Основы централизованного теплоснабжения: Методические указания к курсовому проектированию

Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное агентство по образованию Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Северо - Западный государственный заочный технический университет

Кафедра теплотехники и теплоэнергетики

ОСНОВЫ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ

Методические указания к курсовому проектированию

Факультет энергетический Направление и специальность подготовки дипломированного специалиста: 650800 – теплоэнергетика 100500 – тепловые электрические станции Направление подготовки бакалавра 550900 – теплоэнергетика

Санкт-Петербург 2004

Утверждено редакционно-издательским советом университета УДК 697.34 Основы централизованного теплоснабжения: Методические указания к курсовому проектированию. - СПб.: СЗТУ, 2004. - 53 с. Тематика и содержание курсового проекта соответствуют требованиям государственных образовательных стандартов высшего профессионального образования по направлению подготовки дипломированного специалиста 650800 – «Теплоэнергетика» (специальность 100500 – «Тепловые электрические станции») и направлению подготовки бакалавра 550900 – «Теплоэнергетика». В методических указаниях изложены задачи, содержание, последовательность и рекомендации к выполнению курсового проекта, посвященного проектированию систем централизованного теплоснабжения от теплоэлектроцентрали. Ряд подзадач проекта может быть выполнен с помощью персонального компьютера. В приложениях приведены справочные материалы, необходимые для выполнения расчетной части курсового проекта. Рассмотрено на заседании кафедры теплотехники и теплоэнергетики 26 марта 2004г., одобрено методической комиссией энергетического факультета 29 марта 2004г. Рецензенты: кафедра теплотехники и теплоэнергетики Северо - Западного государственного заочного технического университета (зав. кафедрой З.Ф.Каримов, д-р техн. наук, проф.); А.П. Бельский, д-р техн. наук, проф. кафедры промышленной теплоэнергетики СПбГТУРП.

Составители: А.В.Пакшин, канд. техн. наук, доц. Е.А.Блинов, канд. техн. наук, доц. С.П. Наседкин, канд. техн. наук, доц.

© Северо-Западный государственный заочный технический университет, 2004

ВВЕДЕНИЕ Целью проекта по дисциплине «Основы централизованного теплоснабжения» является практическое применение изученных в курсе методов проектирования систем централизованного теплоснабжения. Задачи курсового проекта состоят в комплексном решении задач проектирования конкретной системы теплоснабжения: выборе типа и состава основного оборудования источника теплоснабжения; проектировании тепловых сетей на основе их гидравлического, теплового и прочностного расчета; расчете регулирования отпуска теплоты; разработке принципиальной схемы системы теплоснабжения и конструкций элементов тепловых сетей. Ниже приведены методики решения указанных задач и рекомендации по их применению. Наряду с безмашинным решением всех поставленных задач возможно выполнение некоторых из них (расчет тепловых нагрузок, гидравлический расчет, тепловой расчет теплоизоляционной конструкции) на ПК по программам, разработанным на кафедре теплотехники и теплоэнергетики. Все расчеты в курсовом проекте необходимо выполнить в единицах СИ (ГОСТ 8.417-81). В случае использования нормативных и справочных материалов, базирующихся на системе единиц МКГСС и тепловых единицах, основанных на калории, следует переводить эти единицы в единицы СИ, используя таблицу соотношений (приложение П1). 1. ТЕМАТИКА КУРСОВОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ Тематика курсового проектирования соответствует основным разделам дисциплины «Основы централизованного теплоснабжения». Темой курсового проекта, предлагаемого в настоящих методических указаниях, является проект системы теплоснабжения промышленных предприятий и коммунально-бытовых потребителей от ТЭЦ. Исходными данными для выполнения проекта являются: - генплан района теплоснабжения (рис. 1); - расчетный отпуск пара на производственно-технологические нужды D пp (табл. 2); -давление и температура технологического пара рп и t п (табл. 3); -доля возврата и температура конденсата технологического пара βк и tк (табл. 3); -годовое время использования максимума технологической нагрузки h п (табл. 3); -расчетные нагрузки отопления-вентиляции и горячего водоснабжения р р промышленного предприятия Q овп и Q гп (табл. 2); 3

-климатические условия города (табл. 1); -численность населения в районе теплоснабжения m (табл. 2); число жителей в каждом микрорайоне (рис. 1) принять одинаковым; -тип системы теплоснабжения (табл. 1; СТО - открытая, СТЗ - закрытая); -номер ТЭЦ (табл. 1, рис. 1); -масштаб изображения на генплане, представленном на рис.1 (табл. 2); -количество этажей самого высокого здания в микрорайоне (табл. 3); -рельеф местности в виде отметок горизонталей а-3 (табл. 2) на генплане; -топливо (табл. 3; Т - твердое; ГМ - газ или мазут). Таблица 1

18 Новгород

17 Мурманск

16 Липецк

15 Калуга

14 Ижевск

13 Елабуга

12 Дербент

11 Гомель

10 Воркута

9 Вологда

8 Владимир

7 Владивосток

6 Белгород

5 Барнаул

4 Барабинск

3 Балашов

Номер ТЭЦ Система теплосна бжения

2 Архангельск

Климати ческие условия города

1 Арзамас

0

Абакан

Сумма двух последних цифр

Характер истика

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

2

3

4

5

6

7

8

10

СТО

СТЗ

СТО

СТЗ

СТО

СТЗ

СТО

СТЗ

СТО

СТЗ

СТО

СТЗ

СТО

СТЗ

СТО

СТЗ

СТО

СТЗ

СТО

2. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ 2.1. Требования к оформлению пояснительной записки

Выполненный курсовой проект состоит из пояснительной записки на 4050 страницах стандартной писчей бумаги (формат А4) и графической части на двух листах чертежной бумаги (формат А1). Пояснительная записка должна включать в себя следующее: - задание на курсовой проект; - введение; - выбор типа и основного оборудования источника теплоснабжения; - тепловые нагрузки производственных потребителей по пару; - тепловые нагрузки коммунально-бытовых и производственных потребителей по сетевой воде; - тип и оборудование источника теплоснабжения; - регулирование отпуска теплоты потребителям; - гидравлический расчет и пьезометрический график тепловых сетей; 4

- выбор конструкции прокладки и компенсаторов температурных удлинений тепловых сетей; - расчет на прочность элементов тепловых сетей; - выбор и тепловой расчет теплоизоляционной конструкции тепловых сетей; - принципиальная схема системы теплоснабжения. В состав пояснительной записки после текстовой части необходимо включить список использованной литературы (Литература), оглавление и приложения, в которые вносятся таблицы с результатами расчетов. Ниже приводятся рекомендации по выполнению расчетов и оформлению пояснительной записки. Задание на курсовой проект. Приводятся исходные данные на проектирование в соответствии с индивидуальным заданием на основании заявки предприятия или выбранным по шифру вариантом (рис. 1, табл. 1 - 3). Введение. Дается общая характеристика централизованного теплоснабжения России и его места в топливно-энергетическом комплексе. Подчеркивается роль централизованного теплоснабжения городов и промышленных предприятий, перспективные тенденции в его развитии. При этом необходимо воспользоваться последними литературными источниками и материалами журналов “Энергетик”, “Теплоэнергетика” и “Электрические станции”.

5

П

а

б

в

г

д

Рис. 1. Генплан района теплоснабжения I-X - коммунально-бытовые потребители (кварталы, микрорайоны) 1-10 - ТЭЦ П - промышленные потребители (промзона) а-е - геодезические уровни

6

Таблица 2 Характеристика

Последняя цифра шифра 3 4 5 6 225 250 275 300 180 220 260 300

0 150 80

1 175 120

2 200 150

D пр , кг/с

40

60

75

90

110

130

р Q овп , МВт

60

90

115

130

160

Q ртп , МВт

10

15

20

25

20 20 20 20 20 20 20 20

20 19 18 17 16 15 14 13

15 17 19 21 23 25 27 29

25 23 21 19 17 15 13 11

Масштаб генплана, м/см Численность населения, тыс. чел.

Отметки на генплане, м: а б в г д е ж з

7 325 340

8 350 380

9 375 420

150

170

190

210

190

220

250

280

310

30

35

40

45

50

60

10 13 16 19 22 25 28 31

15 14 13 12 13 14 15 16

5 7 9 11 13 15 13 11

10 12 14 12 10 12 14 10

8 6 4 6 8 6 4 2

20 25 30 32 30 25 20 23

Таблица 3 Характеристика

Полусумма двух последних цифр шифра * 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1,4 1,3 1,2 1,1 1,0 0,9 0,8 0,7 0,9 1,0 235 240 245 250 230 220 210 200 215 225 0,9 0,85 0,8 0,75 0,7 0,65 0,6 0,55 0,5 0,6 95 95 95 95 95 95 95 95 95 95 4300 4400 4500 4600 4700 4800 4900 5000 5100 5200 Т ГМ Т ГМ Т ГМ Т ГМ Т ГМ

Рп, МПа tп , оС βк tк оС hп, ч/год Топливо Количество этажей самого 16 15 12 9 высокого здания микрорайона I-X *) Нецелое число увеличить до ближайшего целого

7

7

8

9

10

11

12

2.2. Рекомендации по выполнению расчетов 2.2.1. Выбор типа и основного оборудования источника теплоснабжения

Тип источника теплоснабжения (отопительная, производственная или производственно-отопительная ТЭЦ) определяется расчетными тепловыми нагрузками по пару и сетевой воде присоединенных потребителей. 2.2.1.1. Тепловые нагрузки производственных потребителей по пару Расчетная технологическая нагрузка с учетом тепловых потерь в сетях определяется по формуле, кВт (МВт) и ГДж/ч *) Q пр = D пр [h n − β(h к − h х ) − h х ](1 + q n ) ,

(1)

где h n , h k , h x - энтальпии технологического пара, обратного конденсата и холодной воды зимой [1] (температура и давление холодной воды зимой соответственно 5оС и 0,4 МПа), кДж/кг, q n - доля тепловых потерь в паровых сетях (принимается в пределах от 0,06 до 0,10). Годовой отпуск теплоты технологическим потребителям, ГДж Q гп = Q пр h п

(2)

Годовой график технологических нагрузок строится в виде ступенчатой линии, а каждая ступенька характеризует среднюю нагрузку рассматриваемого месяца i, определяемую по формуле

Q пi =

Q гп Q пi XII

,

(3)

∑ Q пi i=I

где Qпi - относительная величина средней технологической нагрузки месяца i; XII

∑ Qпi -

сумма относительных величин средних технологических нагрузок по

i=I

месяцам за год (приложение П2) *)

