётность, состоящая из суточных ведомостей по работе агрегатов и записей регистрирующих приборов и вторичная отчётность, включающая обобщённые данные по котлам за определённый период. Каждому котлу присваивается свой номер, все коммуникации окрашиваются в условный цвет, установленный ГОСТом.

Установка котлов в помещении должна соответствовать правилам Ростехнадзора. требования технике безопасности, санитарно-техническим нормам, требования пожарной безопасности.

.2 Требования по технике безопасности и противопожарной защиты на энергетических объектах

На энергетических предприятиях установлена и действует четкая система подготовки и обучения персонала безопасным методам труда, подготовки рабочих мест при выполнении ремонтных и эксплуатационных работ с целью исключения производственного травматизма. Положения этой системы нашли отражение в следующих действующих нормативных документах, знание и выполнение которых являются обязательными для всего персонала энергетических предприятий:

«Руководящие указания по организации работы с персоналом на энергетических предприятиях и в организациях»;

отраслевые правила техники безопасности для персонала;

производственные инструкции и инструкции по охране труда и технике безопасности для рабочих мест на предприятиях;

«Правила Ростехнадзора»;

«Правила безопасности в газовом хозяйстве» и т. д.

Руководствуясь этими нормативными документами, работу по охране труда и технике безопасности на электростанциях возглавляют директор и главный инженер, а организуют служба или инженер по технике безопасности, начальники цехов и их заместители, инженерно-технические работники и мастера цехов и участков.

Знание, грамотное и четкое выполнение правил и производственных инструкций должны обеспечить машинистам котлов, энергоблоков и другому эксплуатационному персоналу надежную и безаварийную эксплуатацию оборудования и безопасную работу.

Производственные инструкции для отдельных рабочих мест составляются на базе многолетнего положительного опыта, накопленного передовыми предприятиями отрасли.

Системой организации ремонтных работ на электростанциях предусмотрено, что все работы на действующем или остановленном в ремонт оборудовании, когда требуется выполнение отключений, переключений и других технических мероприятий по подготовке рабочих мест к ремонту, следует выполнять по наряду.

В наряде указываются необходимые меры безопасности и лица, ответственные за безопасность работы: выдающий наряд (начальник цеха или его заместитель), руководитель работ (мастер), производитель работ (бригадир), дежурный, подготавливающий рабочее место, допускающий к работам (начальник смены цеха) и члены бригады.

За правильность, полноту мер безопасности, указанных в наряде, и их полное выполнение при подготовке рабочих мест несет ответственность выдающий наряд, руководитель работ и дежурный. За соблюдение мер безопасности в процессе работы отвечают руководитель работ, производитель работ и члены бригады.

В наряд вносится также перечень работ, время их начала и окончания. После окончания работ рабочее место убирается, производитель работ сдает наряд дежурному и наряд закрывается. Только после закрытия наряда дежурный персонал имеет право делать переключения и вводить оборудование в работу. Наряд оформляется в двух экземплярах: один экземпляр наряда постоянно до закрытия хранится у дежурного, второй - у производителя работ.

При проведении капитальных и средних ремонтов оборудования и замене крупных узлов (пароперегревателей, водяных экономайзеров, воздухоподогревателей, газоходов и др.) должен быть разработан проект организации работ (ПОР), обязательным разделом которого является

раздел по технике безопасности. В проекте указываются правила применения грузоподъемных механизмов, порядок страховки и транспортировки грузов, последовательность монтажа дополнительных временных площадок и ограждений проемов, меры безопасности при проведении совмещенных работ. Проект организации работ рассматривается и утверждается главными инженерами электростанции и ремонтного предприятия.

Обязательными для всего персонала электростанций являются действующие отраслевые «Правила техники безопасности при эксплуатации теплотехнического оборудования электростанций и тепловых сетей», знание которых проверяется у рабочего и дежурного персонала ежегодно. В этих правилах отражены требования к оборудованию, к территории предприятий, изложены правила безопасности труда при выполнении встречающихся видов работ, учтены требования Госгортехнадзора, санитарных норм и других руководящих материалов.

Помещения котельных и турбинных цехов электростанций по опасности поражения людей электрическим током относятся к помещениям с повышенной опасностью. Все электродвигатели, электрические сборки, щиты, оболочки кабелей должны иметь надежные заземления, присоединенные к стационарному контуру заземления. При производстве ремонтных работ на вращающихся механизмах (насосах, мельницах и т. д.) питающие кабели должны быть отсоединены и на них наложено переносное заземление.

Если кабели от электродвигателей не отключаются, переносные заземления накладываются в сборках на масляных выключателях, рубильниках, автоматах и принимаются другие меры, препятствующие ошибочному включению отключающегося устройства (запирание рукояток на замок, установка изолирующих прокладок, вывешивание запрещающих плакатов и т.д.).

Стационарное освещение помещений и площадок обслуживания котлов выполняется напряжением 220В закрытыми светильниками на высоте, недоступной для персонала. Переносное освещение при производстве ремонтных работ допускается только на напряжение 12В.

Производственный персонал электростанций должен быть практически обучен приемам освобождения человека, попавшего под напряжение, от действия электрического тока и оказания ему доврачебной помощи. Если пострадавший не дышит или дышит слабо, редко, судорожно, необходимо делать искусственное дыхание. Самым эффективным считается способ искусственного дыхания с одновременным наружным массажем сердца, изучаемый на специальных манекенах.

Характерными травмами в котельных являются ожоги горячей водой, паром, горячей пылью, падение людей с высоты, различные ушибы.

Причинами травматизма являются преимущественно нарушения правил безопасности: люди падают с высоты при неогороженных проемах, пользуясь случайными подставками, вставая на перила и ограждения и т. д. На людей падают предметы и инструмент, брошенные без надзора на площадках или недостаточно закрепленные, неправильно застропленные, уложенные на случайные подставки. Причинами ожогов могут быть плохо опорожненные от горячей воды и пара участки трубопроводов и сосудов, незалитая тлеющая пыль, случайные выбросы воды, пара, пыли.

На каждом предприятии должен быть оперативный план пожаротушения, один экземпляр которого передается в закрепленную пожарную часть для руководства при возможных пожарах и отработки взаимодействия с персоналом электростанции при проведении совместных учений.

За электростанциями закрепляются группы инженеров по пожарной профилактике из состава военизированных или профессиональных пожарных частей, которые осуществляют постоянный надзор за ведением огневых работ в цехах электростанции в соответствии с инструкцией. В этой инструкции излагаются требования ведения электросварочных, газосварочных, газорезных, паяльных и других огневых работ с применением открытого огня в производственных, складских и других помещениях электростанций и на территории объекта. В ней также определяются: постоянные места для проведения огневых работ и их оборудование, порядок проведения временных огневых работ при ремонтах оборудования и организация надзора за их ведением, технические и организационные мероприятия, обеспечивающие пожарную безопасность на объекте, порядок контроля огневых работ органами пожарной охраны объекта, ответственность персонала за нарушение правил пожарной безопасности.

6. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

.1 Предпринимательство в сфере ЖКХ

котельная тепловой теплонабжение

Реформа жилищно-коммунального хозяйства идет в России уже 15-й год, однако что она собой представляет, жители страны, по сути, не знают. Подавляющее большинство россиян ассоциируют реформу ЖКХ с постоянным повышением тарифов на коммунальные услуги и постепенным переходом на их 100-процентную оплату.

Между тем эта реформа была задумана с целью привлечения значительных средств на реконструкцию основных жилищно-коммунальных фондов, изношенность которых составляет свыше 60 %. В качестве основных задач реформирования правительством обозначены демонополизация коммунального сектора и привлечение на рынок частных компаний, которые должны будут составить конкуренцию государственным ДЕЗам и ЖЭКам. Среди других задач - стимулирование владельцев квартир к созданию товариществ собственников жилья (ТСЖ), передача управления зданиями на конкурсной основе управляющим компаниям, совершенствование тарифного регулирования, повышение эффективности расходования средств бюджета, выделяемых на нужды ЖКХ.

Запланировано, что к 2010 г. большая часть жилого фонда должна быть приватизирована, а в качестве структур ЖКХ должны остаться только ТСЖ и выбранные на конкурсе управляющие компании.

Основными целями реформирования ЖКХ являются:

обеспечение условий проживания, отвечающих стандартам качества;

снижение издержек производителей услуг и, соответственно, тарифов при поддержании стандартов качества предоставляемых услуг;

смягчение для населения процесса реформирования системы оплаты жилья и коммунальных услуг при переходе отрасли на режим безубыточного функционирования.

Но и сегодня, состояние жилищного фонда и всей коммунальной инфраструктуры Российской Федерации по-прежнему остается неудовлетворительным. В сфере ЖКХ сложилась следующая ситуация:

велик (70-75 %) износ основных фондов;

около 5 % жилых домов и зданий инфраструктуры подлежат сносу;

медленно идет процесс коммерциализации;

финансовое состояние предприятий и организаций ЖКХ не соответствует требованиям рыночной экономики;

у организаций ЖКХ имеется большая кредиторская и дебиторская задолженность;

велика доля бюджетного финансирования при недостаточности доли населения - реального потребителя коммунальных услуг;

частные инвесторы не спешат взять на себя функции управления производством коммунальных услуг из-за убыточности большинства предприятий и организаций и неопределенности с источниками их финансирования.

Основными источниками финансирования организаций ЖКК России являются:

платежи коммерческих предприятий, пользующихся услугами ЖКХ;

платежи бюджетных организаций - потребителей коммунальных услуг;

платежи граждан - потребителей коммунальных услуг;

дотации федерального бюджета;

дотации региональных бюджетов.

До реформы платежи населения на содержание ЖКХ составляли 4 %, платежи предприятий и организаций - 20 %, остальными финансовыми источниками предприятий жилищно-коммунального комплекса были бюджетные, т.е. государственные, финансы. Таким образом, за потребляемые населением жилищно-коммунальные услуги расплачивалось государство. За период реформы ЖКХ структура источников финансирования предприятий отрасли изменилась, в конце 2006 г. платежи населения в составе финансов ЖКХ составили 80 %. Однако проблемы оптимизации состава и структуры финансов ЖКХ пока не решены, а реформирование финансовых взаимоотношений в отрасли должно быть продолжено.

Предприятия ЖКХ по-прежнему остаются одним из крупнейших бюджетополучателей. Во многих городах и муниципальных образованиях эти расходы составляют до 40 % от бюджетов.

Преобразования жилищно-коммунальной отрасли - важнейшая составляющая всего комплекса проводимых государственных реформ. Трудно назвать еще одну отрасль, где так тесно переплелись финансовые, технические, социальные, политические аспекты, непосредственно затрагивающие интересы каждого жителя.

Анализ актуальности широкого круга вопросов реформирования ЖКХ, таких как состояние жилищного фонда, обновление производственно-технической базы предприятий коммунального хозяйства, экономия теплоэнергоресурсов, обеспечение должного уровня качества жилищно-коммунальных услуг и приемлемых расценок на них в соответствии с уровнем доходов населения, свидетельствует о том, что все они являются первоочередными и требуют комплексного подхода к своему решению.

Первоначальная цена к окончанию строительства будет несколько выше в связи с инфляцией. Возможны несколько вариантов формирования цены:

а) контрактная цена окончательная:

Цб-Цин = Цк (75)

где - Цб - базисная цена работ (объекта);

Цин - увеличение цены за счет инфляции;

Цк - цена контракта.

В этом случае имеет место выигрыша или проигрыша в зависимости от экономических условий периода осуществления строительства. При идеальных условиях стороны не несут никакого ущерба.

б) цена контракта скользящая:

Цб+Цу = Цк (76)

где Цк - прирост цены в конкретном временном интервале с учетом инфляции.

В этом случае расчет будет производиться по текущему уровню цен. Формирование контрактной цены, как правило, осуществляется на основе данных о рыночной цене строительной продукции по договоренности между заказчиком и подрядчиком. При этом рыночная цена представляет собой среднюю стоимость строительства (реконструкции, ремонта) зданий и сооружений в конкретный период строительства на определенном рынке.

По условиям формирования рыночные цены подразделяются на следующие виды:

в условиях свободной конкуренции - свободная рыночная цена;

в условиях монопольного положения субъекта инвестиционной деятельности монопольная рыночная цена (высокая или низкая);

в условиях сознательного занижения в сравнении с рыночным уровнем цен демпинговая цена;

в условиях государственного регулирования цен - регулируемые (твердо установленной величины) - фиксированные; ограниченные пределами (верхним или нижним) - предельные.

Кроме того, при формировании цены следует учитывать предусмотренные авансовые платежи в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации «Об авансировании работ на объектах строительства для Федеральных государственных нужд» от 22.06.1994г. № 745.

Сметная стоимость, определяемая по локальной смете, складывается из прямых затрат, накладных расходов и сметной прибыли

Ссмр = ПЗ+НР+СП. (77)

Прямые затраты определяются по сметно-нормативным сборникам ТЕР-2001. ФЕР-2001 и ГЭСН-2001 в ценах 2000г., а затем индексируются в современные цены. Подсчитывается трудоемкость.

Прямые затраты складываются из стоимости строительных материалов, изделий и конструкций (М), заработной платы основных рабочих (30С1|). затрат на эксплуатацию строительных машин и механизмов (Эмм)

ПЗ = М + 3осн + Эмм (78)

Накладные расходы и плановые накопления определяются в процентах от заработной платы рабочих-строителей и машинистов по МДС 81-4.99 и МДС 81-25.2001 соответственно.

