Построение графика продолжительности тепловой нагрузки

Выбор типа и числа турбоагрегатов в котельной

При централизованный системе теплоснабжения в котельной применяем прямоточные водогрейные котлы серийного изготовления ПТВМ-50-1

Тип котлоагрегата зависит от вида и способа сжигания топлива, теплопроизводительности, вида и параметров теплоносителя. Техни­ческие характеристики котлов принимаем по данным заводов-изготовителей табл.8.5П [3].

Число котлоагрегатов и их теплопроизводительность выбираем по максимальному расходу теплоты, с тем чтобы при выходе из строя одного котлоагрегата оставшиеся обеспечивали максимальный отпуск теплоты на технологические нужды, а также средний за наиболее холодный месяц отпуск теплоты на отопление и вентиляцию и среднеча­совой отпуск теплоты на ГВС с учетом расхода теплоты на собствен­ные нужды котельной.

Число рабочих котлоагрегатов Zтеплопроизводительностью Q_каопределяем по относительному значению допустимого снижения нагрузки котельной при выходе из строя одного из котлов, обозна­чаемой ℒ _к, .Если Q_кот^max максимальная (расчетная) нагрузка котельной, a Q_ср^хол - нагрузка котельной в режиме наиболее холод­ного месяца (или допустимое снижение нагрузки), то:

 

ℒ _к = Q_ср^хол / Q_кот^max = 36, 36 / 55, 36 = 0, 67 (60)

Q_кот^max = Z · Q_ка = 3 · 58 = 174 Q_ср^хол = (Z -1) · Q_ка = (3 – 1) · 58 = 116

откуда

ℒ _к = (Z – 1) / Z или Z = 1 / (1 - ℒ _к) = (3 – 1) / 3 = 0, 67 (61)

 

при относительных снижениях нагрузки котельной, равной 0, 67 максимальной, допустимое число котло­агрегатов составляет 3. Резервные котлоагрегаты не устанав­ливаем. Оптимальное число котлоагрегатов по величине капитальных затрат с учетом конечной мощности котельной составляет 3.

Устанавливливаем однотипные котлоагрегаты одина­ковой производительности, с максимальным укрупнением единичной мощности. При укрупнении единичной мощности котлоагрегатов обеспечивается сокращение их числа, единиц вспомогательного оборудо­вания, протяженности коммуникаций котельной, строительного объема зданий, удельных капиталовложений, а также эксплуатационных рас­ходов за счет повышения КПД котлоагрегатов и уменьшения числа об­служивающего персонала.

 

Выбор насосов для тепловых сетей и баков-аккумуляторов

Выбор насосов системы теплоснабжения осуществляем по тре­буемому напору и производительности (п. 5.18 - 5.24 [14]). Напор сетевых насосов определяем для отопительного и неотопительного периодов и принимаем равным сумме потерь давления в установках на источнике теплоты, в подающем и обратном трубопроводахот источника теплоты до наиболее удаленного потребителя и в системе потребителя (включая потери в тепловых пунктах и насос­ных) при суммарных расчетных расходах воды. Напор подкачивающих насосов на подающем и обратном трубопроводах определяем по пьезометрическим графикам при максимальных расходах воды в трубопроводах с учетом гидравлических потерь в оборудовании и тру­бопроводах источника теплоты.

При установке на тепловых сетях подкачивающих насосов напор сетевых насосов на источниках теплоты уменьшаем на вели­чину рабочего напора подкачивающего насоса.

Подачу (производительность) рабочих насосов принимаем:

а) сетевых и подкачивающих насосов на подающих трубопроводах тепловых сетей для открытых систем теплоснабжения в отопительный период - по суммарному расчетному расходу воды, определяем по формуле (57) при К₄ =1, 4; подкачивающих насосов на обратных трубопроводах - по формуле (42) при К₃=0, 6; кг/ч

G_р = G_ор + G_вр +К_{3 ·} G_г^ср = 368956, 4 + 168592 + 1, 4 · 87765, 1 = 660419, 6

G_р = G_ор + G_вр +К_{3 ·} G_г^ср = 368956, 4 + 169120, 5 + 0, 6 · 87765, 1 = 590207, 5

б) сетевых и подкачивающих насосов для открытых систем теплоснабжения в неотопительный период - по максимальному расходу воды на ГВС в неотопительный период (формула 45), кг/ч

G_г^летн = β _· G_г^max = 0, 8 · 198725, 4 = 158980, 3

Напор подпиточных насосов определяем из условия поддержания в водяных тепловых сетях статического давления и про­веряем для условий работы сетевых насосов в oтопительный и нео­топительный периоды. Допускаем: предусматривать установку отдель­ных групп подпиточных насосов с различными напорами для отопитель­ного, неотопительного периодов и статического режима (табл.8 7П) [3].

Подачу (производительность) рабочих подпиточных насосов в открытых систе­мах теплоснабжения принимаем равной сумме максимального расхода воды на горячее водоснаб­жение и расхода воды на компенсации утечки. Величина утечки сетевой воды в час принимается равной 0, 5% объема тепловых сетей.

Число насосов принимаем:

сетевых - два, СЭ800-55, табл8.6П [3], из которых один является резервным; подкачивающих и смесительных - три, 4НДВ Д_к=280мм, табл8.7П [3], из которых один яв­ляется резервным; резервный насос предусматриваем неза­висимо от числа рабочих насосов;

подпиточных - три, 4НДВ Д_к=280мм, табл8.7П [3], из которых один является ре­зервным.