Расчетные и средние тепловые нагрузки рекомендуется вычислять в МВт и ГДж/ч (1МВт=3,6 ГДж/ч), а годовые - в ГДж 8

Таким образом, на графике по оси абсцисс откладываются месяцы года в виде равных отрезков (например, по 10 мм), а по оси ординат соответствующие им средние нагрузки в ГДж [2]. График выполняется на миллиметровой бумаге и включается в состав пояснительной записки. 2.2.1.2. Тепловые нагрузки коммунально-бытовых и производственных потребителей по сетевой воде Нагрузки коммунально-бытовых потребителей определяются в соответствии со СНиП [3,4]. Рекомендации по их расчету приведены в справочниках [5,6]. Расчетные тепловые нагрузки Расчетная нагрузка отопления, Вт (МВт) и ГДж/ч Q op = q o A(1 + k1 ) = q o mf (1 + k1 ) ,

(4)

где qо - укрупненный показатель максимального теплового потока на отопление жилых зданий на 1 м2 общей площади (приложение П3), Вт/м2 ; A=mf - общая площадь жилых зданий, м2; f - норма общей площади в жилых зданиях на 1 чел. ( может приниматься равной 13,5 м2/чел); k 1 =0,25 - коэффициент, учитывающий долю теплового потока на отопление общественных зданий. Расчетная нагрузка вентиляции, Вт (МВт) и ГДж/ч Q вр = q o Ak1k 2 ,

(5)

где k 2 - коэффициент, учитывающий долю теплового потока на вентиляцию общественных зданий ( k 2 =0,4 для зданий постройки до 1985 г., k 2 = 0,6 - после 1985 г.). Расчетная нагрузка горячего водоснабжения, Вт (МВт) и ГДж/ч Q гр = q г m ,

9

(6)

где qr - укрупненный показатель среднего теплового потока на горячее водоснабжение на 1 чел. (приложение П.4), Вт/чел. Расчетная нагрузка коммунально-бытовых потребителей, Вт (МВт) и ГДж/ч Q кр = Q ор + Q вр + Q гр .

(7)

Средние тепловые нагрузки Средняя нагрузка отопления, Вт (МВт) и Гдж/ч

р Q ср о = Qо

tв − to t в − t op

,

(8)

где t в - средняя температура внутреннего воздуха отапливаемых зданий о ( t в =18 о С - для жилых и общественных зданий, t в =16 С - для производственных зданий); t ор , t о - расчетная для отопления и средняя за отопительный период температуры наружного воздуха (приложение П.5). Средняя нагрузка вентиляции, Вт (МВт) и ГДж/ч

р Q ср в = Qв

tв − to t в − t op

(9)

Средняя за отопительный период нагрузка горячего водоснабжения, Вт (МВт) и ГДж/ч

Q сг р = Q гр .

(10)

Средняя за неотопительный период нагрузка горячего водоснабжения, Вт (МВт) и Гдж/ч

Q сглр = Q сг р

55 − t хл β, 55 − t х

10

(11)

где t х =5 о С и t хл =15 о С - соответственно температуры холодной (водопроводной) воды в отопительный и неотопительный период; β - коэффициент, учитывающий изменение среднего расхода воды на горячее водоснабжение в неотопительный период по отношению к отопительному (β= 0,8 - для жилых и общественных зданий; β=1,5 - то же для курортных и южных городов; β=1 - для предприятий). Средняя за отопительный период нагрузка коммунально-бытовых потребителей Q ск р = Q со р + Q св р + Q сг р .

(12)

Годовые расходы теплоты Годовой расход теплоты на отопление, ГДж Q го = Q со р h одл ,

(13)

где h одл - длительность отопительного периода (приложение П5), ч. Годовой расход теплоты на вентиляцию, ГДж Q гв = Q св р h о Ζ

24 ,

(14)

где Ζ =16 ч - время работы за сутки систем вентиляции общественных зданий. Годовой расход теплоты на горячее водоснабжение, ГДж Q гг = Q сг р h о + Q сглр (8400 − h о ) .

(15)

Годовой расход теплоты на коммунально-бытовые нужды, ГДж Q гк = Q го + Q гв + Q гг .

11

(16)

Отпуск теплоты по сетевой воде Сантехническая нагрузка промышленных предприятий покрывается сетевой водой [3] и суммируется с коммунально-бытовой нагрузкой. Расчетная сантехническая нагрузка, МВт и ГДж/ч р р Q cp = Q овп + Q гп .

(17)

Можно допустить, что закономерности изменения сантехнической и коммунально-бытовой нагрузки в зависимости от температуры наружного воздуха совпадают. Тогда годовой отпуск теплоты на сантехнические нужды, ГДж Q гс = Q ср Q гк

Q кр .

(18)

С учетом тепловых потерь в сетях расчетная нагрузка потребителей сетевой воды составит, МВт и ГДж/ч

(

)

(19)

)

(20)

р Q св = (1 + q ) Q кр + Q ср ,

а годовой отпуск теплоты по сетевой воде, ГДж

(

Q гсв = (1 + q ) Q гк + Q гс ,

где q - доля тепловых потерь в тепловых сетях (принимается в пределах от 0,04 до 0,08). Расчет нагрузок технологических и коммунально-бытовых потребителей может быть осуществлен на ПЭВМ по программе, алгоритм которой соответствует приведенной выше методике. Результаты расчета нагрузок потребителей сетевой воды обобщаются в виде графика тепловых нагрузок по продолжительности [7,8]. Он совмещается с графиком изменения нагрузок от температуры наружного воздуха t н . В левой части графика приводятся зависимости нагрузок отопления Q о , вентиляции Q в и горячего водоснабжения Q г коммунально-бытовых и производственных потребителей (в МВт) от t н , а затем путем их графического суммирования зависимость нагрузки потребителей сетевой воды Q св от t н . В правой части строится собственно график тепловых нагрузок по продолжительности, на котором по оси абсцисс откладываются 12

продолжительности стояния температур наружного воздуха от +18 оС (8400 ч) и +8 оС (hо) до расчетной для отопления (приложение П.5), а по оси ординат соответствующие им нагрузки по сетевой воде. Весь график строится в линейном масштабе, удобном для чтения. Результаты расчетов тепловых нагрузок необходимо свести в таблицу (приложение П.6). 2.2.1.3. Тип и оборудование источника теплоснабжения Многочисленные технико-экономические исследования показывают, что при расчетной тепловой нагрузке потребителей до 200.....300 МВт в качестве источника теплоснабжения целесообразно выбирать паровые или пароводогрейные котельные, а при более высоких нагрузках - паротурбинные, газотурбинные или парогазовые ТЭЦ. В курсовом проекте предполагается в качестве источника паротурбинная ТЭЦ. К основному оборудованию ТЭЦ относят паровые и водогрейные котлы и паровые турбины. Критерием правильности выбора состава, типа и мощности основного оборудования является достижимость оптимальных значений расчетных коэффициентов теплофикации по пару и сетевой воде при соответствующих величинах технологической и коммунально-бытовой (в сумме с сантехнической) нагрузок. Оптимальные коэффициенты теплофикации определяются на основе технико-экономических расчетов по минимуму приведенных затрат в источник теплоснабжения и зависят от мощностного ряда выпускаемых теплофикационных паровых турбин. Соответствующие техникоэкономические исследования показывают, что оптимальные значения расчетных коэффициентов теплофикации по пару и сетевой воде составляют р соответственно α пр =0,7......1,0 и α св =0,4.....0,7. Выбор паровых турбин, подлежащих установке на ТЭЦ, осуществляется на основе исходных данных, расчетов тепловых нагрузок и характеристик типовых паровых турбин (приложение П8) [10...12]. При этом используются выражения α пр = D пту р

D пр ;

(21)

р ту р α св = Q св

р Q св ,

(22)

где D пту р - расчетный отпуск пара из производственных отборов и противодавления выбранных турбин типа ПТ и Р, кг/с; ту р Q св - расчетный отпуск теплоты из отопительных отборов и встроенных пучков конденсаторов выбранных турбин типа Т и ПТ, МВт. 13

Паровые и водогрейные котлы выбираются, исходя из их общей паропроизводительности и тепловой мощности, а также характеристик выпускаемых котлов (приложение П.7, П.9) [10, 11]. При выборе основного оборудования ТЭЦ необходимо стремиться к выполнению следующих условий: 1. Уменьшению числа агрегатов, но не менее двух, за счет увеличения их единичной мощности. 2. Преимущественному выбору однотипного оборудования, обеспечивающего требуемые виды теплопотребления. Рекомендуется начинать выбор с турбин типа ПТ, обеспечивая достижение оптимального значения α пр и проверяя р р . Если α св отличается от оптимального, то получаемое при этом значение α св для его увеличения необходимо добавить турбину(ны) типа Т, а для его снижения - уменьшить количество турбин типа ПТ за счет соответствующей установки турбин типа Р. Этот выбор типа и количества паровых турбин может быть осуществлен на ПЭВМ по разработанной на кафедре программе. 3. Встроенные пучки конденсаторов турбин типа Т и ПТ используются для подогрева подпиточной воды в СТО или обратной сетевой воды перед сетевыми подогревателями в СТЗ. 4. Пиковые паровые нагрузки технологических потребителей покрываются от паровых котлов через редукционно-охладительные установки (РОУ), а пиковые нагрузки потребителей сетевой воды от пиковых водогрейных котлов (ПВК). Избыточная теплопроизводительность однотипных ПВК должна быть минимальной. 5. Выбор типа и количества паровых котлов производится по сумме максимальных расходов свежего пара на все турбины D отуΣр и РОУ D ор оу с коэффициентом 1,02 для компенсации неучтенных потерь в цикле ТЭЦ, кг/с

(

(

)

D к = 1,02 D отуΣр + D ор оу ;

(

D ор оу = D пр − D пту р

) h hη

− h пв , р оу − h пв

п

с

)

(

)

(23) (24)

где h o , h пв - энтальпии свежего пара за котлами и питательной воды; кДж/кг (выбираются по таблицам [1] при параметрах, указанных в приложении П9); η р оу = 0,98 - КПД РОУ. Котлы должны быть однотипными и обеспечивать минимальный запас паропроизводительности. 6. Деаэрация подпиточной воды тепловых сетей в СТО осуществляется в вакуумных деаэраторах с применением сетевой воды в качестве греющего теплоносителя. Для выравнивания водопотребления при этом устанавливаются баки-аккумуляторы. 14