Определение потребности в кадрах ведется раздельно по всем группам персонала. При планировании численности рабочих формируется списочный и явочный составы.

Определяем рабочее время, характеризующее количество дней и часов, которые может отработать один рабочий в плановом периоде, по формуле

Ткал - Тпразд - Твых - Н (79)

Ткал - количество дней;

Тпраздн - количество праздничных дней;

Твых - количество выходных дней;

Н - дни невыхода на работу.

Работу будем производить в марте и апреле месяцах, тогда

(31+30)-0-8-0=53 дня.

Рассчитываем численность рабочих, чел/час, по формуле

где Тр - трудоемкость, чел/час;б - расчетное количество рабочих дней.= = 4.76 ≈ 5 чел.

Рассчитываем выработку на одного рабочего, руб.. по формуле

где Ссмр - Стоимость строительно-монтажных работ.

В = = 13 54969.45 руб.

Рассчитываем среднемесячную заработную плату, руб.. по формуле

ЗПср =, (82)

где ФОТ - фонд оплаты труда; - количество рабочих.

ЗПср = = 37038,94руб

Рассчитываем удельный вес заработной платы в стоимость выполненных работ. %. по формуле:

Рассчитываем фонд мастера, руб., по формуле

ФЗЛмаст=ФОТ0,03. (83)

Ф ЗПмаст = 185194.68- 0,03 =5555.84 руб.

6.2 Порядок определения стоимости работ

Для определения сметной стоимости строительства зданий и сооружений или их очередей составляется сметная документация, состоящая из локальных смет, локальных сметных расчетов,

объектных смет, объектных сметных расчетов, сметных расчетов на отдельные виды затрат, сводных сметных расчетов стоимости строительства, сводок затрат и др.

Сметная документация составляется в установленном порядке независимо от метода осуществления строительства - подрядным или хозяйственным способом.

Локальные сметы являются первичными сметными документами и составляются на отдельные виды работ и затрат по зданиям и сооружениям или по общеплощадочным работам на основе объемов, определившихся при разработке рабочей документации (РД). рабочих чертежей.

Локальные сметные расчеты составляются в случаях, когда объемы работ и размеры затрат окончательно не определены и подлежат уточнению на основании РД. или в случаях, когда объемы работ, характер и методы их выполнения не могут быть достаточно точно определены при проектировании и уточняются в процессе строительства.

Объектные сметы объединяют в своем составе на объект в целом данные из локальных смет и являются сметными документами, на основе которых формируются договорные цены на объекты.

Объектные сметные расчеты объединяют в своем составе на объект в целом данные из локальных сметных расчетов и локальных смет и подлежат уточнению, как правило, на основе РД.

Сметные расчеты на отдельные виды затрат составляются в тех случаях, когда требуется определить, как правило, в целом по стройке размер (лимит) средств, необходимых для возмещения тех затрат, которые не учтены сметными нормативами (например: компенсации в связи с изъятием земель под застройку; расходы, связанные с применением льгот и доплат, установленных правительственными решениями, и т. п.).

Сводные сметные расчеты стоимости строительства предприятий, зданий и сооружений (или их очередей) составляются на основе объектных сметных расчетов, объектных смет и сметных расчетов на отдельные виды затрат.

Сводка затрат - это сметный документ, определяющий стоимость строительства предприятий, зданий, сооружений или их очередей в случаях, когда наряду с объектами производственного назначения составляется проектно-сметная документация на объекты жилищно-гражданского и другого назначения.

Одновременно со сметной документацией по желанию пользователя в составе проекта и РД могут разрабатываться ведомость сметной стоимости строительства объектов, входящих в пусковой комплекс, и ведомость сметной стоимости объектов и работ по охране окружающей среды.

Ведомость сметной стоимости объектов, входящих в пусковой комплекс, составляется в том случае, когда строительство и ввод в эксплуатацию предприятия, здания и сооружения предусматривается осуществлять отдельными пусковыми комплексами. Эта ведомость включает в себя сметную стоимость входящих в состав пускового комплекса объектов, а также общеплощадочных работ и затрат.

Ведомость сметной стоимости объектов и работ по охране окружающей природной среды составляется в том случае, когда при строительстве предприятия, здания и сооружения предусматривается осуществлять мероприятия по охране окружающей природной среды. В ведомость включается только сметная стоимость объектов и работ, непосредственно относящихся к природоохранным мероприятиям.

6.3 Составление сметы затрат на производство работ

Сметная стоимость строительства - это сумма денежных средств, необходимых для его осуществления в соответствии с проектными данными.

Сметная стоимость является основой для определения капиталовложений, финансирования строительства, формирования свободной (договорной) цены на строительную продукцию.

Сметная стоимость строительства в соответствии с технологической структурой капиталовложений определяется последующим элементам:

строительные работы (общестроительные, санитарно-технические, специальные);

монтажные работы (электротехнические, установка и монтаж оборудования):

затраты на оборудование, мебель, инвентарь;

прочие затраты (проектно-сметная документация, содержание технологического надзора)

6.4 Определение экономической эффективности

Расчёт экономической эффективности от сокращения сроков монтажа определяется по формуле:

Эпр=Кп НР (1-Тфакт/Тпл), (84)

где Эпр - экономия условно - постоянной накладных расходов при сокращении продолжительности строительства;

Кп- коэффициент учитывающий удельный вес условно постоянной части накладных расходов принимаем 0.5;- накладные расходы;

Тфакт - фактическая продолжительность строительного участка;

Тпл - плановая продолжительность строительного участка.

Эпр = 0,5 218529,72 (1-53/61);

Э =14329,82 руб.

Вывод: Расчет показал, что резерв эффективности по снижению накладных расходов будет равен 13915,04 рублей.

6.5 Технико-экономические показатели

Таблица 14 - Технико-экономические показатели строительного участка

ПоказательЕдиница измеренияКоличество1231 Объем работ, выполненных собственными силамируб6774847.262 Численность рабочихчел53 Выработка одного рабочегоруб1354969.454 Фонд заработной платы рабочихруб185194.68Продолжение таблицы 181235 Удельный вес заработной платы%2.736 Себестоимость работруб6654470.727 Среднемесячная заработная платаруб37038.947. СТАНДАРТИЗАЦИЯ И МЕТРОЛОГИЯ

Основным принципом стандартизации проектной документации является разработка, и внедрение единых правил комплектования, и оформление проектной документации.

Одна из задач - использование установленных единых терминов и обозначений в области проектирования и строительства.

В проекте используются следующие государственные стандарты по основным правилам оформления проектной документации:

ГОСТ 21.105-95ГОСТ21.101 -93

ГОСТ 2.301-68*ГОСТ 2.302-68

ГОСТ 21.101 -97ГОСТ 2.303-68

ГОСТ 21.206-93ГОСТ 2.304-81

ГОСТ 21.110-95ГОСТ 2.307-68

ГОСТ 25365 - 82

Все системы жилых и общественных зданий нуждаются в постоянном контроле, но различным качественным и количественным показателям.

С этой целью устанавливаются контрольно-измерительные приборы: манометры, термометры, электронный регулятор температуры для автоматического поддержания заданной температуры воды, а также программного снижения температуры.

Контрольно-измерительные приборы требуют метрологической проверки, то есть установления, правильного ведения измерения в соответствии со стандартными. Проверка выполняется в государственных или ведомственных организациях метрологической службы.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.СНиП 2.07.01 - 89 Градостроительство. Планировка и застройка городских и сельских поселений. - М: ГП ЦПП. 1994.

2.СНиП 23-01-99. Строительная климатология. - М: Госстрой РФ. 1999.

.СНиП 41-02-2003. Тепловые сети. - М: Госстрой РФ. 2003.

.СНиП 41-03-2003. Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов. - М: Госстрой РФ. 2003.

.СНиП 1 1-35-76. Котельные установки. - М.: Стройиздат. 1977.

.Водяные тепловые сети: Справочное пособие по проектированию. Н.В. Беляйкина. Под ред. Н.К. Громова, Е.П. Шубина. 1988.

.Наладка и эксплуатация водяных тепловых сетей: Справочник. В.Н. Манюк. М.: Стройиздат. 1988.

.Руководство по проектированию тепловых пунктов. - М: Стройиздат. 1983. 72 с.

.Зингер Н.М. Гидравлические и тепловые режимы теплофикационных сетей. М: Энергоатомиздат. 1986.

.Теплоснабжение: Учебное пособие для студентов ВУЗов. В.Е. Козин. - М: Высшая школа, 1980.

.Турчак Л.И. Основы численных методов. М.: Наука, 1987.

.Справочник строителя тепловых сетей. Под ред. СЕ. Захаренко. - М: Энергоатомиздат, 1984.

.Шумов В.В. Компенсаторы для трубопроводов тепловых сетей. - Л: Энергоатомиздат. Ленинградское отделение, 1990.

.Эстеркин Р.И. Котельные установки. Курсовое и дипломное проектирование: Учебное пособие для техникумов. - Л.: Энергоатомиздат. 1989.

Введение

Стратегическим направлением развития теплоснабжения в Республике Беларусь должно стать: увеличение доли комбинированной выработки тепла и электроэнергии на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ), как наиболее эффективного способа использования топлива; создание условий, когда потребитель тепла будет иметь возможность самостоятельно определять и устанавливать величину его потребления.

Для реализации этого направления в первую очередь необходимо определить место теплофикации в общей структуре энергетики республики. Большинство руководителей областных энергосистем, сталкиваясь с проблемами, связанными с теплоснабжением готовы избавиться от тепловых сетей, которые являются неотъемлемой частью системы теплоснабжения. Тепловые сети – это средство производства, без которого продукт называемый: «тепловой энергией» не является таковым. Тепловая энергия, как и электрическая, приобретает свойства товара в момент её потребления.

Разделение электроэнергетики по видам деятельности только на генерацию; передачу; сбыт и распределение электроэнергии, как это было предложено в первой редакции «Проекта реформирования электроэнергетического комплекса Республики Беларусь» без учёта имеющейся в республике теплоэнергетики стратегически неоправданно по следующим причинам:

Себестоимость электроэнергии на конденсационных электростанциях (КЭС) и теплоэлектроцентралях (ТЭЦ) значительно отличаются ввиду более эффективной работы последних за счёт комбинированной выработки электроэнергии на тепловом потреблении. В связи с этим создание электрогенерирующей компании на основе только КЭС не позволит создать условия для конкуренции. ТЭЦ по отношению к КЭС вне конкуренции. Создание электрогенерирующей компании смешанного типа, включающей в себя и КЭС и крупные ТЭЦ – не изменяет по сути теперешнего состояния. Произойдёт лишь формальное переподчинение электростанций.

В республике более половины установленной мощности электрогенерирующих мощностей находятся в составе ТЭЦ. Две трети тепловой мощности сосредоточено также на ТЭЦ, которая в настоящее время во многих случаях оказалась невостребованной. При этом в регионе обслуживания теплом от ТЭЦ продолжают работать котельные.

Отделение ТЭЦ от систем распределения тепловой энергии приведёт к постепенному отказу от их использования в качестве основного теплоисточника, что приведёт к утере основного принципа теплофикации – комбинированной выработки тепла и электроэнергии.

Кроме того, отделение ТЭЦ от единственного средства продажи своей продукции – тепловых сетей приведёт к ещё менее качественному уровню эксплуатации их, а в условиях, когда ТЭЦ, тепловые сети, потребительские системы работают в единой технологической схеме, последует ухудшение качества сетевой воды и её перерасход. Это в свою очередь повлечёт ухудшение условий эксплуатации ТЭЦ и дополнительным потерям.

В связи с этим, предлагается создание в республике двух электрогенерирующих компаний, отличающихся друг от друга составом электрогенерирующих мощностей – «Генерация» (в составе только КЭС) и «Теплоэнергетика» (в составе ТЭЦ, тепловые сети и котельные). При этом появляются два производителя электроэнергии, каждый из которых будут иметь свою «экономику», свои принципы и требования диспетчерского управления, свою себестоимость и состав продукции, свою роль в решении задач обеспечения потребителей электроэнергией и теплом.

До тех пор, пока будет искусственное деление систем теплоснабжения на «большую» и «малую» (или коммунальную) энергетику, пока тепловая энергия будет рассматриваться как побочный продукт, пока не будет единого органа государственного управления отвечающего за эффективную работу систем централизованного теплоснабжения невозможно организовать эффективное управление этим важным сектором экономики. Не имея эффективного управления, невозможно обеспечить эффективную его работу.

Итак, централизованное теплоснабжение как система состоит из неразрывно связанных друг с другом элементов:

Источников тепловой энергии;

Тепловых сетей;

Центральных тепловых пунктов (ЦТП);

Абонентских тепловых пунктов (АТП);

Потребительских систем.

Существующая в республике система централизованного теплоснабжения является в основном «зависимой». Т.е. вода – теплоноситель, которая передаёт потребителю тепловую энергию, полученную при сжигании топлива на теплоисточнике, циркулирует в едином контуре технологической цепочки теплоисточник – тепловая сеть – тепловой пункт – потребитель – теплоисточник. Эта система характеризуется рядом существенных недостатков влияющих на эффективность и надёжность её работы. А именно:

Неплотности в теплообменном оборудовании центральных тепловых пунктов (ЦТП), предназначенных для подогрева воды горячего водоснабжения, приводят к утечкам теплоносителя, попаданию сырой, с большим солесодержанием воды в теплоноситель и, как следствие, отложение накипи в котлах и на теплообменном оборудовании теплоисточника, в результате – происходит ухудшение теплообмена.

Техническая сложность, а в основном невозможность работы нескольких источников тепла параллельно на единую сеть.

Сложность локализации аварийных ситуаций – когда порыв трубопровода теплосети у какого–либо потребителя может привести к останову теплоисточника и прекращению теплоснабжения всех потребителей тепла от него.

Прежде чем пытаться создать рыночные отношения в теплофикации необходимо сначала привести технологическую составляющую системы теплоснабжения к эффективно работающей. Потребуется вложение значительных средств. Как можно финансировать работы по модернизации элементов системы теплоснабжения не имея их у себя на балансе? При нынешнем состоянии тепловых сетей и тепловых пунктов нет способа создать побудительный мотив для их владельцев вложить средства в модернизацию. Поэтому логично было бы теплоснабжающей организации взять на себя решение этой проблемы.

Учитывая традиционно сложившуюся в республике систему присоединения потребителей тепла по «зависимой» схеме подключения к тепловым сетям и недостатки характерные для неё, необходимо принять решение о передаче на баланс всех элементов технологической схемы теплоснабжения одному владельцу – владельцу теплоисточника. Это позволит предусмотреть в тарифах на тепловую энергию затраты на эксплуатацию и развитие системы теплоснабжения в целом и будет способствовать эффективному и надёжному её функционированию. Это даст возможность организовать эффективное управление этой системой.

В западных странах применена в основном «независимая» (многоконтурная) система теплоснабжения – когда теплоноситель циркулирует между теплоисточником и теплообменным пунктом, в котором тепло передаётся через теплообменные аппараты теплоносителю, циркулирующему по другому контуру распределительной сети. Из контура распределительной сети в другом теплообменном пункте тепло передаётся следующему независимому контуру.

Создание независимых по теплоносителю схем позволит обеспечить:

Качественную наладку и автоматическое регулирование гидравлических характеристик теплосети;

Работу нескольких теплоисточников на единую тепловую сеть;

Саморегулирование потребления тепла на абонентских пунктах;

Переход от качественного к количественному регулированию потребления тепла;

Сокращение утечек теплоносителя и повышение его качества;

Сокращение тепловых потерь;

Повышение надёжности теплоснабжения.

Поэтому необходимо пройти три этапа совершенствования систем централизованного теплоснабжения.

Первый этап, характеризуется жёстким государственным регулированием взаимоотношений в области теплоснабжения и должен предусматривать:

Передачу функций управления теплоснабжением в республике одному государственному органу управления.

Разработку и реализацию организационных, экономических, нормативных и технических мероприятий направленных на создание структуры управления теплоснабжением и обеспечивающих надёжное и эффективное его функционирование.

Выполнение технико–экономических расчётов для определения перспективных тепловых нагрузок по регионам республики и оценка финансовых потребностей для организации их обеспечения.

Второй этап, характеризуется значительными финансовыми затратами, государственным контролем за ходом развития теплоснабжения и должен предусматривать:

Планомерное создание теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) новых и на основе действующих котельных в соответствии с разработанными схемами теплоснабжения населённых пунктов.

Планомерный вывод из эксплуатации неэффективных котельных с переключением тепловых нагрузок на вновь создаваемые и действующие ТЭЦ.

Планомерная реконструкция схем тепловых сетей и тепловых пунктов с целью разделения контуров циркуляции теплоносителя и улучшения гидравлических характеристик систем теплоснабжения.

Третий этап, характеризуется либерализацией отношений в области теплоснабжения, завершением создания экономических условий для саморазвития систем теплоснабжения, их реструктуризации и создания рыночных условий их функционирования.

Таким образом, необходимо сначала создать в республике единую, организованную, надёжную и эффективно работающую структуру теплоснабжения, обеспечив её функционирование соответствующей нормативно-правовой базой, провести её техническую модернизацию и создать, таким образом, предпосылки для её саморазвития в условиях рыночных отношений.

Предлагаются следующие основные принципы развития централизованного теплоснабжения республики:

Развитие источников тепловой энергии должно осуществляться на основе теплоэлектроцентралей, как существующих, так и вновь создаваемых, в том числе на основе действующих котельных.

Условием эффективной и надёжной работы систем теплоснабжения является обеспечение неизменности и постоянства температурного графика работы теплосети, характеристика которого должна быть обоснована для каждого города. Изменение характеристик температурного графика возможно только при значительном изменении системы теплоснабжения. Допускается изменение характеристик температурного графика в случае ограничения поставок топлива в республику, на период этого ограничения.

Развитие систем теплоснабжения городов должно осуществляться на основе схем теплоснабжения, которые необходимо разрабатывать и своевременно корректировать для всех населённых пунктов, имеющих системы централизованного теплоснабжения.

При разработке схем теплоснабжения не предусматривать строительство новых и расширение действующих котельных, использующих в качестве топлива природный газ, топочный мазут или уголь. Покрытие дефицита тепловой энергии осуществлять на основе: развития ТЭЦ; котельных, работающих на местных видах топлива или отходах производства; установок по использованию вторичных энергоресурсов.

При выборе мощности крупных и малых ТЭЦ определять оптимальное её соотношение тепловой и электрической составляющих с целью максимального использования оборудования, работающего по теплофикационному циклу, с учётом его неравномерности в отопительный и межотопительный период.

По мере сокращения потерь теплоносителя планомерно улучшать качество сетевой воды, используя современные методы её подготовки.

На каждом теплоисточнике предусматривать систему аккумулирования тепла для возможности сглаживания неравномерности его потребления в течение суток.

При новом строительстве, реконструкции и капитальном ремонте тепловых сетей применять предварительно теплогидроизолированные пенополиуретаном и защитной полиэтиленовой оболочкой трубопроводные системы для безканальной прокладки (ПИ трубы). Расчёты показывают, что теплотрасса, работающая в сухом, ни разу не залитом водой канале имеет потери тепла не выше чем предизолированная. Находясь в сухом канале, она не повреждена наружной коррозией и если нет внутренней коррозии, она может проработать ещё 50 лет. Вне зависимости от возраста теплосети необходимо менять на предизолированные только те участки, которые подвержены воздействию коррозии. Кроме того, можно принять за правило тот факт, что повреждённые наружной коррозией тепловые сети имеют наибольшие потери тепла, так как теплоизоляция их увлажнена или нарушена. Меняя их на новые, предизолированные мы решаем две проблемы: надёжности и эффективности работы тепловых сетей.

При новом строительстве, реконструкции и капитальном ремонте тепловых сетей применять сильфонные компенсаторы и шаровую запорную арматуру. Разработать программы замены на действующих тепловых сетях сальниковых компенсаторов сильфонными, традиционной запорной арматуры на шаровую.

Предусматривать в тарифах на тепловую энергию затраты на компенсацию фактических тепловых потерь, разработав при этом программу по их снижению с соответствующей ежегодной корректировкой тарифов. Тепловые потери в теплосетях вызваны плохой теплоизоляцией трубопроводов и утечками теплоносителя. Необходимо определить и признать истинные потери тепла в тепловых сетях. Отказ от учета в тарифах фактических потерь не приводит к тому, что они становятся меньше, и даже наоборот приводят к их увеличению из-за недофинансирования ремонтных работ. При этом надо иметь ввиду, что уровень тепловых потерь в магистральных и распределительных сетях существенно различны. Техническое состояние магистральных сетей, как правило, значительно лучше. Кроме того, суммарная поверхность магистральных сетей, через которую теряется тепловая энергия, значительно меньше поверхности намного более разветвлённых и протяжённых распределительных сетей. Поэтому на магистральные сети приходится в несколько раз меньшая доля тепловых потерь по сравнению с распределительными.

При разработке схем теплоснабжения предусматривать теплообменные пункты для разделения контуров циркуляции источников тепла, магистральной и распределительной сети, потребителей. В настоящее время источники тепла работают на собственную распределительную тепловую сеть. Как правило, имеются места соединения тепловых сетей, работающих от различных источников тепла. Однако работать параллельно на объединённую тепловую сеть они не могут по условиям несогласованности гидравлических характеристик. Сейчас имеется возможность создания мощных (15, 20 МВт и более) теплообменных пунктов на основе пластинчатых или спиралетрубных теплообменных аппаратов, которые характеризуются малыми габаритами, небольшой металлоёмкостью при высокой эффективности работы.

Подключение к тепловой сети новых потребителей осуществлять через индивидуальные тепловые пункты (ИТП) по «независимой» схеме, оборудованные средствами автоматического регулирования потребления тепла и его учетом.

Отказаться при новом строительстве от применения центральных тепловых пунктов (ЦТП). Планомерно, при необходимости капитального ремонта ЦТП или квартальных сетей ликвидировать их, установив у потребителей индивидуальные тепловые пункты.

Для реализации стратегического направления развития необходимо:

Разработать «Концепцию развития централизованного теплоснабжения Республики Беларусь на период до 2015 года», которая обозначила бы конкретные цели развития, способы их достижения и являлась бы моделью системы управления теплоснабжением.

Основной задачей концепции теплоснабжения должна быть разработка алгоритмов обеспечения работы систем теплоснабжения республики в условиях рыночной экономики.

1 Исходные данные

Для заданного города принимают климатологические данные в соответствии с источником или по приложению 1. Данные сводят в таблицу 1.

Таблица 1 -Климатологические данные

2 Описание системы теплоснабжения и основные проектные решения

По заданию необходимо разработать систему теплоснабжения для жилого района г.Верхнедвинска. Жилой район состоит из школы, двух 5-ти этажных жилых дома, 3-ех этажного жилого дома и общежития. Потребителями теплоты в жилых домах являются системы отопления и горячего водоснабжения, для общежития системы отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. По заданию система теплоснабжения закрытая, двухтрубная. В закрытой системе теплоснабжения вода из тепловой сети является теплоносителем для подогрева холодной водопроводной воды в подогревателях поверхностного типа для нужд горячего водоснабжения. Так как система двухтрубная, то в тепловом пункте каждого здания устанавливаем водоводяной секционный подогреватель. Марка подогревателя и количество секций для каждого здания определяется расчетом. В курсовом проекте приведен расчет основного оборудования теплового пункта №3.

Тепловой пункт представляют собой узел подключения потребителя тепловой энергии к тепловым сетям и предназначены для подготовки теплоносителя, регулирования его параметров перед подачей в местную систему, а также для учета потребления тепла. От слаженной работы теплового пункта зависит нормальное функционирование и технико-экономические показатели всей системы централизованного теплоснабжения.

Из-за неправильной наладки и работы теплового пункта возможно нарушение подачи тепла и даже ее прекращение, особенно к концевым потребителям. Он устраивается в подвале здания или в помещении первого этажа.

В связи с этим выбор схемы и оборудования тепловых пунктов в зависимости от вида, параметров теплоносителя и назначения местных установок является важнейшим этапом проектирования.

Эффективность водяных систем теплоснабжения во многом определяется схемой присоединения абонентского ввода, который является связующим звеном между наружными тепловыми сетями и местными потребителями тепла.

В зависимых схемах присоединения теплоноситель в отопительные приборы поступает непосредственно из тепловых сетей. Таким образом, один и тот же теплоноситель циркулирует как в тепловой сети, так и в отопительной системе. Вследствие этого давление в местных системах отопления определяется режимом давлений в наружных тепловых сетях.

Система отопления присоединяется к тепловой сети зависимо. При зависимой схеме присоединения вода из тепловой сети поступает в отопительные приборы.

По заданию параметры теплоносителя в тепловой сети 150-70 °С. В соответствии с санитарными нормами максимальная температура теплоносителя в системах отопления жилых зданий не должна превышать 95°С. Для снижения температуры воды, поступающей в систему отопления, устанавливается элеватор.

Элеватор работает следующим образом: перегретая сетевая вода из подающего теплопровода поступает в конусное съёмное сопло, где скорость её резко возрастает. Из обратного теплопровода, часть охлажденной воды по перемычке за счёт возросшей скорости перегретой воды на выходе из сопла подсасывается во внутреннюю полость элеватора. При этом происходит смешение перегретой и охлажденной воды, поступающей из системы отопления. Для защиты конуса элеватора от загрязнения взвешенными веществами перед элеватором устанавливается грязевик. На обратном трубопроводе после системы топления также устанавливается грязевик.

Для городов и населенных пунктов по архитектурным соображениям рекомендуется применять подземную прокладку теплопроводов, независимо от качества грунта, загруженности подземных коммуникаций и стесненности проездов.

Наружные тепловые сети проложены подземно в каналах. Каналы лоткового типа марки КЛ. Проектируемые тепловые сети присоединены к существующим сетям в СУТ (существующем узле трубопровода). Также запроектировано две дополнительных тепловых камеры, в которых устанавливаются запорная арматура, воздушники, и спускные устройства. Для компенсации тепловых удлинений на участках устанавливаются компенсаторы. Так как диаметры трубопроводов небольшие, то применены П-образные компенсаторы. Для компенсации тепловых удлинений используются также естественные повороты трассы - участки самокомпенсации. Для разделения тепловой сети на отдельные участки, независимые друг от друга в температурных деформациях, на трассе устанавливаются железобетонные щитовые неподвижные опоры.

Экономическая эффективность систем централизованного теплоснабжения при современных масштабах теплового потребления в значительной мере зависит от тепловой изоляции оборудования и трубопроводов. Тепловая изоляция служит для уменьшения тепловых потерь и обеспечения допустимой температуры изолируемой поверхности.