Состав основного оборудования ТЭЦ сводится в таблицу или представляется в виде: a×E-...+b×KB-...+c×T-...+d×ПТ-...+е×Р-... (а и b количество паровых и водогрейных котлов соответствующих типов; c, d, e - то же паровых турбин). 2.2.2. Регулирование отпуска теплоты

Выбор метода регулирования определяется типом преобладающей нагрузки, схемами присоединения потребителей к тепловым сетям, затратами на топливо в источнике теплоснабжения и т. д. Для учебных целей допустимо рассматривать схему несвязанного регулирования нагрузки отопления и горячего водоснабжения в СТО и схему одноступенчатого параллельного подключения подогревателя горячего водоснабжения к тепловым сетям в СТЗ. В этих случаях применяется центральное качественное регулирование по нагрузке отопления. Построение соответствующих температурных графиков можно осуществить по рекомендациям СНиП 2.04.07-86 [3] и справочным данным [6, 13]. В приложении приведены данные, необходимые для построения графиков изменения температуры прямой τ1 и обратной сетевой воды τ 2 в системе (П.10), а также обратной сетевой воды после подогревателей горячего водоснабжения τ 2г в зависимости от ее значения в точке излома температурного графика τ и2г принимаемого в пределах от 25 до 40оС (П.11). Точка излома отопительного температурного графика определяется минимально допустимой температурой воды в подающем трубопроводе по условиям обеспечения нагрузки горячего водоснабжения, принимаемой 600С в СТО и 70оС в СТЗ [3]. Температура сетевой воды после системы вентиляции должна совпадать по значению с температурой после системы отопления в диапазоне температур наружного воздуха от расчетной для отопления до соответствующего излома t ио , а при дальнейшем повышении температуры наружного воздуха до t н =8оС она снижается по выпуклой кривой до τ 2в =18оС. В пояснительной записке необходимо дать характеристику принятого метода регулирования отпуска теплоты и привести построение соответствующих температурных графиков [5, 7, 8], приняв за расчетные значения температур сетевой воды τ1р =150оС и τ р2 =70оС.

15

2.2.3. Гидравлический расчет и пьезометрический график тепловой сети

Основной задачей гидравлического расчета является оптимальный выбор диаметров трубопроводов и определение потерь давления в тепловых сетях. В соответствии с генпланом и исходными данными составляет расчетная схема тепловых сетей, за концевые точки которой условно принимаются центры кварталов (микрорайонов) и промузла [15]. На стадии курсового проектирования можно не учитывать необходимость в секционирующих задвижках на магистральных трубопроводах (через 1-3 км) и блокировочных перемычках между магистралями (через 1-3 км). На расчетной схеме, вычерченной в масштабе, для каждого участка проставляются длина, расчетный расход теплоносителя и диаметр трубопроводов (рис. 2). пара, отпускаемого производственно-технологическим Расход потребителям П, задан, а расчетные расходы сетевой воды (кг/с) рассчитываются по формулам [3]: - на отопление

(

)

(25)

c τ1p − τ p2 10 −3 ;

(

)

(26)

с(t г − t х )10 −3 ;

(27)

G ор = Q op

c τ1p − τ p2 10 −3 ;

G вр = Q вp

-на вентиляцию

-на горячее водоснабжение в СТО G гр = Q гр

-на горячее водоснабжение в СТЗ (параллельная схема) G гр = Q гр

(

)

с τ1и − τ и2г 10 −3 ;

(28)

- суммарный G Σp = G op + G вр + к 3G гр ,

(29)

где τ1и , τ и2г - температура прямой сетевой воды и воды после подогревателя ГВС в точке излома температурного графика, 16

к 3 - коэффициент, учитывающий долю среднего расхода воды на ГВС при регулировании смешанной нагрузки по нагрузке отопления (приложение П.12). Для потребителей с нагрузкой 10 МВт и менее суммарный расчетный расход воды, кг/с G Σp = G op + G вр + к 3G гmax ,

(30)

300 м 45 кг/с (пар) 630 мм

П

ТЭЦ

II

300 мм

320 м

330 м

400 м

200 кг/с

1000 кг/с

100 кг/с

120 кг/с

426 мм

720 мм

273 мм

273 мм

I Рис.2. Пример расчетной схемы тепловых сетей где Gгmax - максимальный расход воды на ГВС коммунально-бытовых потребителей в СТО и СТЗ, соответственно: G гmax = 2,4Q гр

с(t г − t x )10 −3 ;

G гmax = 2,4Q гр

с τ1и − τ и2г 10 −3 .

(

)

(31) (32)

Расчетный расход сетевой воды в неотопительный период определяется по формуле, кг/с

17

max G гл = k x βG гmax ,

где к х = (t г − t x )

(33)

(t г − t хп ) - в СТО и к х =1 - в СТЗ.

Построенный ранее график температур сетевой воды необходимо дополнить графиком расходов сетевой воды (в зависимости от tн). В СТО доля отбора сетевой воды из подающего трубопровода на ГВС определяется по формуле x = (t г − τ 2 )

(τ1 − τ 2 ) ,

(34)

где τ1 и τ 2 - температуры сетевой воды в подающем и обратном трубопроводах при рассматриваемой tн, оС. Гидравлический расчет удобно производить с помощью специальных таблиц или номограмм (приложение П.13), а также возможно использование ПЭВМ (по программе, имеющейся на кафедре теплотехники и теплоэнергетики). Доля потерь давления в местных сопротивлениях составляет αм=0,25-0,35. Расчет без применения ПЭВМ целесообразно вести в табличной форме отдельно для расчетной магистрали (от источника до наиболее удаленного потребителя) и ответвлений (приложение П.14). Удельные потери давления Rл в водяных тепловых сетях определяются на основании технико-экономических расчетов. Допускается выбор диаметров трубопроводов водяных тепловых сетей при Rл ≤ 80 Па/м в расчетной магистрали и Rл ≤ 300 Па/м в ответвлениях. В паровых сетях скорость пара должна быть ниже допустимых значений: перегретый пар - 50 м/с при Dу ≤ 200 мм и 80 м/с при Dу > 200 мм, насыщенный пар - соответственно 35 и 60 м/с. По результатам гидравлического расчета строится пьезометрический график водяной теплосети и конденсатопровода в соответствии с требованиями, изложенными в литературе [5-7,16]. Пьезометрический график строится для отопительного и неотопительного периодов, а в СТО дополнительно для режимов максимального водоразбора из подающего и обратного трубопроводов по расходу воды, кг/с G Σmax = G op + G вр + k 4 G гmax ,

(35)

где k 4 - коэффициент, учитывающий метод регулирования смешанной нагрузки и режим водоразбора (определяется расчетом или выбирается по [3] приложение П15).

18

Потери напора в подающем и обратном трубопроводах при суммарных расходах сетевой воды G Σ , отличных от расчетного, пересчитываются пропорционально квадрату расходов сетевой воды, т.е. ΔH н

ΔH нр = G Σ2

G Σp 2 .

(36)

При построении пьезометрического графика учитывается возможность применения рациональных схем присоединения потребителей к тепловым сетям. Статическое давление не должно превышать допустимое по условиям прочности оборудования теплопотребляющих систем, но на 0,05 МПа должно быть больше высоты потребителя с наибольшей геодезической отметкой. В противном случае предусматриваются независимые схемы присоединения потребителей и деление тепловых сетей на независимые зоны. Давление воды в подающем трубопроводе при работе сетевых насосов принимается из условия обеспечения невскипания воды в расчетном режиме в трубопроводах и оборудовании системы теплоснабжения. Давление воды в обратном трубопроводе при работе сетевых насосов должно обеспечивать заполнение теплопотребляющих систем и не превышать допустимое по условиям их прочности. По пьезометрическому графику осуществляется выбор требуемых напоров сетевых и подпиточных насосов. Напор сетевых насосов принимается равным сумме потерь напора в теплоподготовительной установке источника, в подающем и обратном трубопроводах расчетной магистрали и теплопотребляющих системах. Производительность сетевых насосов выбирается по суммарному расчетному расходу воды в СТЗ (29) и максимальному расходу воды при k 4 =1,4 в СТО (35) . Напор подпиточных насосов выбирается по статическому давлению системы, а производительность - по величине утечки в СТЗ (0,75 % от объёма воды в системе, оценочно равною 65 м3/МВт; м3/ч) или по сумме максимального водоразбора G гmax и утечки в СТО (0,75% от объёма воды в системе, равного 70 м3/МВт). Количество сетевых насосов (СН) должно быть не менее двух (один резервный), а подпиточных - не менее двух в СТЗ и не менее трех в СТО (один резервный). Выбор сетевых и подпиточных насосов осуществляется по соответствующим каталогам, выборка из которых приведена в приложении П.16. Следует иметь в виду, что на современных ТЭЦ со значительным радиусом теплоснабжения применяется двухступенчатое повышение давление сетевой воды. Например, при установке на ТЭЦ турбин Т -250/300-240 в качестве СН I ст применяют насосы типа СЭ 5000-70, а II ст - типа СЭ 5000160. Необходимость применения одно - или двухступенчатой схемы определяется величиной полного напора на ТЭЦ и величиной расчетного давления воды в сетевых подогревателях. В предлагаемых к установке на ТЭЦ

19

типах турбин типа Т и ПТ (приложение П.6) применяются подогреватели типа ПСГ с расчетным давлением воды 0,88 МПа. В заключение необходимо выбрать количество и объем центральных баков-аккумуляторов (БА) в СТО и баков запаса подпиточной химобессоленной воды в СТЗ. В СТО емкость БА принимается равной 10 G гр , м3 ( G гр в м3/ч), а в СТЗ емкость баков подпиточной воды (БЗПВ) - 3 % от объема воды в системе. Количество БА или БЗПВ должно быть не менее двух по 50 % рабочего объема. Обычно на ТЭЦ устанавливаются баки емкостью по 1; 5 и 10 тыс. м3. 2.2.4. Выбор способа прокладки и компенсаторов тепловых удлинений трубопроводов

В населенных пунктах применяется подземная прокладка - канальная или бесканальная [3,5,7,15,16]. Вне зоны застройки, на территории промышленных зон и отдельных предприятий применяется надземная прокладка: вне зоны застройки - на низких железобетонных опорах, а на территориях промзон - на эстакадах, мачтах или кронштейнах вдоль стен зданий. Следует иметь в виду, что канальная прокладка дороже бесканальной на 30 - 40 %, а бесканальная дороже надземной на 20 -40 %. В связи с созданием в России базы для индустриального производства труб в изоляции из пенополиуретана (ППУ) с гидрозащитной полиэтиленовой оболочкой целесообразно в зоне застройки преимущественное применение бесканальной прокладки. Однако на участках установки упругих компенсаторов (П-, Zобразных, участков самокомпенсации) применяется канальная прокладка в непроходных каналах или в местах поворота и на вылетах при бесканальной прокладке применяются эластичные амортизирующие прокладки из вспененного полиэтилена. В пояснительной записке необходимо привести обоснованный выбор конструкции прокладки тепловых сетей (паровой и водяной) на всех участках расчетной схемы (трассы). На участках бесканальной прокладки - ее вида (сборная, литая, монолитная), особенностей конструкции на участках ввода в камеры и здания, а также сопряжения с канальной прокладкой [ 7,15,16]. На участках канальной прокладки - типы и марки канала (непроходной или полупроходной, марки МКЛ, КЛ, КЛП, КЛС, и т. д.) [5, 15, 16]. На участках надземной прокладки - ее типа и особенностей конструкции (на отдельно стоящих мачтах или опорах, на эстакадах, на тягах или кронштейнах) [5, 15, 16]. Для подземной прокладки необходимо обоснование наличия или отказа от попутного дренажа, при этом можно считать, что максимальный уровень грунтовых вод составляет 2,0 м. Компенсация тепловых удлинений осуществляется с помощью сальниковых и гибких компенсаторов. Сальниковые компенсаторы сложны в эксплуатации и постепенно вытесняются гибкими. Наиболее перспективны сильфонные компенсаторы для прямых участков между двумя неподвижными опорами, в углах поворота тепловых сетей используется естественная 20

компенсация (самокомпенсация). Из других типов гибких компенсаторов широко применялись П-образные, что связано со значительными капиталовложениями. При установке сильфонных компенсаторов (приложение П.17) допустимое расстояние между двумя смежными неподвижными опорами определяется по формуле, м L≤ Lmax =cΔ /εαΔt,

(37)

где с - коэффициент, учитывающий тип прокладки (с=0,9 при канальной и надземной прокладке, с=1,15 при бесканальной прокладке); Δ - расчетное тепловое удлинение трубопровода (амплитуда осевого хода компенсатора, мм (приложение П.18); ε - коэффициент, учитывающий релаксацию напряжений и предварительную растяжку компенсатора, равную 50% полного теплового удлинения при температуре теплоносителя до 400 оС (ε=0,5 в холодном и рабочем состоянии при температуре теплоносителя до 250 оС ); α - средний коэффициент линейного расширения стали в расчетном диапазоне температур, мм/м оС ( α≈0,012 мм/м оС); Δt - расчетная разность температур ( между расчетной температурой теплоносителя и t ор ), оС. Рекомендации и номограммы для выбора П-образных компенсаторов и участков самокомпенсации приведены в литературе [5, 15, 16]. Их компенсирующая способность приведена в приложении П.19, а рекомендуемые расстояния между неподвижными опорами - в приложении П.20. 2.2.5. Расчет на прочность элементов тепловых сетей

Расчеты на прочность сводятся: 1) к определению напряжений, возникающих в стенках трубопроводов при выбранных толщинах стенок от сил внутреннего давления, и сопоставлению их с допускаемыми для стали труб, из которых они изготовлены (приложение П.21); 2) к определению компенсационных напряжений в упругих компенсаторах или выбору упругих компенсаторов с известными геометрическими и прочностными характеристиками (приложение П.18, П.19); 3) к определению нагрузок на подвижные и неподвижные опоры и выбор их типа и количества по участкам. В курсовом проекте в учебных целях производится определение нагрузок на неподвижные опоры: разгруженные и неразгруженные, т.е. на которые не передается или передается сила внутреннего давления теплоносителя. Расчет производится в соответствии с требованиями СНиП 2.04.07-86* [3]. В 21

частности, при установке сильфонных компенсаторов на неподвижные опоры могут действовать силы: 1). Сила трения в подвижных опорах при надземной или канальной прокладке, кН Pткр = μm1gL10 −3 ,

(38)

где ml - масса 1 м трубопровода с теплоносителем и изоляционной конструкцией (приложение П.22), кг/м; g = 9,81 м/с2; L - расстояние между двумя смежными неподвижными опорами, м; μ - коэффициент трения скользящих подвижных опор (μ=0,3 [3]). 2). Сила трения изолированного трубопровода о грунт при бесканальной прокладке, кН Pтбкр = 0,35kμπD гн Lq сг рр ,

(39)

где к - коэффициент перегрузки от давления грунта на трубопровод (к=1,15); μ - коэффициент трения гидрозащитной оболочки о грунт (μ=0.4); Dгн - наружный диаметр гидрозащитной оболочки, м; q сг рр - средняя интенсивность давления грунта на теплопровод, кН/м2 (зависит от угла внутреннего трения грунта, составляющего обычно 19-30о ). 3). Жесткость сильфонного компенсатора, кН Рж = 0,5ΔR,

(40)

где R - жесткость компенсатора при сжатии на 1 мм, кН/мм. 4). Распорное усилие от внутреннего давления, кН Рд = РрАs,

(41)

где Рр - рабочее давление теплоносителя, кПа; Аs - эффективная площадь поперечного сечения компенсатора, м2 (приложение П.18) . Горизонтальная осевая нагрузка на концевую неподвижную опору определяется как сумма действующих сил, а на промежуточную - как разность сумм сил, действующих с каждой стороны. Величина нагрузок для бесканальных теплопроводов с сильфонными компенсаторами приведена в приложении П.18, П.23, а примеры расчетных схем и формул для определения 22

расчетных осевых нагрузок на концевые и промежуточные неподвижные опоры приведены в приложении П.24. По величине расчетной нагрузки выбирают соответствующий тип неподвижной опоры (приложение П.25). При надземной прокладке применяются хомутовые опоры, при подземной канальной и бесканальной прокладке в камерах применяются лобовые опоры (на каркасах), а между камерами - щитовые. В пояснительной записке необходимо привести расчетные схемы ряда участков тепловых сетей с надземной и подземной прокладкой (бесканальной и канальной, если последняя применена), на которых приняты к установке неподвижные опоры (промежуточные и концевые), представить расчеты горизонтальных нагрузок на опоры и по приложению П.25 выбрать соответствующие опоры. Результаты расчетов и выбора неподвижных опор целесообразно привести в табличной форме, подобной приложению П.24 с добавлением необходимых столбцов: 1) номер расчетного участка, 2) диаметр трубопровода (D или D1, D2), 3) длина участка (L или L1, L2), 4) горизонтальная нагрузка, 5) тип опоры (хомутовая, лобовая или щитовая), 6) номер опоры. 2.2.6. Выбор и тепловой расчет теплоизоляционной конструкции теплопроводов

ППУ в качестве тепловой изоляции применяется для трубопроводов водяных тепловых сетей, т.е. при рабочей температуре теплоносителя до 150 о С. Для изоляции паропроводов с температурой теплоносителя до 450 оС применяются маты из минеральной ваты (коэффициент теплопроводности λ = 0,045 + 0,00021 tm, где tm - средняя температура теплоизоляционного слоя в среднезимнем режиме) [17]. Рекомендации по выбору и расчету теплоизоляционных конструкций приведены в справочной и учебной литературе [5,7,15-17]. В ней, однако, отсутствуют данные по ППУ-изоляции. Эти материалы и методика расчета приведены в альбоме 313.ТС-002.000 АООТ «Объединение ВНИПИэнергопром». В соответствии с указанной методикой тепловые потери двухтрубным бесканальным теплопроводом рассчитываются по формуле, Вт/м q = q (τ1с р + τ с2р − 2t г р ) ,

(42)

где τ1с р , τ с2р - среднегодовые температуры сетевой воды в подающем и обратном трубопроводе, оС; tгр - среднегодовая температура грунта, оС; 23

q - удельные тепловые потери, рассчитываемые по формуле −1

⎛ ⎞ q = ⎜⎜ ∑ R i ⎟⎟ . ⎝ i ⎠

(43)

В формуле (43) Ri - термическое сопротивление i-го слоя теплоизоляционной конструкции и грунта, моС/Вт. Учитывают Rиз, Rги, Rгр и Rо - термические сопротивления изоляции, гидрозащитной оболочки, грунта и теплопередачи между трубопроводами, которые отыскиваются по формулам, моС/Вт Rиз =[ln(Dвиз /Dниз )]/2πλиз;

(44)

Rги =[ln(Dвги /Dнги )]/2πλги;

(45)

Rгр =[ln4(Н+0,0685λгр /Dнги)]/2πλгр;

(

⎧⎪ ⎡ 4 H + 0,0685λ гр R o = ⎨ln ⎢1 + 2 с ⎪⎩ ⎢⎣

)2 ⎤⎥ ⎫⎪ ⎬ ⎥⎦ ⎪⎭

4πλ г р ,

(46)

(47)

где Dиз, Dги - диаметры слоя изоляции и гидроизоляционной оболочки (индексы «в» и «н» - соответственно для внутреннего и наружного диаметра), м; λиз ,λги ,λгр - коэффициенты теплопроводности изоляции (ППУ), гидроизоляции (полиэтилена) и грунта, Вт/(м оС); Н - глубина заложения осей трубопроводов (Н=Dнги+h, где h - толщина слоя грунта над теплопроводом, принимаемая не менее 0,5 м), м; C - расстояние между осями трубопроводов ( С= Dнги+С`, где С` - расстояние в свету между изолированными трубопроводами, принимаемая не менее 0,15-0,2 м), м. Расчет ведется в предположении, что диаметры подающего и обратного трубопроводов без изоляции и в ППУ-изоляции одинаковы. В приложении П.26 приведены расчетные значения q, полученных при следующих исходных данных: λиз =0,03 Вт/(м оС); λги =0,43 Вт/(м оС) ;λгр =1,5 Вт/(м оС); h=0,5 м; С ′ =0,15 м. Тепловые потери (42) необходимо сопоставить с суммой нормируемых тепловых потерь подающим и обратным трубопроводом, в соответствии со СНиП 2.04.14-88 (приложение П.26).При этом можно принимать: τ1с р =90оС, τ с2р 24

=50 оС, tгр=8 оС. Если реальные значения τ1с р , τ с2р и tгр значительно отклоняются от этих значений, необходима корректировка расчета тепловых потерь, которая производится на ПЭВМ по соответствующей программе. Полный тепловой расчет теплоизоляционной конструкции с использованием выражений (44-47) необходим только для головного участка тепловых сетей, а для остальных участков используются соответствующие значения q по приложению П.25. Тепловой расчет теплоизоляционной конструкции водяных и паровых сетей необходимо вести в табличной форме (приложение П.28). Там же приводится расчет тепловых потерь от подающего трубопровода q1 с целью последующего определения снижения температуры теплоносителя в расчетной магистрали по формуле, оС

[

]

Δτ1Σ = ∑ q1 jl j (1 + α T ) j

G1 jс ,

(48)

где j - номер участка расчетной магистрали; li - длина j- го участка, м; G1j- cреднегодовой расход теплоносителя на j-м участке подающего трубопровода, кг/с; αт - доля потерь теплоты от арматуры и фланцев (αт =0,15-0,2); q1i -тепловые потери от j-го участка подающего трубопровода по формуле, Вт/м

(

)

q1 j = q j τ1c р − t u р .