Тепловая изоляция трубопроводов и оборудования тепловых сетей применяется при всех способах прокладки независимо от температуры теплоносителя. Теплоизоляционные материалы непосредственно контактируют с внешней средой, для которой свойственны непрерывные колебания температуры, влажности и давления. В крайне неблагоприятных условиях находится теплоизоляция подземных и особенно бесканальных теплопроводов. Ввиду этого теплоизоляционные материалы и конструкции должны удовлетворять ряду требований. Соображения экономичности и долговечности требуют, чтобы выбор теплоизоляционных материалов и конструкций производился с учетом способов прокладки и условий эксплуатации, определяемых внешней нагрузкой на теплоизоляцию, уровнем грунтовых вод, температурой теплоносителя, гидравлическим режимом работы тепловой сети и др.

3 Определение тепловых нагрузок потребителей теплоты

В зависимости от объема и назначения зданий определяют их удельные отопительные и вентиляционные характеристики по приложению 2. Данные сводят в таблицу 2.

Таблица 2. Отопительные и вентиляционные характеристики зданий.

№ здания по генплану	Назначение			Удельные тепловые характеристики, кДж/м 3 ∙ч∙ºС
№ здания по генплану	Назначение			q О	q В
1	Школа на 700 уч-ся (3 эт.)		8604	1,51	0,33
2	90 кв. ж. дом (5 эт.)	76x14x15	15960	1,55	–
3	100 кв. ж. дом (5 эт.)	92x16x15	22080	1,55	–
4	Общежитие на 500 мест (5 эт.)	14x56x21	16464	1,55	–
5	100 кв. ж. дом (7 эт.)	14x58x21	17052	1,55	–

Расход теплоты на отопление Q О, кДж/ч, определяем по формуле:

Q о = (1 + μ) q о К ( t в – t н.о ) V (1)

где μ - коэффициент инфильтрации, учитывающий долю расхода теплоты на подогрев наружного воздуха, поступающего в помещение через неплотности наружных ограждений, для жилых и общественных зданий, μ = 0,05 – 0,1;

К – поправочный коэффициент, зависящий от температуры наружного воздуха, К=1,08 (приложение 3);

q o - удельная отопительная характеристика здания. , кДж/м 3 ·ч·град (приложение 2);

t в - температура внутреннего воздуха, о С (приложение 4);

t н о - температура наружного воздуха для проектирования отопления, о С;

Расчёт сводим в таблицу 3.

Таблица 3. Расход теплоты на отопление

№ зд.	(1+μ)	К	кДж/(м 3 ·ч· о С).	t в, о С	t н о, о С	V, м 3	Q o
							кДж/ч	кВт

Расход теплоты на вентиляциюQ в, кДж/ч, определяем по формуле:

Q в = q в ( t в – t н.в ) V , (2)

где, q в – удельная вентиляционная характеристика здания, кДж/м 3 ·кг·°С (приложение 2);

t н в - температура наружного воздуха для проектирования вентиляции, о С;

t в - температура внутреннего воздуха, о С;

V – строительный объём здания, м 3 .

Расчет сводим в таблицу 4.

Таблица 4. Расход теплоты на вентиляцию

по ген.плану	кДж/м 3 ·кг·°С			V,м 3
по ген.плану	кДж/м 3 ·кг·°С			V,м 3	кДж/ч	кВт
1	0,33	20	-25	8604	127769,4	35,49
2	-	18	-25	15960	-	-
3	-	18	-25	22080	-	-
4	-	18	-25	16464	-	-
5	-	18	-25	17052	-	-

Расход теплоты на горячее водоснабжение определяем по формуле:

где, m - расчетное число потребителей, для жилых зданий принимается, что в квартире проживает 4 человека;

а – норма потребления горячей воды, л/сут., принимается по приложению 5;

с – теплоёмкость воды, с=4,19 кДж/ч·°С;

t г – температура горячей воды; t г =55 о С;

t х – температура холодной воды, t х = 5 о С;

n – число часов использования минимума нагрузки (для жилых зданий – 24 часа);

К – коэффициент часов неравномерности, принимается по приложению 6.

Расчёт сводится в таблицу 5.

Таблица 5. Расход теплоты на горячее водоснабжение

Определяем суммарный расход теплоты, кВт:

∑Q о = Q о1 + Q о2 +… Q о n ,

∑Q в = Q в1 + Q в2 +… Q в n ,

∑Q гв = Q о1 + Q гв2 +… Q гв n .

Расчёт сводим в таблицу 6.

Таблица 6. Суммарные расходы теплоты

№ здания	Q о, кВт	Q в, кВт	Q гв, кВт

3.1 Построение графика продолжительности тепловой нагрузки

График продолжительности тепловой нагрузки состоит из двух частей: левой – графика зависимости суммарных часовых расходов теплоты от температуры наружного воздуха и правой – годового графика расхода теплоты.

Графики часовых расходов теплоты строят в координатах Q – t Н: по оси ординат наносят расходы теплоты, по оси абсцисс – температуру наружного воздуха от +8 о С (начало отопительного периода) до t Н.О,

Графики Q о = f (t н), Q в = f (t н) строят по двум точкам:

1) при t н.о - ΣQ о, при t н.в – ΣQ в;

2) при t н = +8 о С расходы теплоты на отопление и вентиляцию определяют по формулам:

(4)

(5)

Тепловая нагрузка на горячее водоснабжение – круглогодовая, в течение отопительного периода условно принимается постоянной, не зависящей от температуры наружного воздуха. Поэтому график часового расхода теплоты на горячее водоснабжение представляет собой прямую, параллельную оси абсцисс.

Суммарный график часового расхода теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение в зависимости от температуры наружного воздуха строят путем суммирования соответствующих ординат при t н = +8 о С, и t н.о. (линия ΣQ).

График годовой тепловой нагрузки строят на основании суммарного графика часовых расходов теплоты в координатах Q – n, где по оси абсцисс откладывают число часов стояния температур наружного воздуха.

По данным справочной литературы или приложению 7 для заданного города выписывают число часов стояния температур наружного воздуха с интервалом 2 о С и данные заносят в таблицу 7.

Таблица 7. Продолжительность стояния температур наружного воздуха.

В летний период тепловые нагрузки на отопление и вентиляцию отсутствуют, остается нагрузка на горячее водоснабжение, значение которой определяют по выражению

, (6)

где 55 – температура горячей воды в системе горячего водоснабжении потребителей, ºС;

t х.л – температура холодной воды в летний период, ºС, ;

t х.з – температура холодной воды в зимний период, ºС ;

β – коэффициент, учитывающий изменение среднего расхода горячей воды летом по сравнению с зимним периодом, β = 0,8.

Так как тепловая нагрузка на горячее водоснабжение не зависит от температуры наружного воздуха, то в диапазоне летнего периода проводят прямую до пересечения с ординатой, соответствующей общему расчетному числу часов работы тепловой сети в году n = 8400.

Граф в таблице делаем столько, чтобы t н о попала в промежутки между двумя последними графами по верхнему значению интервала.

Строим график.

Для его построения вначале строим оси координат. На осях ординат откладываем тепловую нагрузку Q (кВт), на осях обсцис влево – температура наружного воздуха (точка начала координат на этой оси соответствует t н о), влево – длительность стояния температур наружного воздуха в часах (по сумме часов ∑n).

Затем строим график расхода теплоты на отопление в зависимости от температуры наружного воздуха. Для этого на оси ординат находят значения t н в и t н `. Соединяем две полученные точки, а в интервале температур оси t н в до t н ` расход теплоты на вентиляцию постоянный, график идёт параллельно оси абсцисс. После этого строим суммарный график ∑Q о,в. Для этого суммируют, ординаты по двум точкам t н в и t н `.

График расхода теплоты на горячее водоснабжение – прямая, параллельная оси абсцисс, с ординатой ∑Q о,в, с обсцисами крайних точек 0 и 8760 число часов в году. График имеет следующий вид:

4 Построение графика центрального качественного регулирования

Расчёт графика заключается в определении температур теплоносителя в подающей и обратной магистрали тепловой сети при различных температурах наружного воздуха.

Расчёт ведётся по формулам:

где Δt – температурный напор нагревательного прибора,ºС:

, (9)

τ 3 – температура воды в подающем трубопроводе системы отопления после элеватора при t н.о, ºС, τ 3 = 95;

τ 2 – температура воды в обратном трубопроводе тепловой сети по заданному температурному графику;

Δτ – расчетный перепад температур в тепловой сети, ºС, Δτ = τ 1 – τ 2 ,

где τ 1 – температура воды в подающем трубопроводе при расчетной температуре наружного воздуха t н.о по заданному температурному графику ºС.

Δτ = 150 – 70 = 80С;

θ – расчетный перепад температур воды в местной системе отопления, ºС, θ = τ 3 – τ 2.

θ = 95 – 70 = 25°С;

t н – расчетная температура наружного воздуха; принимается равной наружной температуре:

t н =t н о = −25

Задаваясь различными значениями t н в пределах от +8 о С до t н.о определяют τ 1 / и τ 2 / . Расчет сводят в таблицу 8.

При t ′ н =8 о С

При t′ н =5 о С

При t′ н =0 о С

При t′ н = −5 о С

При t ′ н = −10 о С

При t ′ н = − 15 о С

При t ′ н =− 20 о С

При t ′ н = −2 2 о С

Таблица 8. Значения температур сетевой воды

+8	+5	0	- 5	- 10	-15	-20	-22
τ 1 ′	53,5	62,76	77,95	93,13	107,67	122,23	136,1	150
τ 2 ′	35,11	38,76	44,35	50,72	55,67	60,62	65,7	70

По полученным значениям τ 1 и τ 2 строят графики температур в подающей и обратной магистрали тепловой сети.

Для обеспечения требуемой температуры воды в системе горячего водоснабжения минимальную температуру сетевой воды в подающей магистрали принимают равной 70 о С. Поэтому из точки, соответствующей 70 о С на оси ординат, проводят прямую, параллельную оси абсцисс, до пересечения с температурной кривой τ 1 ′ . Общий вид графика приведен на рисунке 2.

5 Определение расчетных расходов теплоносителя

Определяем расход воды на отопление G о, т/ч для каждого здания

(10)

Определяем расход воды на вентиляцию G в, т/ч для здания № 1

(11)

Определяем расход воды на горячее водоснабжение G гв, т/ч. При параллельной схеме включения подогревателей определяется по формуле:

(12)

где τ 1 ″ − температура сетевой воды в подающем трубопроводе тепловой сети при тепловой сети при t н ″, о С;

τ 3 ″ − температура сетевой воды после водоподогревателя: τ 3 ″=30 о С.

Суммарный расчетный расход сетевой воды, т/ч, в двухтрубных тепловых сетях при качественном регулировании по отопительной нагрузке с тепловым потоком 10 МВт и менее определяется по формуле

ΣG = G о + G в + G г.в (13)

Расчет сводят в таблицу 9.

Таблица 9. Расходы воды на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение

№ здания	G o , т/ч	G в, т/ч	G гв, т/ч	∑G , т/ч

6 Гидравлический расчёт тепловых сетей

В задачу гидравлического расчета входит определение диаметров теплопроводов, давления в различных точках сети и потерь давления на участках.

Гидравлический расчет закрытой системы теплоснабжения выполняется для подающего теплопровода, принимая диаметр обратного теплопровода и падение давления в нем такими же, как и в подающем.

Гидравлический расчет производят в следующей последовательности:

Вычерчивают расчетную схему тепловой сети (рис. 3);

Рисунок 3 – Расчетная схема тепловой сети

Выбирают на трассе тепловых сетей наиболее протяженную и нагруженную расчетную магистраль, соединяющую точку подключения с дальним потребителем;

Разбивают тепловую сеть на расчетные участки;

Определяют расчетные расходы теплоносителя на каждом участке G, т/ч, и измеряют по генплану длину участков l , м;

При заданном перепаде давления по всей сети определяют средние удельные потери давления по трассе, Па/м

, (14)

где ΔН (сут) – располагаемый напор в точке подключения, м, равный разности заданных давлений в подающей Н п(СУТ) и обратной Н о (СУТ) магистралях

ΔН (СУТ) = Н П (СУТ) – Н о(СУТ) ; (15)

ΔН (СУТ) = 52 – 27 = 25

ΔН аб – требуемый располагаемый напор на абонентском вводе, м, принимают ΔН аб = 15 … 20 м;

α– коэффициент, определяющий долю потерь давления в местных сопротивлениях от линейных потерь, принимается по приложению 8.

Σ l – общая длина расчетной магистрали тепловой сети от точки подключения до наиболее удаленного абонента, м.

Исходя из расходов теплоносителя на участках и средних удельных потерь давления, по таблицам гидравлического расчета (приложение 9) находят диаметры теплопроводов D н х S, действительные удельные потери давления на трение R, Па/м;

Определив диаметры трубопроводов, разрабатывают вторую расчетную схему (рис.4), размещая по трассе запорную арматуру, неподвижные опоры с учетом допустимого расстояния между ними (приложение 10), между опорами расставляют компенсаторы.