(49)

2.2.7. Принципиальная схема системы теплоснабжения

Приводится описание принятых проектных решений по разработке принципиальной схемы системы теплоснабжения. При этом необходимо: - обосновать принятые решения в зависимости от типа системы теплоснабжения; - дать подробное описание принципиальной схемы системы теплоснабжения: источника, тепловых сетей и потребителей; - подчеркнуть назначение и особенности эксплуатации оборудования ТЭЦ (деаэраторов, баков-аккумуляторов, регенеративных и сетевых подогревателей, конденсаторов, сетевых, подпиточных, питательных и дренажных насосов, ...); - подчеркнуть достоинства и недостатки принятых схем присоединения потребителей к тепловым сетям. Примеры принципиальных схем систем теплоснабжения по подсхемам (источник, тепловые сети, потребители) и их описание приведены в литературе [2,5-8,10-12,15]. 25

При подробной разработке проекта, сопряженной с расчетом тепловой схемы источника, что оговаривается особо при выдаче задания, может быть использована программа расчета тепловой схемы производственноотопительной ТЭЦ на ПЭВМ. Распечатки с результатами расчета тепловых нагрузок, гидравлического расчета, расчета тепловой схемы источника теплоснабжения, теплового расчета теплоизоляционной конструкции теплопровода на ПЭВМ приводятся в приложении к пояснительной записке. 3. ГРАФИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Графическая часть проекта выполняется на двух листах формата А1. На одном листе приводится принципиальная схема системы теплоснабжения, а на втором - конструктивные и компоновочные чертежи элементов системы. На принципиальной схеме системы теплоснабжения необходимо представить принципиальную схему источника (ТЭЦ), тепловые сети (паропроводы, конденсатопроводы, водяные сети) и схемы присоединения потребителей (паровых и водяных) к тепловым сетям. На схемах источников теплоснабжения должны быть представлены: -паровые котлы и паровые турбины выбранных типов с системой регенерации, сетевыми подогревателями; -водогрейные котлы; - установки для подготовки подпиточной и добавочной воды и т.д. [2,5-8,1012,15,16]. На втором листе приводятся выбранные типы прокладки тепловых сетей на конкретных участках (по одному примеру) с необходимыми размерами; чертежи тепловой камеры , «П»- образного, сальникового или сильфонного компенсатора (узла), неподвижной опоры и других элементов тепловых сетей. В пояснительной записке необходимо привести генплан, графики тепловых нагрузок, график регулирования отпуска теплоты, график изменения расходов сетевой воды (от tн) и расчетную схему тепловых сетей на миллиметровой бумаге формата А4.

4. БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1.Ривкин С.Л., Александров А.А. Термодинамические свойства воды и водяного пара. - М.: Энергоатомиздат, 1984. -80 с. 2. Виноградов Ю.И., Векштейн Л.М., Соболь И.Д. Промышленное теплоснабжение. - Киев: Техника, 1975. - 256 с. 3. СНиП 2.04.07-86*. Тепловые сети. - М.: Минстрой России, 1994. - 48 с. 4. СНиП 23-01-99. Строительная климатология. М.: Госстрой России, ГУП ЦПП, 2000. - 61 с. 26

5. Водяные тепловые сети / Беляйкина И.В., Витальев В.П., Громов Н.К. и др. М.: Энергоатомиздат, 1988. - 376 с. 6 Наладка и эксплуатация водяных тепловых сетей / Манюк В.И., Каплинский И.И., Хиж Э.Б. и др. - М.: Стройиздат, 1988.- 432 с. 7. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети. - М.: Энергоиздат, 1982. -360 с. 8. Андрющенко А.И. , Аминов Р.З., Хлебалин Ю.М. Теплофикационные установки и их использование. - М.: Высш.школа, 1989.- 256 с. 9. СНиП П-35-76 Котельные установки - М.: Стройиздат, 1977.- 49 с. 10. Тепловые и атомные электрические станции: Справ./ Под общей ред. В.А.Григорьева, В.М.Зорина. -М.: Энергоатомиздат,1989.- 608 с. 11 Промышленные тепловые электростанции / Баженов М.И., Богородский А.С., Сазанов Б.В. и др. - М.: Энергия, 1979.-296 с. 12. Паротурбинные энергетические установки: Отраслевой каталог.- М.: ЦНИИТЭИтяжмаш, 1988.- 184 с. 13. Апарцев М.М. Наладка водяных систем централизованного теплоснабжения - М.: Энергоатомиздат, 1983.- 204 с. 14. Котельные установки и парогенераторы. Методические указания к выполнению курсового проекта / Н.М. Кузнецов, Е.А. Блинов. -Л.: СЗПИ, 1989.- 40 с. 15. Теплоснабжение / В.Е. Козин, Т.А. Левина, А.П. Марков и др. - М.: Высш. школа, 1980. - 408 с. 16. Справочник проектировщика: Тепловые сети / Под ред. А.А. Николаева. – М.: Стройиздат, 1965.- 360 с. 17. СНиП 2.04.14-88*. Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов. - М.: Госстрой России, ГУП ЦПП, 1998.- 28 с.

27

ПРИЛОЖЕНИЯ

П.1. Соотношение единиц физических величин 1. Сила 1 кгс = 9,807 Н 1 тс = 9,807 кН

1 Н = 0,102 кгс 1 кН = 0,102 тс

2. Давление, напряжение 1 кгс/см2 = 0,098 Мпа 1 кгс/м2 = 9,807 Па 1 мм.вод.ст. = 0,981 даПа 1 м.вод.ст. = 9,807 кПа

1 МПа = 10,2 кгс/см2 1 Па = 0,102 кгс/м2 1 даПа = 1,02 мм.вод.ст 1 кПа = 0,102 м.вод.ст

3. Количество теплоты 1 ккал = 4,187 кДж 1 Гкал = 4,187 ГДж

1 кДж =0,239 ккал 1 ГДж =0,239 Гкал

4. Тепловой поток, мощность 1 ккал/ч = 1,163 Вт 1 ккал/ч = 4,187 кДж/ч 1 Гкал/ч = 4,187 ГДж/ч

1 Вт =0,860 ккал/ч 1 кДж/ч =0,239 ккал/ч 1 ГДж/ч =0,239 Гкал/ч

5. Удельная теплоемкость 1 ккал/(кг К) = 4,187 кДж/(кг·К)

1 кДж/(кг·К) =0,239 ккал/(кг·К)

6. Коэффициент теплопроводности 1 ккал/(м·ч·К) = 1,163 Вт/(м·К) 1 ккал/(м·ч·К) = 4,187 кДж/(м·ч·К)

1 Вт/(м·К) =0,860 ккал/(м·ч·К) 1 кДж/(м·ч·К) =0,239 ккал/(м·ч·К)

7. Коэффициент теплопередачи, теплообмена 1 ккал/(м2·ч·К) = 1,163 Вт/(м2·К) 1 ккал/(м2·ч·К) = 4,187 кДж/(м2·ч·К)

28

1 Вт/(м2·К) =0,860 ккал/(м2·ч·К) 1 кДж/(м2·ч·К) =0,239 ккал/(м2·ч·К)

П.2. Средние технологические нагрузки (относительные) Месяц

1

4300Годовое время 4600 использования 4700максимума 5000 технологической 5000нагрузки 5300

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

1

0,92 0,81 0,65 0,59 0,57 0,55 0,56 0,63 0,75 0,88 0,95

1

0,95 0,89 0,76 0,67 0,61 0,59 0,61 0,67 0,78 0,89 0,96

1

0,97 0,92 0,77 0,68 0,64 0,63 0,65 0,71 0,83 0,91 0,97

П.3. Укрупненные показатели максимального теплового потока на отопление жилых зданий (5 этажей и более) qо , Вт/м2. Расчетная температура для р

отопления t о , оС *) Здания постройки до 1985 г Здания постройки после 1985г

-5

-10

-15

-20

-25

-30

-35

-40

-45

-50

-55

65 65

69 67

73 70

75 73

82 81

88 87

92 91

96 95

103 109 116 100 102 108

р

для промежуточных значений t о соответствующие значения qо определяются интерполяцией. *)

П.4. Укрупненные показатели среднего теплового потока на горячее водоснабжение жилых и общественных зданий при температуре воды 55 оС qг , Вт/чел.