Находят эквивалентную длину местных сопротивлений и сумму эквивалентных длин на каждом участке (приложение 11):

Участок 1 (d = 159х4,5 мм)

Тройник – ответвление – 8,4

Задвижка – 2,24

П – обр. компенсатор – 6,5

Тройник-проход – 5,6

________________

Σ l э = 22,74 м

Участок 2 (d = 133х4 мм)

Тройник – проход – 4,4

П – обр. компенсатор – 5,6

Отвод на 90 0 – 1,32

__________________

Σ l э =11,32 м

Участок 3 (d = 108х4 мм)

П – обр. компенсатор – 3,8

Тройник – проход – 6,6

_________________

Участок 4 (d = 89х3,5 мм)

П – обр. компенсатор – 7

Задвижка – 1,28

Отвод на 90 0 – 0,76

__________________

Σ l э = 9,04м

Участок 5 (d = 89х3,5 мм)

Задвижка – 1,28

П – обр. компенсатор – 3,5

Тройник – ответвление – 3,82

__________________

Σ l э = 8,6 м

Участок 6 (d = 57х3,5мм)

Задвижка – 0,6

П – обр. компенсатор – 2,4

Тройник – ответвление – 1,9

__________________

Σ l э = 4,9 м

Участок 7 (d = 89х3,5 мм)

Задвижка – 1,28

Тройник – ответвление – 3,82

П – обр. компенсатор – 7

__________________

Σ l э = 12,1 м

Участок 8 (d = 89х3,5 мм)

Задвижка – 1,28

Тройник – ответвление – 3,82

П – обр. компенсатор – 3,5

__________________

Σ l э = 8,6 м

Рисунок 4 – Расчетная схема тепловой сети

Потери давления на участке ΔР с, Па, определяются по формуле:

ΔР с = R ∙ l пр (16)

где l пр – приведенная длина трубопровода, м;

l пр = l + l э (17)

Для построения пьезометрического графика потери давления ΔP с, Па/м на участке переводят в метры водяного столба (м) по формуле:

где g - ускорение свободного падения, можно принимать равным 10 м/с 2 ;

ρ - плотность воды, принимается равной 1000 кг/м 3 .

Давление в конце первого участка для подающей магистрали Н п.1, м, определяется по формуле:

Н п.1 = Н п(СУТ) – ΔН с.1 (19)

Давление в начале первого участка для обратной магистрали Н о.1 , м, определяется по формуле:

Н о.1 = Н о (СУТ) + ΔН с.1 (20)

Располагаемое давление в конце первого участка Н р.1 , м

Н р.1 = Н п.1 – Н о.1 (21)

Для участка №1:

l пр = 98 +22,74 = 120,74 м

ΔР с = 56,7*120,74 = 6845,958 Па

Н п.1 = 52 – 0,68 = 51,32 м

Н о.1 = 27 + 0,68 = 27,68 м

Н р.1 = 51,32 – 27,68 = 23,64 м

Для последующих участков за начальное давление принимается конечное давление того участка, из которого выходит рассчитываемый.

Расчет сводят в таблицу 10.

При увязке ответвлений необходимо так выбирать диаметр трубопровода на каждом участке, чтобы располагаемое давление у каждого здания было примерно одинаковым. Если на ответвлении Н р получилось больше, чем располагаемое давление у конечного здания по основной магистрали, на ответвлении устанавливают шайбу.

(22)44,07

20,8

36,16

29,38

7 Расчет компенсации тепловых удлинений трубопроводов

Если для компенсации тепловых удлинений использовались естественные повороты трассы тепловой сети, то проверяют их использование в качестве компенсирующих устройств.

Расчет трубопроводов на компенсацию тепловых удлинений с гибкими компенсаторами и при самокомпенсации производят на допускаемое изгибающее компенсационное напряжение σ доп, которое зависит от способа компенсации, схемы участка и других расчетных величин.

При проверочных расчетах компенсаторов максимальные компенсационные напряжения не должны превышать допускаемых. Для предварительной оценки усредненные допускаемые компенсационные напряжения для участков самокомпенсации принимаются σ доп = 80 МПа.

Расчет Г – образного участка трубопровода.

Для Г- образного участка трубопровода максимальное изгибающее напряжение возникает у заделки короткого плеча.

Исходные данные:

Диаметр трубопровода Д н, см;

Длина меньшего плеча L м, м

Длина большего плеча L б, м

Угол поворота трассы α º

Продольное изгибающее компенсационное напряжение в заделке короткого плеча , МПа

, (23)

где С – вспомогательный коэффициент, принимаемый по номограмме (приложение 12) в зависимости от соотношения плеч и расчетного угла поворота трассы β = α - 90 о

Вспомогательная величина, значение которой определяют по приложению 13 в зависимости от диаметра трубопровода D н, см

Δ t – расчетная разность температур, Δ t = τ 1 – t н.о

L м - длина меньшего плеча, м;

L б - длина большего плеча, м.

Если < 80 МПа, то размеры плеч достаточны.

; (24)

где А и Б – вспомогательные коэффициенты, принимаемые по номограмме (приложение 14);

Вспомогательная величина, определяемая по приложению 13

Расчет Г-образного участка трубопровода №2

Исходные данные

Наружный диаметр Д н, мм; 133

Толщина стенки δ, мм; 4

Угол поворота L, о; 90

Длина большего плеча, ℓ б, м; 27

Длина меньшего плеча ℓ м, м; 10

Определяю расчетный угол

Р = α – 90 о

∆ t = τ 1 – t н

∆ t = 150-(-25)=175

По приложению 12 находим

5,2*0,319*175/10=29

Силы упругой деформации в заделке меньшего плеча

0,809 А=15,8 В=3,0

=15,8*0,809 *175/10=22,36;

= 3*0,809 *175/10=4,24

Если σ u к < 80 МПа, размеры плеч достаточны.

Расчет Г-образного участка трубопровода №4

Исходные данные:

Теплоноситель, его температура τ 1 , о С; 150

Наружный диаметр Д н, мм; 89

Толщина стенки δ, мм; 3,5

Угол поворота L, о; 90

Длина большего плеча, ℓ б, м; 66

Длина меньшего плеча ℓ м, м; 25

Расчетная температура наружного воздуха, t н = t н о, t н о = -25 о С

Определяю расчетный угол

Р = α – 90 о

Определяю соотношение плеч n по формуле

Определяю расчетную разность температур ∆ t, о С по формуле

∆ t = τ 1 – t н,

∆ t = 150-(-25)=175

По номограмме рис. 10.32 определяю значение вспомогательного коэффициента С.

По приложению 13 находим

Определяю продольное изгибающее компенсационное напряжение в заделке короткого плеча σ u к, МПа.

5,3*0,214 *175/25=7,94

Силы упругой деформации в заделке меньшего плеча

0,206 А=16 В=3,1

=16*0,206*175/25=0,92;

= 3,1*0,206 *175/25=0,17

Если σ u к < 80 МПа, размеры плеч достаточны.

Расчет П-образного компенсатора заключается в определении размеров компенсатора и силы упругой деформации. В курсовом проекте необходимо определить размеры П-образного компенсатора на первом участке по расчетной схеме.

Исходные данные:

Диаметр трубопровода D у =159х4,5 мм;

Расстояние между неподвижными опорами L = 98 м;

Линейное удлинение компенсируемого участка теплопровода, м, при температуре окружающей среда t н.о

Δ l = α ∙ L (τ 1 – t н.о) (25)

где α – коэффициент линейного удлинения стали, α = 12 ∙ 10 -6 1/ºС.

Δ l =12·10 -6 ·98·(150+25) = 0,2

Учитывая предварительное растяжение компенсатора расчетное удлинение компенсируемого участка равно

Δl р = ε∙ Δl= 0,5·0,2 = 0,1(26)

где ε – коэффициент, учитывающий предварительную растяжку компенсатора, ε = 0,5

При спинке компенсатора, равной половине вылета компенсатора, т.е. при В = 0,5 Н по номограмме [,с.391-395] определяют вылет компенсатора и силу упругой деформации, Н.

Н к = 3,17 м; P к = 2800 Н.

8 Расчет тепловой изоляции

Определяем средний диаметр трубопровода d ср, м

(27)

где d 1 , d 2 , …d 7 – диаметр каждого участка, м;

ℓ 1 , ℓ 2 , …ℓ 7 – длина каждого участка, м.

По приложению 17 методических указаний принимаем стандартный диаметр трубопровода

По выбранному диаметру также выбираем тип канала КЛ 90–45

Среднегодовые температуры воды в подающем и обратном теплопроводе определяются по формуле

, (28)

где τ 1 , τ 2 ,…, τ 12 – средние температуры сетевой воды по месяцам года, определяемые по графику центрального качественного регулирования в зависимости от среднемесячных температур наружного воздуха ;

n 1 , n 2 ,…, n 12 – продолжительность в часах каждого месяца.

Зная среднегодовую температуру наружного воздуха, по графику центрального качественного регулирования, либо по формулам (7), (8), определяем среднегодовые температуры воды в подающем и обратном трубопроводах.

Данные расчета сводим в таблицу 11.

Таблица 11. Среднемесячные температуры теплоносителей в тепловой сети.

Месяц	Температура наружного воздуха, ºС	Температура теплоносителя, ºС		Продолжительность каждого месяца, сут.
Месяц	Температура наружного воздуха, ºС	τ 1	τ 2	Продолжительность каждого месяца, сут.
Январь	-6,3	97	52	31
Февраль	-5,6	95	51	28
Март	-1,0	80	45	31
Апрель	5,8	70	42	30
Май	12,3	70	42	31
Июнь	15,7	70	42	30
Июль	17,3	70	42	31
Август	16,2	70	42	31
Сентябрь	11,0	70	42	30
Октябрь	5,7	70	42	31
Ноябрь	0,3	87	44	30
Декабрь	-4,2	91	49	31

Расчет толщины тепловой изоляции выполняют по нормированной плотности теплового потока.

Требуемое полное термическое сопротивление подающего ΣR 1 и обратного ΣR 2 теплопроводов, (м∙ºС)/Вт,

, (29)

, (30)

где t о – среднегодовая температура грунта на глубине заложения оси трубопровода, принимаем по приложению 18

q норм 1 , q норм.2 – нормированные плотности тепловых потоков для подающего и обратного трубопроводов диаметром d ср при среднегодовых температурах теплоносителя, Вт/м, приложение 19

q норм 1 =37,88 Вт/м

q норм.2 =17 Вт/м

При нормированной линейной плотности теплового потока через поверхность изоляции 1 м теплопровода q н, Вт/м, толщина основного слоя теплоизоляционной конструкции δ из, м, определяется по выражениям

для подающего теплопровода

(31)

; (32)

для обратного теплопровода

(33)

; (34)

где λ из.1 , λ из.2 – коэффициенты теплопроводности изоляционного слоя, соответственно, для подающего и обратного трубопровода, Вт/(м о∙ С), принимаемый в зависимости от вида и средней температуры изоляционного слоя. Для основного слоя тепловой изоляции из минераловатных плит марки 125.

λ из =0,049+0,0002t m , (35)

где t m – средняя температура основного слоя изоляционной конструкции, о С, при прокладках в непроходном канале и среднегодовой температуре теплоносителя τ ср, ºС

λ из1 =0,049+0,0002∙62=0,0614

λ из2 =0,049+0,0002∙42,5=0,0575

α н – коэффициент теплоотдачи на поверхности теплоизоляционной конструкции, Вт/м 2 ºС, α н = 8;

d н – наружный диаметр принятого трубопровода, м

Принимаем толщину основного слоя изоляции для обоих теплопроводов δ из =0,06м =60 мм.

Термическое сопротивление наружной поверхности изоляции R н, (м∙ºС)/Вт, определяют по формуле:

, (37)

где d из – наружный диаметр изолированного трубопровода, м, при наружном диаметре неизолированного трубопровода d н, м и толщине изоляции δ из, м, определяется как:

(38)

α н – коэффициент теплоотдачи на поверхности изоляции, α В =8 Вт/м 2 0 С

Термическое сопротивление на поверхности канала R п.к, (м∙ºС)/Вт, определяется по выражению

, (39)

где d э.к. – эквивалентный диаметр внутреннего контура канала, м 2 ; при площади внутреннего сечения канала F, м 2 и периметре Р, м, равный

α п.к. – коэффициент теплоотдачи на внутренней поверхности канала, для непроходных каналов α п.к. =8,0 Вт/(м 2 о С).

Термическое сопротивление изоляционного слоя R из, (м∙ о С)/Вт, равно:

(41)

Термическое сопротивление изоляционного слоя определяют для подающего и обратного теплопроводов.

Термическое сопротивление грунта R гр, (м∙ºС)/Вт, с учетом стенок канала при соотношении h/d Э.К. >2 определяется по выражению

(42)

где λ гр – коэффициент теплопроводности грунта, для сухих грунтов λ гр =1,74 Вт/(м о С)

Температура воздуха в канале, ºС,

, (43)

где R 1 и R 2 – термическое сопротивление потоку от теплоносителя к воздуху канала соответственно для подающего и обратного теплопровода, (м∙ о С)/Вт,

; (44)

(45)

R 1 =2+0,17=2,17

R 2 =2,1+0,17=2,27

R о – термическое сопротивление потоку тепла от воздуха в канале в окружающий грунт, (м· о С)/Вт

; (46)

R о =0,066+0,21=0,276

t о – температура грунта на глубине 7,0 м, ºС, принимаем по приложению 18

τ ср.1 , τ ср.2 – среднегодовые температуры теплоносителя в подающей и обратной магистрали,ºС.

Удельные потери теплоты подающим и обратным изолированными теплопроводами, Вт/м

Суммарные удельные потери тепла, Вт/м

При отсутствии изоляции термическое сопротивление на поверхности трубопровода равно

, (50)

где d н – наружный диаметр неизолированного трубопровода, м

Температура воздуха в канале

, (51)

Удельные потери тепла неизолированными теплопроводами, Вт/м

. (53)

Суммарные удельные потери, Вт/м

(54)

q неиз =113,5+8,1=121,6

Эффективность тепловой изоляции

. (55)

9 Подбор оборудования теплового пункта для здания № 3

9.1 Расчет элеватора

Определяем коэффициент смешения элеватора u’.