*)

Средняя за отопительный период суточная норма расхода на горячее водоснабжение , л

85*)

90

105

115

qг

320

332

376

407

в жилых зданиях с душами без ванн

29

П.5. Климатологические данные городов Температура Продолотопительного периода жительность Город Расчетная Средня отопительного для периода, ч я отопления -40 -9,7 5400 Абакан -32 -4,7 5184 Арзамас -31 -4,4 6072 Архангельск -27 -4,3 4704 Балашов -39 -9 5520 Барабинск -39 -7,7 5304 Барнаул -23 -1,9 4584 Белгород -24 -3,9 4704 Владивосток -28 -3,5 5112 Владимир -32 -4,1 5544 Вологда -41 -9,1 7344 Воркута -24 -1,6 4656 Гомель -9 3,7 3312 Дербент -34 -5,5 5160 Елабуга -34 -5,6 5328 Ижевск -27 -2,9 5040 Калуга -27 -3,4 4848 Липецк -27 -3,2 6600 Мурманск -27 -2,3 5304 Новгород

Число часов за отопительный период со среднесуточной температурой (и ниже) наружного воздуха, оС -45 1 1 6 -

-40 26 2 13 11 26 56 -

30

-35 104 2 27 69 50 2 134 162 5

-30 276 25 80 3 211 165 1 9 32 338 4 19 380 6 9 6 27

-25 591 97 211 49 506 404 11 2 52 103 684 18 103 721 23 43 38 72

-20

-15

-10

-5

0

5

8

1049 274 439 202 1044 794 58 89 196 268 1208 68 318 1200 112 180 134 203

1634 668 869 555 1778 1397 254 508 544 639 1943 221 766 1781 370 507 448 531

2352 1315 1570 1042 2639 2195 680 1330 1163 1302 2878 605 11 1482 2405 848 1069 1106 1188

3080 2254 2672 1692 3455 3048 1462 2180 2147 2291 3918 1280 81 2405 3065 1689 1895 2253 2187

3826 3404 3939 2630 4303 3881 2684 2997 3387 3500 5193 2614 531 3457 3835 2939 3072 3962 3431

4674 4505 5371 3492 5045 4633 3986 3860 4604 4670 6530 4111 2334 4341 4776 4395 4248 5785 4414

5400 5184 6072 4704 5520 5304 4584 4704 5112 5544 7344 4656 3312 5160 5328 5040 4848 6600 5304

П.6. Отпуск теплоты от ТЭЦ (котельной) Нагрузка Расчетная МВт ГДж/ч

Потребители

Годовая ГДж

1. Технологические ( пар ) 2. Коммунально-бытовые 2.1 Отопление 2.2 Вентиляция 2.3 Горячее водоснабжение 3. Сантехнические промпредприятия 4. Потребители теплоты в сетевой воде

П.7. Характеристики водогрейных котлов для котельных Марка котла

КВ-ГМ-50 КВ-ТС-50 КВ-ГМ-100 КВ-ТК-100 КВ-ГМ-180

Номинальная производительность МВт (Гкал/ч) 58.2 (50) 58.2 (50) 116 (100) 116 (100) 209 (180)

Температура воды, о С на входе 70-110 70-110 70-110 70-110 70-110

31

на выходе 150 150 150 150 150

Топливо

ГМ Т ГМ Т ГМ

П.8. Характеристики паровых турбин для промышленно-отопительных ТЭЦ Электрическая мощость, МВт

Начальные параметры пара

Расход пара на турбину, кг/с

Нагрузка встроенно го пучНоминальн Максима Производс Отопител ка, МВт ый льный твенного, ьного, МВт кг/с 66,7 69,4 105 6 133 135 205 10 218 225 325 12 97,5 107,5 38,9 61,5 5 124 131 51,4 79 10 205 211 93 134 12 103 133 92 218 225 185 -

Тип турбины

Номина Максима Давлен Темпер атура, ль-ная льная ие, о МПа С Т-50/60-130 50 60 13 555 Т-110/120-130 110 120 13 555 Т-185/220-130 185 220 13 555 ПТ-60/75-130/13 60 75 13 555 ПТ-80/100-130/15 80 100 13 555 ПТ-140/165-130/15 140 165 13 555 Р-50-130/13 50 60 13 555 Р-100-130/15 105 107 13 555

Номинальная нагрузка отбора

П.9. Характеристики паровых котлов для промышленно-отопительных ТЭЦ Марка котла Е-500-140 ГМН Е-500-140 Е-480-140 ГМ Е-420-140 ГМ Е-420-140 Е-320-140 ГМ Е-320-140

Номинальная паропроизводи тельность 139 139 133,3 116,7 116,7 88,9 88,9

Параметры пара Давление, Температура, о МПа С 14 560 14 560 14 560 14 560 14 560 14 14

560 560

Температура питательной воды, оС 230 230 230 230 230 230 230

Топливо

КПД брутто

газ, мазут уголь газ, мазут газ, мазут бурые и каменные угли газ, мазут бурые и каменные угли

91,4...94,4 92,5 92,1...92,9 93,5...94,7 91,7...92,1 93,8 90,0...91,6

П.10. Температура прямой (числитель) и обратной (знаменатель) сетевой воды. 32

Расчетная тем пература наружного воздуха , оС -22 -23 -24 -27 -28 -30 -31 -36 -39 -41 -42

10

5

0

-5

49,3 33,3 48,7 33,0 48,0 32,7 46,1 32,0 45,7 31,8 44,7 31,3 44,2 31,3 42,0 30,2 40,9 29,7 40,2 29,3 39,9 29,2

66,1 40,2 65,1 39,8 64,1 39,4 61,3 38,3 60,5 37,9 59,1 37,3 58,1 37,0 54,9 35,7 53,1 34,9 52,1 34,5 51,6 34,3

82,6 46,4 81,1 45,9 79,7 45,4 76,0 44,0 74,9 43,5 72,8 42,7 71,7 42,3 67,2 40,6 65,0 39,7 63,6 39,2 62,9 38,9

98,3 52,2 96,4 51,6 94,8 51,0 90,3 49,3 88,8 48,8 86,2 47,8 84,8 47,4 79,2 45,3 76,4 44,1 74,6 43,4 73,8 43,2

Температура наружного воздуха tн , оС -10 -15 -20 -25 -30 113,7 57,7 111,7 57,0 109,6 56,3 104,1 54,2 102,4 53,8 99,3 53,6 97,9 52,1 91,2 49,6 87,8 48,4 85,6 47,6 84,6 47,2

128,9 63,0 126,5 62,2 124,3 61,4 117,8 59,2 115,9 58,5 112,2 57,2 110,4 56,6 102,8 53,8 98,8 52,4 96,3 51,5 95,1 51,1

33

144,2 68,0 141,2 67,0 138,6 66,3 131,3 63,8 129,1 63,0 125,0 61,6 123,0 60,9 114,2 57,9 109,7 56,3 106,9 55,3 105,6 54,8

144,8 68,3 142,2 67,4 137,6 65,9 135,2 65,2 125,5 61,8 120,5 60,0 117,4 59,0 115,9 58,4

150,0 70,0 147,6 69,2 136,6 65,6 131,2 63,7 127,7 62,5 126,1 62,0

-35

-40

147,7 69,3 141,5 67,3 137,9 66,0 136,1 65,4

148,0 69,3 146,0 68,7

-45

-50

-55

П.11. Температура сетевой воды после подогревателя горячего водоснабжения Температура сетевой воды после подогревателя ГВС в точке излома, оС 25 30 35 40

70

75

25 30 35 40

21,1 26,2 30,8 35,0

Температура прямой сетевой воды, оС 80 85 90 100 110

18,3 23,0 27,8 32,1

16,2 20,6 25,2 29,7

14,5 18,6 23,0 27,3

12,0 15,6 19,8 24,0

10,2 13,6 17,3 21,0

П.12. Коэффициент К3 Тип системы теплоснабжения

Тепловой поток, МВт

СТО

100 и более до 100 СТЗ 100 и более до 100*) * ) При наличии баков-аккумуляторов у потребителей К3=1

34

К3 0,6 0,8 1 1,2*)

130

150

8,2 10,7 13,7 17,1

6,7 8,9 11,3 14,3

П. 13. Номограммы для гидравлического расчета трубопроводов а) Расход пара G, кг/с

Расход воды G, кг/с Номограмма для гидравлического расчета трубопроводов. м; ρв=975 кг/м 3; ρп=2,45 кг/м3; d=0,07-l,392 м. При другой плотности пара: R2=(2,45/ρ2)R1; при другой плотности воды: R2=(975/ρ2)R1. RЭ=0,0002

б) Расход пара G, кг/с

Расход воды G, кг/с Номограмма для гидравлического расчета трубопроводов. a- d=0,005-0,070 м 6-d=0,082-l,392 м;. Rэ=0,0005 М; ρв=975 кг/м3; ρп=2,45 кг/м3. 35

При другой плотности пара: R2=(2,454/ρ2)R1; при другой плотности воды: R2=(975/ρ2)R1.

Продолжение П. 13 в) Расход пара G, кг/с

Расход воды G, кг/с

Номограмма для гидравлического расчета трубопроводов. R3=0,001 м; ρв=975кг/м3; ρп =2,45кг/м3. При другой плотности пара: R,2=(2,45/ρ2)R1; при другой плотности воды: R2=(975/ρ2)R1.

П.14. Форма таблицы гидравлического расчета Диаметр Расход Длина N участ воды участк ( пара) а L, м (внутр./нар. ка ), G, кг/с d, мм

Удельное падение давления, Rл ,Па/м

Скорость воды (пара), W, м/с

Потери давления ΔР=(1+α)Rл li ,Па

Потери напора, ΔН,м*)

Суммарные потери напора по участкам ,м

Расчетная магистраль *)

1 м ≈ 9,81·103 Па

П.15 Коэффициент k4 Режим водоразбора

k4 при центральном качественном регулировании смешанной нагрузки для трубопровода по нагрузке отопления по суммарной нагрузке 36

Из подающего трубопровода Из обратного трубопровода

подающего 1 0,6

37

обратного -1,4 -1,8

отопления и ГВС подающего обратного 1,4 -1 1,2 -1,2

П.16. Характеристики центробежных насосов Тип К 8/18 К20/30 К45/50 К45/30 К90/85 К90/55 К90/35 К90/20 К160/30 К290/30 Д200-36 Д320-50 Д320-70 Д500-36 Д500-65 Д630-90 Д800-57 Д1000-40 Д1250-65 Д1250-125 Д2000-34 Д2000-100 Д2500-45 Д2500-62 Д3200-55 Д3200-75 Д4000-95 Д5000-50 СЭ500-70 СЭ800-55 СЭ800-100 СЭ1250-45 СЭ1250-70 СЭ1250-140 СЭ2500-60 СЭ2500-180 СЭ5000-70 СЭ5000-160

Производите льность, м3/ч

Напор, м

6-17 10-30 30-61 30-54 65-117 90 90 60-100 122-198 220-330 150-250 210-420 240-330 360-620 500 500-800 800-650 900-1300 900-1500 1250 1600-2400 2000 8000-3000 1800-3000 2600-3800 2600-3800 4000 4200-6100 500 800 800 1250 1250 1250 2500 2500 5000 5000

21-14 33-23 58-45 35-27 98-72 55 35 26-19 36,5-28 33-25 40-25 56-35 80-63 56-35 65 92-84 57-35 45-37 70-58 125-105 40-25 100 47-40 70-56 58-52 92-96 95 55-48 70 55 100 45 70 140 60 180 70 160

Частота вращения, об/мин 2900 2900 2900 2900 2900 2900 2900 2900 1450 1450 1450 2950 2950 980 1470 1450 1470 980 1450 1470 730 985 730 980 730 980 585 3000 1500 1500 1500 1500 1500 1500 3000 1500 3000

38

Мощность, кВт

КПД, %

1,5 4 17 7,5 55 30 17 7,5 25 40 26-35 43-72 62-77 62-85 132 180-260 200-132 135-160 220-280 630-500 200-240 800 330-370 460-500 470-570 700-800 550-700 120 150 275 185 295 580 475 1460 1095 2500

44 64 60 71 65 77 73 75 82 66 70 75 78-73 76 78-75 83-79 78-86 80 76 85-75 75 85 85 85 83-86 85-87 82 81 80 82 82 82 86 84 87 87

П. 17. Сильфонный компенсатор

а). Узел компенсационный СКФ 3-1

б). Узел компенсационный СКФ 3-2

39

П.18. Характеристики сильфонных компенсаторов (СКФЗ-1, СКФЗ-2) при Рр=1,6 МПа Расчетное Эффективная Диаметр тепловое площадь попеусловного удлинение речного сечепрохода 1) ния Аs ,2) м2 Dу, мм Δ, мм 50 0,0048 ±37,5(±75) 70 0,0072 ±37,5(±75) 80 0,0111 ±37,5(±75) 100 0,0156 ±75(±150) 125 0,0234 ±75(±150) 150 0,0330 ±75(±150) 200 0,0520 ±80(±160) 250 0,0801 ±80(±160) 300 0,1110 ±80(±160) 350 0,1338 ±90(±180) 400 0,1731 ±90(±180) 500 02688 ±90(±180) 600 0,3837 ±90(±180) 700 0,5182 ±80(±160) 800 0,6738 ±80(±160) 900 0,8498 ±85(±170) 1000 1,0480 ±80(±160) 1) в скобках для двухсекционных (СКФЗ-2) 2) с коэффициентом запаса 1,2

40

Жесткость Рж, кН

Распорное усилие Рр , кН

Строительная длина Lстр , мм

2 5 6 8 16 17 20 15 15 20 44 74 74 85 81 95 115

7,7 11,5 17,8 25 37,4 53 83 128 178 277 430 614 829 1078 1360 1677

310 320 370 450 475 475 761 758 756 753 741 784 764 757 773 739 783

П.19. Компенсирующая способность (Δlк, мм) и осевые силы (Рк, кН) П-образных компенсаторов *) [5] а) с гнутыми отводами Вылет Диаметр условного прохода, мм компенса80 100 150 200 250 300 400 500 тора Н, м Δlк Рк Δlк Рк Δlк Рк Δlк Рк Δlк Рк Δlк Рк Δlк Рк Δlк Рк 1,5 110 3,3 140 8,4 2 250 4,5 250 7,5 160 9,6 150 27 150 45 2,5 330 3,3 280 5,6 320 12,8 180 18 180 36 160 48 3 400 3,2 350 4,2 280 7 250 15 250 30 200 40 170 51 3,5 500 450 4,5 350 7 300 15 300 27 250 35 200 40 170 51 4 500 4 420 6,3 350 10,5 350 24,5 310 31 250 45 200 44 5 550 5,5 450 9 450 18 400 24 320 28,8 260 36,4 6 600 7,2 600 15 500 20 410 24,6 350 31,5 7 600 18 500 22,5 400 24 8 600 21 500 25 9 570 20 10 650 19,5 *) При компенсационном напряжении изгиба σк = 160 МПа с учетом предварительной растяжки (50% полного теплового удлинения трубопровода)

41

б) со сварными отводами Вылет ко мпенсато ра Н, м 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

200-250 Рк Δlк 160 5,6 220 4,4 270 4,1 350 3,5

300

400

500

Диаметр условного прохода ,мм 600 700 800 Рк Рк Рк Рк Δlк Δlк Δlк

Рк Рк Δlк Δlк Δlк 130 14,3 100 20 170 11,9 140 15,4 220 9,9 180 13,5 160 16 260 7,8 220 11 190 13,3 180 25,2 310 6,8 260 9,9 230 11,5 200 22 360 6,5 300 9 260 10,4 230 18,4 400 4,8 350 7,7 300 10,5 270 16,2 330 8,3 300 15 370 7,4 330 13,2 420 7,6 370 13 400 12

42

180 200 230 270 300 330 370 400

32,4 26 23 21,6 19,5 16,5 14,8 14

180 200 230 270 300 330 370 400

37,8 32 27,6 27 24 23,1 18,5 18

900 Δlк

Рк

180 200 230 260 300 320 370 400

39,6 32 35,1 28,6 24 22,4 22,2 20

1000 Рк Δlк

1200 Рк Δlк

180 54 180 81 200 50 200 70 230 41,4 230 69 260 41,6 260 62,4 300 45 300 54 320 32 320 51,2 370 29,6 370 48,1 400 28 400 48

П.20. Расстояния между неподвижными опорами (при канальной и надземной прокладке), м Компенсация тепловых удлинений П-образные компенсаторы Самокомпенсация Сальниковые компенсаторы

100 125 150 80 90 100 48 54 60 70 70 80

Диаметр условного прохода, мм 200 250 300 350 400 450 120 120 120 140 160 160 72 72 72 84 96 96 80 100 100 120 140 140

500 600-1200 180 200 108 120 140 160

П.21. Допускаемые напряжения для сталей, МПа Марка стали ВСт3сп 117

20 140

16ГС 145

43

10Г2С 166

П.22. Характеристики 1 м стальных труб в ППУ- изоляции. *) Диаметр условного 100 100 125 150 200 250 300 400 500 600 700 800 900 1000 прохода , мм Наружный диаметр 108×4 108×4 133×4 159×4,5 219×6 273×7 325×7 426×7 530×7 630×8 720×8 820×9 920×1 1020×1 и толщина стенки 0 0 трубы без изоляции, мм Наружный диаметр 174 193,6 218 242,2 305,2 387,4 436 542,4 687,8 775 872 968,8 1064,8 1160,8 трубы с тепловой изоляцией, мм Наружный диаметр гидроизоляционной оболочки, мм

180

Масса стали, кг 10,25 Масса воды, кг 7,85 2,7 Масса теплогидроизоляци и, кг *) Альбом 313.ТС-002.000

200

225

250

10,26 7,85 3,53

12,73 12,27 4,23

17,15 17,68 5,01

315

400

1000

1100

1200

31,52 45,92 55,0 72,33 90,11 122,7 140,5 180 33,65 52,69 75,9 133,3 209,1 296,1 389,3 502,2 7,46 12,28 14,73 21,8 35,63 42,68 52,9 63,4

224,4 636,2 75,9

249,1 785,4 89,5

44

450

560

710

800

900

П.23. Удельная сила трения при бесканальной прокладке трубопроводов в ППУ-изоляции, кН/м Диаметр условного прохода Dу, мм 100 125 150 200 250 300 400 500 600 700 800 900 1000

Наружный диаметр гидроизоляци онной оболочки, Dгн, мм 200 225 250 315 400 450 560 710 800 900 1000 1100 1200

Удельная масса теплопровод а мl , кг/м

Угол внутреннего трения грунта, град

22,4 29,3 40,3 75,9 111,2 147,6 227,1 333,8 448,0 531,1 743,1 979,9 1123,2

45

19

24

30

1,41 1,57 1,76 2,22 2,82 3,17 3,95 5,0 5,64 6,35 7,05 7,76 8,46

1,34 1,5 1,67 2,1 2,67 3,0 3,74 4,74 5,34 6,0 6,67 7,34 8,0

1,25 1,41 1,56 1,97 2,5 2,8 3,5 4,44 5,0 5,63 6,25 6,88 7,5

П.24. Нагрузки на неподвижные опоры (осевые) при установке сильфонных компенсаторов Расчетная схема участка D1 Н.О D2 L1

Расчетная формула При D1>D2 Нно= 1,3Рж1- 0,7Рж2+(Рd1 - Рd2)

При D1=D2 Нно = 0,6Рж

L2 D1

Н.О D2

L1

L1

При D1=D2

D2

Нно=0,6Рж+ При D1>D2

L2

Р бт рк

Нно=(1,3Рж1+

Pтбр1к

)- 0,6Рж2+(Рd1 - Рd2)

При D1≥ D2

Н.О D2

L1 D

Рб к Нно=0,6Рж+0,3 т р При D1>D2 Pб к Pб к Нно=(1,3Рж1+ т р1 )-( 0,7Рж2 + т р1 )+(Рd1 - Рd2)

L2

D1 Н.О

D1

При D1=D2

Нно=1,3Рж1+

Pтбр1к

+ Рd1

L2 Pтбр к + Рd

Н.О

Нно=1,3Рж+

Н.О

Нно=1,3Рж1+ Нбо= Ру

L D L1

Px L2

Py

46

Pтбр1к

+ Рd1-0,7(

Pтбр 2к

+ Рх)

П.25. Неподвижные опоры Диаметр условного прохода Dу, мм

1) 2)

Хомутовые Номер опоры 1)

Расчетная (максимальная) осевая/ боковая нагрузка, кН 100 2347-03(23) 35/35 125 2347-04(24) 40/40 150 2347-05(25) 60/40 200 2347-07(27) 100/80 250 2347-08(28) 150/80 300 2347-09(29) 220/120 350 2347-10(30) 250/120 400 2347-11(31) 280/120 500 2347-13(33) 250/120 600 2347-14(34) 400/200 700 2347-15(35) 400/200 800 2347-16(36) 500/220 900 2347-17(37) 600/220 1000 2347-18(38) 800/220 в скобках - опора с двумя хомутами в скобках - опора усиленная

Лобовые двухупорные Номер опоры

1316-06 1316-07 1316-08 1316-09 1322-01 1322-02 1322-03 1322-04 1322-06 1322-07 1322-08 1322-09 1322-10 1322-11

Расчетная (максимальная) осевая нагрузка, кН 10 15 25 45 70 100 150 220 350 500 700 900 1100 1300

47

Лобовые четырехупорные Номер Расчетная опоры 2) (максимальная) осевая нагрузка, кН 1316-27 1316-28 1316-29 1316-31(36) 1316-32(37) 1316-33(38) 1316-34(39) 1316-40(48) 1316-42(50) 1316-43(51) 1316-44(52) 1316-45(53) 1316-46(54) 1316-47(55)

30 40 50 50(150) 60(200) 60(250) 80(320) 250(600) 250(600) 400(1000) 400(1000) 500(1250) 600(1500) 800(2000)