где τ 3 – температура воды в подающем трубопроводе системы отопления; о С (если не задано).

Находим расчетный коэффициент смешения

u ’ = 1,15·u(57)

u= 1,15·2,2=2,53

Массовый расход воды в системе отопления G с, м/ч.

(58)

где Q о – расход теплоты на отопление, кВт.

Массовый расход сетевой воды, т/ч

Диаметр горловины элеватора d г, мм.

где ∆р с = 10 кПа (если не задано)

Принимаю стандартный диаметр горловины, мм.

Диаметр выходного сечения сопла элеватора: d с, мм.

где Н р - напор на вводе в здание, дросселируемый в сопле элеватора, м, принимается по результатам гидравлического расчета (таблица 13).

По диаметру горловины элеватора по приложению 17 выбираю элеватор № 5.

9.2. Расчет водоподогревателя

Исходные данные для расчета:

Расчетный расход теплоты на горячее водоснабжение Q гв =366,6кВт;

Температура греющей воды на входе в подогреватель τ 1 ″=70 о С;

Температура греющей воды на выходе из подогревателя τ 3 ″=30 о С;

Температура нагреваемой воды на выходе из подогревателя t 1 =60 о С;

Температура нагреваемой воды на входе из подогревателя t 2 =5 о С.

Масса греющей воды G м, т/ч

(61)

Масса нагреваемой воды G тр, т/ч

(62)

Площадь живого сечения трубок f тр, м 2

(63)

где ω тр – скорость нагреваемой воды в трубках, м/с; рекомендуется принимать в пределах 0,5-1,0 м/с;

По приложению 21 методических указаний выбираем подогреватель марки 8-114×4000-Р.

Таблица 15–Технические характеристики подогревателя марки 8-114×4000Р.

D н, мм	D в, мм	L, мм	z, шт	f c , м 2	f тр, м 2	f м, м 2	d экв, м
114	106	4000	19	3,54	0,00293	0,005	0,0155

Пересчитываем скорость движения нагреваемой воды в трубках ω тр, м/с

(64)

Скорость греющей воды в межтрубном пространстве ω м, м/с

(65)

Средняя температура греющей воды τ, о С

τ = 0,5∙(τ 1 ″ + τ 3 ″) (66)

τ = 0,5∙(70 + 30)=50

Средняя температура нагреваемой воды t, о С

t = 0,5∙(t 1 + t 2) (67)

t=0,5∙(60+5)=32,5

Коэффициент теплоотдачи от греющей воды к стенкам труб α 1 , Вт/(м 2 ∙ о С)

(68)

Коэффициент теплоотдачи от труб к нагреваемой воде α 2 , Вт/(м 2 ∙ о С)

(69)

Средняя разность температур в подогревателе ∆t ср, о C

(70)

Коэффициент теплопередачи К, Вт/(м 2 · о С)

(71)

где м 2 · о С/Вт

(72)

Поверхность водоподогревателя F, м 2

(73)

Число секций водоподогревателя n, шт

10 Мероприятия по экономии тепловой энергии

Ускорение темпов развития народного хозяйства сегодня не может быть достигнуто без проведения в жизнь мероприятий по экономии материальных и трудовых ресурсов.

Жилые и общественные здания являются одним из крупных потребителей тепловой энергии, причём удельный вес этой энергии в общем энергетическом балансе коммунально-бытового сектора неуклонно возрастает. Это связано в первую очередь с решением социальных задач обеспечения труда в домашнем хозяйстве и на предприятиях коммунального хозяйства, снижения времени на ведение домашнего хозяйства, сближения условий жизни городского и сельского населения.

Коммунальная энергетика характеризуется относительно невысоким уровнем топливопотребления. Однако в силу сложившихся условий её работы резервы по улучшению использования топлива, тепловой и электрической энергии здесь чрезвычайно велики. Современные источники теплоты в коммунальной энергетике имеют низкую экономичность, значительно уступающую таковой для котельных установок промышленной энергетики и тепловых электростанций. Для теплоснабжения жилищного фонда коммунальное хозяйство Беларуси большую часть тепловой энергии получает от других отраслей. Эффективность использования этой энергии остаётся невысокой. В РБ этот показатель не выше 38%. Отсюда видно, что дальнейшее успешное развитие народного хозяйства республики будет тормозиться без реализации энергосберегающих мероприятий.

Успешное применение энергосберегающей технологии в значительной мере предопределяет нормы технологического и строительного проектирования зданий и, в частности, требования к параметрам внутреннего воздуха, удельного тепло-, влаго-, паро-, газовыделения.

Значительные резервы экономии топлива заключены в рациональном архитектурно-строительном проектировании новых общественных зданий. Экономия может быть достигнута:

Соответствующим выбором формы и ориентации зданий;

Объёмно-планировочными решениями;

Выбором теплозащитных качеств наружных ограждений;

Выбором дифференцированных по сторонам света стен и размеров окон;

Применением в жилых домах моторизованных утеплённых ставней;

Применением ветроограждающих устройств;

Рациональным расположением, охлаждением и управлением приборами искусственного освещения.

Определённую экономию может принести применение центрального, зонального, пофасадного, поэтажного, местного индивидуального, программного и прерывистого автоматического регулирования и использование управляющих ЭВМ, оснащённых блоками программного и оптимального регулирования энергопотребления.

Тщательный монтаж систем, теплоизоляция, своевременная наладка, соблюдение сроков и состава работ по обслуживанию и ремонту систем и отдельных элементов - важные резервы экономии ТЭР.

Перерасход теплоты в зданиях происходит, в основном, из-за:

Пониженного по сравнению с расчётным сопротивлением теплопередачи ограждающих конструкций;

Перегрева помещений, особенно в переходные периоды года;

Потери теплоты через неизолированные трубопроводы;

Не заинтересованности теплоснабжающих организаций в сокращении расхода теплоты;

Повышенного воздухообмена в помещениях нижних этажей.

Для коренного изменения положения дел с использованием тепла на отопление и горячее водоснабжение зданий у нас необходимо осуществить целый комплекс законодательных мероприятий, определяющих порядок проектирования, строительства и эксплуатации сооружений различного назначения.

Должны быть чётко сформулированы требования к проектным решениям зданий, обеспечивающих пониженное энергопотребление; пересмотрены методы нормирования использования энергоресурсов. Задачи по экономии теплоты на теплоснабжение зданий должны также находить отражение в соответствующих планах социального и экономического развития республики.

В числе важнейших направлений экономии энергии на перспективный период необходимо выделить следующие:

Развитие систем управления энергоустановками с использованием современных средств АСУ на базе микро-ЭВМ;

Использование сборного тепла, всех видов вторичных энергетических ресурсов;

Увеличение доли ТЭЦ, обеспечивающих комбинированную выработку электрической и тепловой энергии;

Улучшение теплотехнических характеристик ограждающих конструкций жилых, административных и промышленных зданий;

Совершенствование конструкций источников теплоты и теплопотребляющих систем.

Оснащение потребителей тепла средствами контроля и регулирования расхода позволяет сократить затраты энергоресурсов не менее, чем на 10–14%. А при учёте изменения скорости ветра - до 20%. Кроме того, применение систем пофасадного регулирования отпуска теплоты на отопление даёт возможность снизить расход теплоты на 5-7%. За счёт автоматического регулирования работы центральных и индивидуальных тепловых пунктов и сокращения или ликвидации потерь сетевой воды достигается экономия до 10%.

С помощью регуляторов и средств оперативного контроля температуры в отапливаемых помещениях можно стабильно выдержать комфортный режим при одновременном снижении температуры на 1-2 ºС. Это даёт возможность сокращать до 10% топлива, расходуемого на отопление.

За счёт интенсификации теплоотдачи нагревательных приборов с помощью вентиляторов достигается сокращение расхода тепловой энергии до 20%.

Известно, что недостаточная теплоизоляция ограждающих конструкций и других элементов зданий приводит к теплопотерям. Интересные испытания эффективности применения теплоизоляции проведены в Канаде. В результате теплоизоляции наружных стен полистиролом толщиной 5 см. тепловые потери были снижены на 65%. Теплоизоляция потолка матами из стекловолокна позволила снизить потери тепла на 69%. Окупаемость затрат на дополнительное устройство теплоизоляции - менее 3 лет. В течение отопительного сезона достигалась экономия по сравнению с нормативными решениями - в интервале 14-71%.

Разработаны ограждающие строительные конструкции со встроенными аккумуляторами на основе фазового перехода гидратных солей. Теплоёмкость аккумулирующего вещества в зоне температуры фазового перехода увеличивается в 4-10 раз. Теплоаккумулирующий материал создан из набора компонентов, которые позволяют иметь температуру плавления от 5 до 70 ºС.

В европейских странах получает распространение аккумулирование теплоты в наружных ограждениях зданий с помощью замоноличенных пластмассовых труб с водногликогелевым раствором. Разработаны также мобильные теплоаккумуляторы ёмкостью до 90 м² с заполнением их жидкостью с высокой температурой кипения (до 320 ºС). Потери тепла в наших аккумуляторах относительно невелики. Снижение температуры теплоносителя не превышает 8 ºС в сутки. Эти аккумуляторы могут быть использованы для утилизации сборного тепла промышленных предприятий и подключения к системам теплоснабжения зданий.

Использование бетона низкой плотности с наполнителями типа перлита или других лёгких материалов для изготовления ограждающих конструкций зданий позволяет в 4-8 раз повысить термическое сопротивление организаций.

11 Техника безопасности

11.1 Контроль режима работы тепловой сети

Основными техническими операциями по эксплуатации тепловых сетей является повседневное обслуживание, периодические испытания и проверки, ремонт и пуск их в действие после ремонта или консервации, а также пуск и включение потребителей тепла после окончания строительно-монтажных работ.

Своевременное и качественное выполнение перечисленных операций должно обеспечивать бесперебойное и надежное снабжение потребителей теплом в виде пара или горячей воды установленных параметров, минимальные потери теплоносителя и тепла и нормативные сроки службы трубопроводов, арматуры и строительных конструкций теплосетей.

При обслуживании общих тепловых сетей различными организациями или подразделениями должны быть четко установлены границы обслуживания. Как правило, границами участков обслуживания являются разделительные задвижки, отнесенные к одному из участков.

Работы в загазованных камерах и каналах разрешается производить по специальным нарядам с соблюдением всех установленных мер безопасности в присутствии командира подразделения (мастера) и при наличии на поверхности у люка не менее двух человек, которые должны наблюдать за работающими в камере.

Обслуживание магистралей тепловых сетей осуществляется слесарями-обходчиками. Состав бригады слесарей-обходчиков должен быть не менее двух человек, один из которых назначается старшим. Бригада слесарей-обходчиков обслуживает примерно 6-8 км магистралей со всеми камерами и оборудованием, установленными на теплопроводах.

Основной задачей слесарей-обходчиков тепловых сетей является обеспечение безаварийной и надежной работы тепловых сетей и бесперебойное снабжение потребителей тепловой энергии.

Для выполнения необходимого текущего предупредительного (профилактического) ремонта слесари-обходчики снабжаются набором необходимого инструмента, ремонтным материалом и аккумуляторными фонарями. Перед выходом на обход старший слесарь-обходчик обязан ознакомиться со схемой работы тепловых сетей и параметрами теплоносителя, получить разрешение на обход от начальника котельной и сообщить дежурному о порядке обхода на своем участке. Обход производится строго по установленному маршруту с тщательным осмотром состояния тепловых сетей.

При осмотре трубопроводов необходимо периодически выпускать воздух через специально для этой цели установленные краны (спускники) во избежание образование «воздушных мешков», проверять состояние теплоизоляции, дренажных устройств и откачивать попавшую в каналы и колодцы воду, проверять показания манометров, установленных в контрольных точках на трубопроводах (нормально манометры должны находиться в отключенном состоянии и включаться только при проверке), и фланцевые соединения: они должны быть чистыми и не иметь течи, болты должны быть соответствующих размеров, иметь только одну шайбу под гайкой и резьба их должна быть смазана маслом с графитом.

При установке паранитовой прокладки ее отверстие должно соответствовать внутреннему диаметру трубопровода. Прокладка смазывается маслом с разведенным в нем графитом. Крепление фланцевого соединения производится завинчиванием гаек накрест без применения излишних усилий. Следует периодически подтягивать болты фланцевых соединений, особенно после резких колебаний температуры теплоносителя.

На действующих теплопроводах задвижки на перемычках должны быть плотно закрыты, а на ответвлениях, где нет потребителей, - немного открыты. Неплотность закрытия задвижки определяется по шуму теплоносителя или по повышению температуры корпуса задвижки.

Все задвижки на действующих трубопроводах должны быть полностью открыты. Во избежание прикипания уплотнительных поверхностей следует периодически прокручивать закрытые задвижки и вентили, а при их полном открытии незначительно повернуть маховик в сторону закрытия.

Особое внимание при обходе обращается на состояние задвижек, вентилей, кранов и другой арматуры. Корпуса их должны быть чистыми, сальники плотно и равномерно затянуты, а шпиндели смазаны. Задвижки, вентили, краны должны постоянно находиться в таком состоянии, чтобы их можно было легко (без приложения особых усилий) открывать и закрывать. Для уплотнительной сальниковой набивки применять асбестовый промасленный и прографиченный шнур. При обнаружении дефектов и неисправностей необходимо произвести ремонт с соблюдением правил и мер безопасности.

Поле каждого обхода старший слесарь-обходчик заносит в журнал обхода результаты обхода, показания приборов и отмечает, какие виды ремонта были произведены. Все обнаруженные дефекты, которые не могут быть устранены без прекращения работы сети, но не представляющие непосредственной опасности с точки зрения надежности, заносят в журнал эксплуатации тепловых сетей и тепловых пунктов.

11.2 Ремонтные работы отдельных узлов тепловой сети

После каждого обхода старший слесарь-обходчик докладывает начальнику смены о результатах обхода и состоянии тепловых сетей. Следует немедленно докладывать по команде о дефектах, неустранимых собственными силами, дефектах которые могут вызвать аварию в сети, и при обнаружении утечки большой разницы давлений в начале и конце теплопровода.

Обслуживающий персонал должен знать величину допустимой утечки теплоносителя (не более 0,25% вместимости теплосети и непосредственно присоединенных к ней систем теплопотребления) и добиваться минимальных потерь теплоносителя. При обнаружении утечки по показаниям приборов следует ускорить обход и осмотр магистралей и колодцев. Если утечка не обнаружена, с разрешения начальника теплового хозяйства производится поочередное отключение участков тепловой сети для определения дефектного участка.

11.3 Эксплуатационные инструкции для обслуживающего персонала

а) Инструкция по правилам и мерам безопасности для слесаря тепловых сетей.

Все работы по обслуживанию теплотрассы выполнять с уведомления начальника котельной.

Открывать и закрывать крышки люков, смотровых колодцев следует специальными крючками длинной не менее 500 мм.

Открывать и закрывать крышки люков непосредственно руками, гаечными ключами и другими ключами запрещается!

В случае, если работающий в колодце почувствовал себя плохо, необходимо немедленно его поднять на поверхность, для чего наблюдающий за ним с поверхности, который должен неотлучно находиться у люка и быть снабжен всеми необходимыми приспособлениями.

Работа в колодцах и камерах при температуре воздуха выше 50 ºС и спуск и производство работ в колодцах, в которых уровень воды превышает 200 мм над уровнем пола при температуре воды 50º С не допускается.

Не допускается также работа под давлением воды в трубопроводах.

Прежде чем закрыть люк по окончании работы, ответственный за работу должен проверить, не остался ли случайно внутри колодца, канала кто-либо из рабочих.

При работе в колодцах теплотрассы в целях защиты от наезда транспорта и обеспечения безопасности пешеходов, места производства работ следует ограждать для чего применять:

А Штатный барьер высотой 1,1 м, окрашенный в белый цвет и красными параллельными полосами шириной по 0,13 м;

Б Дорожные специальные переносные знаки:

Запрещающий (въезд запрещен)

Предупреждающий (ремонтные работы)

Красные флажки на треугольной основе.

В темное время суток на штакетниках и щитовых ограждениях следует дополнительно вывешивать красные фонари по краям ограждений в верхней их части.

Для освещения колодцев и каналов применять аккумуляторные фонари. Использовать открытый огонь ЗАПРЕЩАЕТСЯ!

б) Должностная инструкция слесаря по обслуживанию тепловых сетей.

Слесарь по обслуживанию тепловых сетей непосредственно подчиняется начальнику котельной, мастеру и инженеру.

Слесарь по тепловым сетям отвечает:

За нормальное функционирование теплотрассы;

За своевременный ремонт обнаруженных дефектов на теплотрассе, откачку воды из колодцев;

За выполнение правил техники безопасности при ремонтах и осмотрах теплотрассы;

За выполнение инструкции и содержанию тепловых сетей.

Слесарь по тепловым сетям обязан:

Обслуживать оборудование тепловых сетей с трубопроводами диаметром до 500 мм;

Ежедневно производить обход трасс подземных и наземных тепловых сетей и внешним осмотром проверить отсутствие утечки воды через трубопроводы и арматуру;

Наблюдать за состоянием внешней поверхности теплотрасс с целью предохранения трубопроводов от затопления верхними или грунтовыми водами;

Проверять состояние попутных дренажей колодцев, очищать дренажные колодцы и трубы, откачивать воду из камер и колодцев;

Осматривать оборудование в камерах и надземных павильонах;

Обслуживать и ремонтировать текущим ремонтом запорную и регулирующую арматуру, спускные и воздушные краны, сальниковые крышки и другое оборудование и сооружения тепловых сетей;

Проверять камеры на загазованность;

Производить текущий ремонт, гидравлические и тепловые испытания тепловых сетей, контролировать режим их работы;

Знать внутренние разводки сетей отопления;

Не уходить без разрешения с дежурства и не заниматься посторонними делами на дежурстве;

Слесарь по тепловым сетям должен знать:

Схему обслуживания участка, расположение трубопроводов сети теплоснабжения колодцев и задвижек;

Устройство и принцип работы тепловых сетей;

Особенности работы на оборудовании, находящегося под давлением;

Назначение и места установки арматуры, компрессоров, средств измерений обслуживаемого участка;

Виды и привила производства земляных, такелажных, ремонтных и монтажных работ;

Слесарное дело;

Основы теплотехники;

Меры техники безопасности при обслуживании тепловых сетей.

Список используемых источников

1. Гаджиев Р.А., Воронина А.А. Охрана труда в тепловом хозяйстве промышленных предприятий. М. Стройиздат, 1979.

2. Манюк В.И. и др. Наладка и эксплуатация водяных тепловых сетей. М.Стройиздат, 1988.

3. Панин В.И. Справочное пособие теплоэнергетика жилищно-коммунального хозяйства. М. Стройиздат, 1970.

4. Справочное пособие. Водяные тепловые сети. М. Энергоатомиздат,1988.

5. Справочник проектировщика. Проектирование тепловых сетей. Под ред. А.А.Николаева. М. Стройиздат, 1965.

6. Тепловые сети. СНиП 2.04.07-86. М. 1987.

7. Щекин Р.В. и др. Справочник по теплоснабжению и вентиляции. Киев “Будивельник”, 1968.

8. СНиП 2.04.14-88. Тепловая изоляция оборудования и теплопроводов. / Госстрой СССР. –М: ЦИТП Госстроя СССР, 1989.

9. Б.М. Хрусталев, Ю.Я. Кувшинов, В.М. Копко. Теплоснабжение и вентиляция. Курсовое и дипломное проектирование. –М: Издательство ассоциации строительных Вузов. 2005.

Таблица 10 – Гидравлический расчет тепловой сети

					Подающая магистраль				Обратная магистраль				Н п в конце	Н о в нач уч.
													Н п в конце	Н о в нач уч.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
№1	48,66	98	22,74	120,74	159x4,5	56,7	6845,958	0,68	159x4,5	56,7	6845,958	0,68	51,32	27,68	23,64
№2	35,65	65	11,32	76,32	133x4	80,2	6120,864	0,61	133x4	80,2	6120,864	0,61	50,71	28,29	22,42
№3	24,07	58	10,4	68,4	108x4	116	7934,4	0,79	108x4	116	7934,4	0,79	49,92	29,08	20,84
№4	9,11	126	9,04	135,04	89x3,5	52,2	7049,088	0,70	89x3,5	52,2	7049,088	0,70	49,22	29,78	19,44
№5	11,84	42	8,6	50,6	89x3,5	83,3	4214,98	0,42	89x3,5	83,3	4214,98	0,42	49,56	29,5	20,06
№6	3,12	38	4,9	42,9	57x3,5	71,22	3055,338	0,31	57x3,5	71,22	3055,338	0,31	49,67	29,39	20,28
№7	11,58	96	12,1	108,1	89x3,5	76,5	8269,65	0,83	89x3,5	76,5	8269,65	0,83	49,88	29,12	20,76
№8	13,01	26	8,6	34,6	89x3,5	97,8	3383,88	0,34	89x3,5	97,8	3383,88	0,34	50,98	28,02	22,96

Число часов стояния
n	471	468	558	881	624	445	363	297	216	173	132	99	75	53	37	23	26
∑n	4941	4470	4002	3444	2563	1939	1494	1131	834	618	445	313	214	139	86	49	26

Министерство науки и образования Российской Федерации

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

" ОРЕНБУРГСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ"

Архитектурно-строительный факультет

Кафедра теплогазоснабжения, вентиляции и гидромеханики

Расчетно-графическое задание

"Теплоснабжение микрорайонов города"

Преподаватель:

Гребнев Д. В.

Исполнитель:

Студент группы з08ПГС-1

Шатилова И. В.

Оренбург 2011

Введение

1. Задание на проектирование

2. Трассировка тепловых сетей

5.1 Построение графика часовых и годовых расходов теплоты

Введение

Расчетно-графическое задание "Теплоснабжение районов города" выполняется на основании индивидуального задания и состоит из двух частей - графической и пояснительной записки.

В данном РГЗ требуется разработать систему теплоснабжения района города, магистральные тепловые сети.

Теплоносителем является вода, нагреваемая в основных и пиковых подогревателях ТЭЦ.

Все жилые кварталы присоединены к двухтрубным тепловым сетям.

В ходе проработки расчетно-графического задания были изучены практические методы расчета, конструирование узлов систем теплоснабжения, использования норм, технических условий, типовых материалов и новейших достижений техники теплоснабжения.

В результате выполнения расчетно-графического задания получено рациональное и экономичное решение основных вопросов теплоснабжения города. Разработанная система теплоснабжения отвечает действующим нормам на проектирование и техническим условиям на монтаж и эксплуатацию системы.

Задание на проектирование
В расчетно-графической работе требуется разработать систему теплоснабжения района города Тула, магистральные тепловые сети, ЦТП микрорайона, t o = - 27°С, t в = -14°С.
Теплоносителем является вода, нагреваемая в основных и пиковых подогревателях ТЭЦ, T 1 = 120°C, T 2 = 70°С.
Все жилые кварталы присоединены к двухтрубным тепловым сетям. Прочие исходные данные принимаем из таблицы №1 "Исходные данные"
Таблица №1 "Исходные данные"

2. Трассировка тепловых сетей

Выбор трассы тепловых сетей и способ прокладки следует принимать в соответствии с данными:

СНиП 11-01-2003 "Инструкции о порядке разработки, утверждения и соответствия проектной документации на строительство зданий, предприятий и сооружений".

СНиП 2.04.07-86* "Тепловые сети"

По своему назначению тепловые сети, соединяющие источник теплоты с тепловым пунктом, делятся на магистральные, распределительные и внутриквартальные.

Магистральные тепловые сети представляют собой участки, которые несут основную нагрузку и соединяют источники теплоты с крупными потребителями.

Распределительные тепловые сети транспортируют теплоту от тепловых магистралей к объектам теплопотребления.

Внутриквартальные сети соответственно транспортируют теплоту от распределительных сетей к тепловым пунктам потребителей теплоты.

По способу прокладки тепловые сети подразделяются на:

Подземные

Наземные

Подземные тепловые сети по способу прокладки подразделяются:

В проходных каналах

В полупроходных каналах

В непроходных каналах

Безканальная прокладка

Водяные системы теплоснабжения применяются двух типов: закрытые (замкнутые) и открытые (разомкнутые). В закрытых системах сетевая вода, циркулирующая в тепловой сети, используется только как теплоноситель, но из сети не отбирается.

В открытых системах сетевая вода частично (редко полностью) разбирается для горячего водоснабжения.

В зависимости от числа водопроводов, используемых для теплоснабжения данной группы потребителей, водяные системы делятся на одно-, двух-, трех- и многотрубные. Минимальное число водопроводов для открытой системы - один, а для закрытой - два.

Для теплоснабжения городов в большинстве случаев применяются двухтрубные водяные системы, в которых тепловая сеть состоит из двух трубопроводов: подающего и обратного. По подающему трубопроводу горячая вода подводится от станции к абонентам, а по обратному трубопроводу охлажденная вода возвращается на станцию.

Преимущественное применение в городах двухтрубных систем объясняется тем, что эти системы по сравнению с многотрубными требуют меньших начальных вложений и дешевле в эксплуатации. Эти системы употребимы в тех случаях, когда всем потребителям района требуется теплота примерно одного потенциала.

В данном расчетно-графическом задании разрабатываются магистральные двухтрубные сети канальной непроходной прокладки

3. Определение расчетных часовых расходов теплоты по видам тепловых нагрузок

Определение тепловых нагрузок производится исходя из величины жилой площади и числа жителей, считая все административно-общественные здания, равномерно распределенные по микрорайонам. Суммарная площадь застраиваемых микрорайонов принимается по заданию. Жилая площадь микрорайонов определяется в зависимости от этажности зданий и рассчитывается по формуле:

где F ж - общая жилая площадь квартала, га, F - площадь квартала по генплану, га, P - плотность жилого фонда, м 2 /га, принимается по /1/ в зависимости от этажности

Для первого квартала: F ж = 5000 · 7 = 35000 м 2 = 35 га

Общую площадь находим по формуле:

где k = 0,7 - коэффициент плотности застройки

Для первого квартала:

Число жителей определяется из условия, что норма жилой площади на одного жителя составляет 10 м 2 /чел, тогда количество жителей определяется по формуле:

где f ж = 10 - норма жилой площади на одного жителя, м 2 /чел.

Для первого квартала:

Определим тепловые нагрузки на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. Определение расходов теплоты производят для каждого квартала, но раздельно для каждого вида нагрузок.