Щитовые Номер опоры

НО-1-1п НО-1-2п НО-1-2п НО-2-1п НО-2-1п НО-2-2п НО-2-2п НО-3-1п НО-3-2п ЩНО-600п ЩНО-700п ЩНО-800п ЩНО-900п ЩНО-1000п

Расчетная (максимальная) осевая/ боковая нагрузка, кН 65/10 85/10 105/15 160/20 160/20 200/30 240/35 400/50 500/75 810/80 920/120 1370/140 1520/170 1800/200

П.26. Тепловые потери от бесканального двухтрубного теплопровода в ППУ-изоляции Диаметр условного прохода, Dу, мм 100 100 125 150 200 250 300 400 500 600 700 800 900 1000

Наружный диаметр, мм ППУСтальная Гидроизол труба яционная изоляция оболочка 108 108 133 159 219 273 325 426 530 630 720 820 920 1020

180 200 225 250 315 400 450 560 710 800 900 1000 1100 1200

174 193,6 218 242,2 305,2 387,4 437 542,4 678,8 775 872 968,8 1064,8 1160,8

48

Толщина слоя, мм ГидроизоППУляции изоляции 3 3,2 3,5 3,9 4,9 6,3 7,0 8,8 11,1 12,5 14,0 15,6 17,6 19,6

33,0 42,8 42,5 41,6 43,1 57,2 55,5 58,2 78,9 72,5 76,0 74,4 72,4 70,4

Удельные потери теплоты, q ,Вт/моС 0,335 0,283 0,326 0,370 0,467 0,453 0,522 0,545 0,529 0,648 0,744 0,847 0,967 1,121

П.27. Нормы плотности теплового потока, Вт/м [17] а) двухтрубная бесканальная прокладка водяных тепловых сетей Диаметр условного прохода

Число часов работы в год 5000 ч и менее Более 5000 ч Трубопровод подаю- обрат- подаю- обрат- подаю- обрат- подающий ный щий ный щий ный щий Dу, мм Среднегодовая температура теплоносителя, оС 1) 65 50 902) 50 651) 50 902) 25 36 27 48 26 33 25 44 50 44 34 60 32 40 31 54 65 50 38 67 36 45 34 60 80 51 39 69 37 46 35 61 100 55 42 74 40 49 38 65 125 61 46 81 44 53 41 72 150 69 52 91 49 60 46 80 200 77 59 101 54 66 50 89 250 83 63 111 59 72 55 96 300 91 69 122 64 79 59 105 350 101 75 133 69 86 65 113 400 108 80 140 73 91 68 121 450 116 86 151 78 97 72 129 500 123 91 163 83 105 78 138 600 140 103 186 94 117 87 156 700 156 112 203 100 126 93 170 800 169 122 226 109 140 102 186 1) при температурном графике 95-70 оС 2) при температурном графике 95-70 оС 3) при ППУ-изоляции вводится уменьшительный коэффициент:

Dу,мм Коэффициент

25-65 0,5

80-150 0,6

200-300 0,7

350-500 0,8

4) Промежуточные значения нормальной плотности теплового потока определяются интерполяцией

49

обратный 50 24 29 33 34 35 39 43 49 51 56 60 63 67 72 80 86 93

Продолжение П.27.

б) надземная прокладка тепловых сетей *)

Диаметр Число часов работы в год условно5000 ч и менее Более 5000 ч го прохо Среднегодовая температура теплоносителя, оС да Dу,мм 20 50 100 150 200 250 300 20 50 100 150 200 50 9 19 36 53 71 91 113 7 17 31 47 64 65 10 23 41 61 81 104 127 9 19 36 54 72 80 11 25 45 66 87 112 137 10 21 39 58 77 100 13 28 50 73 97 123 150 11 24 43 64 85 125 15 32 56 81 107 139 168 12 27 49 70 93 150 18 35 63 89 118 153 185 14 30 54 77 102 200 22 44 77 109 142 184 221 18 37 65 93 122 250 26 51 88 125 161 207 248 21 43 75 106 138 300 30 59 101 140 181 231 278 25 49 84 118 155 350 35 66 112 155 200 255 305 28 55 93 131 170 400 38 73 122 170 217 276 331 30 61 102 142 185 450 41 80 132 182 233 298 353 33 65 109 152 197 500 45 88 143 197 251 322 379 36 71 119 166 211 600 53 100 165 225 288 365 432 42 82 136 188 240 700 60 114 184 250 319 404 475 48 92 151 209 264 800 67 128 205 278 353 447 526 53 103 167 213 292 900 75 141 226 306 388 487 574 59 113 184 253 319 1000 83 155 247 333 421 531 622 65 124 201 275 346 Более Поверхностная плотность теплового потока, Вт/м2 1200 и плоcкие 25 44 71 88 108 133 152 19 35 54 70 85 *) Промежуточные значения определяются интерполяцией.

50

250 82 93 99 109 122 134 159 179 198 218 236 252 271 306 337 371 405 438

300 102 114 122 134 149 164 194 215 239 261 282 301 322 363 399 438 477 516

105

120

Продолжение П.27.

в) двухтрубная прокладка водяных тепловых сетей в непроходных каналах*) Диаметр условно го про хода

Число часов работы в год 5000 ч и менее Более 5000 ч Трубопровод подаю- обрат- подаю- обрат- подаю- обрат- подающий ный щий ный щий ный щий Dу, мм Среднегодовая температура теплоносителя, оС 651) 50 902) 50 651) 50 902) 50 22 15 33 14 20 14 28 65 27 19 38 16 23 16 34 80 29 20 41 17 25 17 36 100 33 22 46 19 28 19 41 125 34 23 49 20 31 21 42 150 38 26 54 22 32 22 44 200 48 31 66 26 39 27 54 250 54 35 76 29 45 30 64 300 62 40 87 32 50 33 70 350 68 44 93 34 55 37 75 400 76 47 109 37 58 38 82 450 77 49 112 39 67 43 93 500 88 54 126 43 68 44 98 600 98 58 140 45 79 50 109 700 107 63 163 47 89 55 126 800 130 72 181 48 100 60 140 900 138 75 190 57 106 66 151 1000 152 78 199 59 117 71 158 1200 185 86 257 66 144 79 185 1400 204 90 284 69 152 82 210 *) Промежуточные значения определяются интерполяцией.

51

обратный 50 13 15 16 17 18 19 22 25 28 30 33 36 38 41 43 45 54 57 64 68

Окончание П.27. г) совместная прокладка паропроводов с конденсатопроводами в непроходных каналах *) Диаметр условРасчетная температура пара/конденсата, оС ного прохода для пара/кон115/100 150/100 200/100 250/100 300/100 денсата Dу, мм 50/25 34/22 43/22 62/22 77/22 95/22 65/30 38/25 51/25 70/25 85/25 105/24 80/40 44/27 55/27 74/26 90/26 110/26 100/40 47/27 59/27 79/26 97/26 118/26 125/50 52/29 64/29 86/28 105/28 128/28 150/70 56/33 69/32 93/31 113/31 138/31 200/80 65/35 81/35 107/34 130/34 157/34 250/100 73/38 90/38 119/37 143/37 176/37 300/125 80/41 100/40 132/40 159/40 191/40 350/150 88/46 108/45 142/45 171/44 205/44 400/180 94/51 115/50 152/50 183/49 219/49 450/200 101/54 124/53 161/53 194/53 232/52 500/250 108/61 132/60 171/59 207/59 248/59 600/300 121/67 147/66 191/66 228/65 272/65 700/300 131/67 159/66 206/66 244/65 291/64 800/300 142/67 172/66 222/66 264/65 *) Промежуточные значения определяются интерполяцией.

52

350/100 113/22 124/24 130/25 140/25 151/28 170/31 184/34 206/37 223/40 240/44 255/49 269/52 287/58 313/64 336/63 -

П.28. Форма таблицы теплового расчета теплоизоляционной конструкции тепловых сетей Водяные тепловые сети. Nо Длина Диамет участ участк р ка а l, мм условн ого проход а Ду, мм

Наружны й диаметр изолированного трубопровода Д2ги , мм

Материал теплоизоляционного слоя

Удельные тепловые потери

q,

Вт/моС

Потери теплоты от 1м трубопров ода q = q τ1с р + + τ с2р − 2t г р ) Вт/м

(

Норма потерь теплот ы qн , Вт/м

Потери теплоты на участке Q=ql (1-d1) 10-3 кВт

Суммарные потери теплоты Q∑ =∑Q , кВт

Потери теплоты от 1 м подающего трубопровода q1 = ср q( τ 1 tгр),Вт/м

53

Среднегодовой расход воды в подающем трубопроводе G1 кг/с

Снижение температуры воды в подающем трубопроводе на участке Δτ= [q1l(1+dn)] /G1C, o C

Общее снижен ие темпера туры воды Δτ1∑= ∑Δτ1, o C

Содержание

Введение 1. Тематика курсового проектирования 2. Расчетная часть 2.1 Требования к оформлению пояснительной записки 2.2 Рекомендации по выполнению расчетов 2.2.1. Выбор типа и основного оборудования источника теплоснабжения 2.2.1.1. Тепловые нагрузки производственных потребителей по пару 2.2.1.2. Тепловые нагрузки коммунально-бытовых и производственных потребителей по сетевой воде 2.2.1.3. Тип и оборудование источника теплоснабжения 2.2.2. Регулирование отпуска теплоты потребителям 2.2.3. Гидравлический расчет и пьезометрический график тепловой сети 2.2.4. Выбор способа прокладки и компенсаторов температурных удлинений тепловой сети 2.2.5. Расчет на прочность элементов тепловых сетей 2.2.6. Выбор и тепловой расчет теплоизоляционной конструкции теплопроводов 2.2.7. Принципиальная схема системы теплоснабжения 3. Графическая часть проекта 4. Библиографический список Приложения

3 3 8 8 9 9 9 10 14 16 16 20 21 23 25 26 27 28

Редактор М.Ю. Комарова Сводный темплан 2004 г. Лицензия ЛР № 020308 от 14.02.1997г. Санитарно – эпидемиологическое заключение № 78.01.07.953.П.005641.11.03 от 2003 г.

Подписано в печать Б.кн.-журн.

П.л. 3,5

Формат 60x84 1/16 Б.л 1,75

Тираж 250

РТП РИО СЗТУ Заказ

Северо-Западный государственный заочный технический университет РИО СЗТУ, член Издательско-полиграфической ассоциации вузов Санкт-Петербурга 191186, Санкт-Петербург, ул. Миллионная, 5

54