Принимая по СНиП 2.04.07-86* №Тепловые сети", по приложению 2 укрупненный показатель максимального теплового потока по отоплению жилых зданий равным q o = 83,4 Вт.

Тогда количество теплоты на отопление рассчитывается по формуле:

где q о - 83,4 Вт/м 2 , показатель максимального теплового потока

А - общая площадь

k 1 - коэффициент, учитывающий тепловой поток в жилых и общественных зданиях

Максимальный поток на вентиляцию жилых зданий определяем по формуле:

где q о - 69,5 Вт/м 2 , показатель максимального теплового потока, А - общая площадь, k 1 = 0,25 - коэффициент, учитывающий тепловой поток в жилых и общественных зданиях, k 2 = 0,6 - коэффициент, учитывающий тепловой поток в жилых и общественных зданиях на вентиляцию

Принимаем норму расхода воды на горячее водоснабжение в сутки на одного человека, а = 105 л/сут, по /2/, приложение 3 находим укрупненный показатель среднего теплового потока на горячее водоснабжение q h = 376 Вт.

Тогда количество теплоты на горячее водоснабжение рассчитывается по формуле:

где q h = 376 Вт/чел - укрупненный показатель среднего теплового потока на горячее водоснабжение
m - число жителей
Аналогичный расчет производится для остальных кварталов. Полученные данные записываются в таблицу №2 "Расчет расходов теплоты".
Таблица №2 - Расчет расходов теплоты

№ кварталов	Площадь квартала F,га	Плотность жилого фонда	Жилая площадь	Общая площадь	Число жителей	Расходы теплоты, кВт

При определении расчетных расходов теплоты необходимо учесть потери теплоты в сетях и оборудовании в размере 5% от расхода теплоты, полученные данные заносим в таблицу №3.
Таблица №3 - Расходы теплоты на отопление, горячее водоснабжение и вентиляцию с учетом потерь

№ квартала	Расходы теплоты, кВт (Q·1,05)

4. Гидравлический расчет магистрали тепловой сети

Перед началом расчета необходимо выбрать трассировку теплосети. При выборе трассы теплосети следует руководствоваться следующим: трассу желательно прокладывать по наименее загруженным городским улицам, чтобы в меньшей степени стеснять уличное движение в период строительства и ремонта. При выборе трассы следует стремиться к минимальной длине трубопровода и колодцев. Находят главную магистраль (наиболее протяженная или наиболее нагруженная линия). Величина гидравлических потерь давления для магистрали является максимальной по сравнению с гидравлическими потерями направлений тепловой сети, поэтому эта величина является для всей тепловой сети расчетной.

Гидравлический расчет начинают с составления монтажной схемы главной магистрали и всех ответвлений. Монтажную схему изображают без масштаба, на ней в виде стрелок наносят ответвления к кварталам, указывают номера расчетных участков, их длины по масштабу генплана, а также расчетные расходы воды на участках и ответвлениях.

4.1 Определение расходов теплоносителя в тепловых сетях

Для гидравлического расчета необходимо рассчитать расходы теплоносителя на каждый квартал: максимальное на отопление и вентиляцию, на горячее водоснабжение, а также суммарные расходы.

Расходы теплоносителя определяются согласно /2/.

Расчетные расходы воды, кг/ч, следует определять по формулам:

1) на отопление

где - расчетный расход сетевой воды на отопление

с - удельная теплоемкость воды, принимаемая равной 4,19 кДж/кг·°С

T 1 - температура в подающем трубопроводе, 120°С

T 2 - температура в обратном трубопроводе, 70°С

2) на вентиляцию

3) на горячее водоснабжение

где ф ` 1 - температура воды после водоподогревателя в подающем трубопроводе, ф ` 1 = 70°С

ф ` 3 - температура воды в обратном трубопроводе, ф ` 3 = 30°С

Суммарный расход теплоносителя определяется по формуле:

где K з - коэффициент не одновременности пользования, учитывающий долю среднего расхода воды на горячее водоснабжение при регулировании по нагрузке отопления зависит от мощности системы теплоснабжения K з = 1,2.

Аналогичный расчет производится для остальных кварталов, полученные данные записываются в таблицу №4.

Таблица №4 - Расходы теплоносителя на отопление, горячее водоснабжение и вентиляцию

№ квартала

4.2 Расчет эквивалентной длины

По итогам таблицы №4 рассчитаем расходы воды по участкам сети. Для этого по монтажной схеме определим, сколько расчетных участков (нумерацию производим от источника тепла) и количество кварталов, находящихся на них. Так как на участке 3 считаем расход 3-го и 4-го кварталов, на 2-ом участке уже считаем 3,3,4-го кварталов, на 1 - 1,2,3,4,5.

Для 1-го участка: G 1 = 245,37 т/ч

Аналогично рассчитываем для остальных 2-х.

По справочнику /3/ по номограммам (для труб с коэффициентом эквивалентной шероховатости К з = 0,5 мм) в зависимости от расчетных расходов воды на участке и удельных потерь напора подбираем диаметры труб, при условиях:

30 ? R ? 80, где R - удельное сопротивление падению напора, Па/м

3,5 м/с - скорость теплоносителя

Потери напора в местных сопротивлениях при расчете учитываются введением дополнительных эквивалентных длин на участках сети. Эквивалентные длины рассчитываются с учетом местных сопротивлений, которые определяем по монтажной схеме. Например, для участка 1 - по расходу определяем диаметр трубопровода - 300 мм, а по монтажной схеме - местные сопротивления:

Сальниковый компенсатор - 0,3

Резкое сужение - 0,5

Тройник - 1,5

Задвижка - 0,5

Рассчитываем коэффициенты местных сопротивлений при условии, что они равны для:

Задвижки - 1

Компенсатора сальникового - 0,3

Резкое сужение диаметра - 0,5

Тройник - 1,5

Компенсатор П-образный - 7

Следовательно, для участка 1 рассчитываем коэффициенты местных сопротивлений: о = 1·0,5 + 5·0,3 + 1·1,5 + 1·0,5 = 4

Эквивалентная длина определяется как произведение коэффициента местных сопротивлений на l э, определяемое по таблице 7,2 по /4/ для коэффициента шероховатости к = 0,0005 (т.е. рассматриваются новые трубы, без учета загрязнений) в зависимости от размера трубы.

Так для участка 1 с диаметром трубы 300 мм l э = 14 и, следовательно, эквивалентная длина на этом участке: l э = 4·114= 56 м

Аналогично рассчитываем остальные участки, и результаты заносим в таблицу №5.

Местные сопротивления	Коэффициент местных сопротивлений, о	Эквивалентная длина, l экв, м
Задвижки Сальниковые компенсаторы Резкое сужение	1·0,5 + 5·0,3 + 1·1,5 + 1·0,5 = 4
Задвижки Сальниковые компенсаторы Резкое сужение		3,7·16,9 = 62,53
Задвижки Сальниковые компенсаторы Резкое сужение	1·0,5 + 4·0,3 + 1·1,5 + 1·0,5 = 3,7	3,7·19,8 = 73,26
Задвижки Сальниковые компенсаторы Резкое сужение	1·0,5 + 4·0,3 + 1·1,5 + 1·0,5 = 3,7	3,7·23,4 = 86,58
Задвижки П-образный компенсатор	1·0,5 + 7·2,8 = 20,1	20,1·26,5 = 532,65

4.3 Таблица гидравлического расчета

Для первого участка расход воды G 1 = 245,37 т/ч. Условный диаметр (проход) d y , наружный диаметр х толщина стенки d e x s, удельное сопротивление падению напора R и скорость v определяются по номограммам /3/ и равны соответственно для данного участка:

d e x s = 325 х 8 мм

Длина участка l определяется по схеме расположения кварталов микрорайона города. Для 1-го участка l = 600 м.

Длина участка трубопровода с местными сопротивлениями определяется по формуле:

l e = l экв · о

где l экв - эквивалентная длина по таблице 5

о - сумма местных сопротивлений на участке по таблице 5

Для 1-го участка:

l ` = l e + l

Тогда расчетная длина первого участка:

l ` = 56 + 600 = 656 м

Потери давления на трение на участках сети по длине определяется по формуле:

Р л = R · l `

R - удельные потери на трение

l ` - расчетная длина участка

Для рассматриваемого участка:

Р л = 30 · 656 = 19680 Па = 19,68 кПа

Потери напора на участке теплосети определяют как:

где - плотность воды

g - ускорение свободного падения

На первом участке:

Аналогичный расчет производится для остальных участков, полученные данные записываются в таблицу №6

Таблица №6

№ участка

5. Годовой график расхода теплоты по продолжительности стояния температур наружного воздуха

магистральный отопление трубопровод теплота

Годовой график продолжительности расхода теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение строится по часовым графикам расходов теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение и по длительности стояния различных температур наружного воздуха в течение отопительного сезона. Число часов стояния среднесуточных температур наружного воздуха за отопительный период приведено в таблице 7.

Часовой график расхода теплоты на отопление в зависимости от температуры наружного воздуха строится по двум точкам. Первая точка - это расход теплоты при расчетной температуре наружного воздуха; вторая - равная нулю при температуре наружного воздуха, сходной с температурой внутреннего воздуха отапливаемых зданий. Линия графика будет представлять собой прямую линию. Отопление прекращается при температуре +10?С. Расход теплоты при температурах более высоких, чем +10?С, на графике будет показан условно. Аналогично строится часовой график расхода теплоты на вентиляцию. Линия графика будет представлять собой тоже прямую линию.

Часовой график расхода теплоты на горячее водоснабжение для зимнего периода изображается двумя линиями, параллельными оси абсцисс (максимальный и средний расход теплоты). Для летнего периода при t ? +10?С строится только линия максимального летнего расхода теплоты, которая также параллельна оси абсцисс.

В летний период, который в теплоснабжении условно определяется периодом с наружными температурами выше +10?С, работает из трех основных нагрузок только горячее водоснабжение. Нагрузка горячего водоснабжения принимается равной среднему значению соответственно для зимнего и летнего периодов.

По центру листа размещается ось расчетных тепловых нагрузок (ось ординат). По оси абсцисс вправо от оси координат откладывают продолжительность отопительного периода, а влево - температуру наружного воздуха. Рекомендуется следующий порядок построения графика. Вначале строится график отопительной нагрузки справа от оси ординат: по оси ординат при t н.в. откладывается Q. Построение вентиляционной нагрузки производится таким же методом. Линию нагрузки горячего водоснабжения для зимнего периода проводят параллельно оси абсцисс в диапазоне температур от t н.в. до t = +8?С. После построения часовых графиков тепловых нагрузок приступают к построению годового графика. Годовой график продолжительности тепловой нагрузки строится справа от оси ординат. Перед построением графика необходимо заполнить таблицу 7.

Таблица №7 - Время стояния температуры наружного воздуха

Продолжительность стояния n, ч	Температура наружного воздуха

Порядок построения графика следующий. При данной текущей температуре наружного воздуха подняться вертикально вверх до линии суммарного расхода теплоты. Из точки пересечения провести горизонтальную прямую вправо до вертикальной линии, соответствующей?n из таблицы.

5.1 Построение графиков часовых и годовых расходов теплоты

На отопление:

где = +20?С - температура внутренних помещений

На вентиляцию:

На горячее водоснабжение:

где b = 0,8 - коэффициент пользования горячей водой для жилья

Список используемой литературы

1. "Теплоснабжение районов города" - методические указания/Р.Ш.Мансуров, Д.В.Гребнев, - Оренбург; ИПК ГОУ ОГУ, - 2007г. - 36 с.

2. СНиП 2.04.05-86* "Тепловые сети" /Госстрой России. - М.: ГУП ЦПП, 2003, - 44с.

3. Справочник "Наладка и эксплуатация тепловых сетей" В.И.Манюк - 3-е изд., - М.: Стройиздат, 1988. - 430 с.

4. "Теплоснабжение" А.А.Ионин, М.: Стройиздат, 1982. - 336 с.

Подобные документы

курсовая работа , добавлен 22.11.2010

Разновидности централизованного теплоснабжения зданий. Тепловые нагрузки района города. Построение графиков расхода теплоты. Регулирование отпуска теплоты, определение расчетных расходов теплоносителя. Выбор трассы. Механический расчет теплопроводов.

курсовая работа , добавлен 17.05.2016

контрольная работа , добавлен 25.03.2012

курсовая работа , добавлен 05.05.2011

контрольная работа , добавлен 07.01.2015

курсовая работа , добавлен 09.05.2012

Основные характеристики газообразного топлива. Определение количества жителей. Расход газа на комунально-бытовые нужды, тепла на отопление, вентиляцию и ГВС жилых и общественных зданий. Гидравлический расчет магистральных газопроводов высокого давления.

курсовая работа , добавлен 15.05.2015

Теплотехнический расчет ограждающих конструкций общежитий. Теплопотери помещений. Расчет расхода теплоты на горячее водоснабжение. Газоснабжение. Расчет основных элементов системы газоснабжения города Немиров. Определение параметров наружного воздуха.

дипломная работа , добавлен 10.04.2017

Построение графика качественного регулирования отпуска теплоты на отопление. Определение расхода сетевой воды, проходящей через калориферы системы вентиляции. График расходов сетевой воды. Расчет ВВП, присоединенного по двухступенчатой смешанной схеме.

дипломная работа , добавлен 15.08.2010

Продолжительность стояния интервалов температуры наружного воздуха согласно климатологическим данным г. Астрахань. Расчёт режимов отопления, теплонасосной установки в режиме системы теплоснабжения. Режим холодоснабжения системы кондиционирования воздуха.