Число насосов уточняем с учетом их совместной работы на тепловую сеть.

При больших количествах подпиточной воды в открытых системах теплоснабжения (более 150 т/ч) предусматриваем установку центральных баков-аккумуляторов, объем которых определяем по формуле

V_б = 10 G_г^ср.с = 10 · 87, 8 = 878 (62)

где G_г^ср.с - среднечасовой расход воды на ГВС за сутки наибольшего
водопотребления, выраженный в м³/ч.

Баки-аккумуляторы устанавливаем в источнике теплоснабжения в количестве двух из стандартного ряда в соответствии с ОСТ 34-42-560-82 и ОСТ 34-42-565-82

(табл. 8.8П) [3]. V = 1000 м³

 

18. Обоснование способов прокладки теплопроводов, выбор оборудования и строительных конструкций тепловых сетей

Способ прокладки тепловых сетей

Для тепловых сетей г. Красноярска предус­матриваем (п.п.6.2, б.З [I4] ) подземную прок­ладку: бесканальную в непроходных каналах.

Тепловые сети под городскими проездами с усовершенствованным покрытием, при пересечении крупных автомагистралей, железных дорог прокладываем в футлярах.

Прокладку тепловых сетей по территории промышленных предприя­тий, вне населенных пунктов предусматриваем надземную на низких опорах.

Уклон тепловых сетей независимо от направления движения теп­лоносителя и способа прокладки (п. 6.6 [I4] ) выдерживаем не менее 0, 002

Уклон тепловых сетей к отдельным зданиям при подземной прок­ладке принимаем от здания к ближайшей камере.

На отдельных участках (при пересечении коммуникаций, прокладке по мостам и т.п.) допускаем прокладку тепловых сетей без уклона.

При прокладке тепловых сетей кроме указанных; руководствуемся нормами и требованиями, изложенными в гл.6 [14], а также в [20]

 

Конструкции трубопроводов

Для трубопроводов тепловых сетей предусматриваем (п.п. 7.2 - 7.4 [14]) -стальные электросварные трубы из стали марок 17ГС, 17Г1С, 17Г1СУ (ТУ 14-3-1138)

Для сетей ГВС в открытых системах тепло­снабжения применяем неоцинкованные трубы.

На выводах теплосетей от источников теплоты и на вводах в теп­ловые пункты предусматриваем стальную запорную арматуру.

Для тепловых сетей применяем фланцевую арматуру.

В теплосетях предусматриваем запорную арматуру:

а) на всех трубопроводах выводов от источника теплоты;

б) на трубопроводах водяных тепловых сетей D_у ≥ 100 мм на расстоянии не более 1000 м друг от друга (секционирующие задвижки) с устройством перемычки между подающим и обратным трубопроводами диаметром равным 0, 3 D_у; на перемычке предусматриваем
две задвижки и контрольный вентиль между ними D_у = 25 мм.

в) в водяных тепловых сетях в узлах ответвлений на трубопроводах D_у ≥ 100 мм, а также в узлах ответвлений на трубопроводах к отдельным зданиям.

При длине ответвлений к отдельным зданиям до 30 м и при D_у≤ 50 мм запорную арматуру на этих ответвлениях не устанавливаем; предусматриваем запорную арматуру, обеспечивающую отключение группы зданий с суммарной тепловой нагрузкой, не превышающей 0, 6 МВт.

В нижних точках трубопровода водяных тепловых сетей (п.п. 7.18 - 7.20 [I4]) предусмат­риваем спускные устройства.

В верхних точках трубопроводов тепловых сетей предус­матриваем воздушники

(п.7.23 [14]).

Грязевики в водяных тепловых сетях устанавливаем (п.п. 7.21 - 7.22 [14])перед насосами и регуляторами давления в узлах рассечки.

Для компенсации тепловых удлинений трубопроводов тепловых сетей применяем компенсаторы ( п.п. 7.30 - 7.40 [14]), гибкие компенсаторы изтруб (П-образные).

Подвижные опоры труб предусматриваем (п.п. 7.41 - 7.42 [14]):

а) Скользящие - независимо от направления горизонтальных перемещений трубопроводов при всех способах прокладки и для всех диаметров труб;

Неподвижные опоры труб предусматриваем (п.п. 7.43 - 7.45 [14]):

а) упорные - при всех способах прокладки трубопроводов;

б) хомутовые - при надземной прокладке и прокладке в тоннелях (на участках с гибкими компенсаторами и самокомпенсации).Места установки неподвижных опор совмещаем с узлами ответвлений труб, местами установки на трубопроводах запор­ной арматуры, грязевиков и другого оборудования.

 

Строительные конструкции

Подземная прокладка.

Строительные конструкции тепловых сетей принимаем (п.п. 9.1 - 9.20 [14]) сборными из унифицированных железобетонных и бетонных элементов. Каркасы, кронштейны и другие опоры трубопроводов в местах доступных для обслуживания изготавливаем из металла с антикоррозионным покрытием, а в мес­тах, недоступных для обслуживания, - из сборного и монолитного железобетона (щитовые или балочные опоры).

Для наружных поверхностей стен и перекрытий каналов, тонне­лей, камер и других конструкций, а также закладных частей строи­тельных конструкций при прокладке тепловых сетей вне или в зоне грунтовых вод предусматриваем обмазочную битумную изоля­цию или оклеечную гидроизоляцию.

При прокладке тепловых сетей ниже максимального уровня стояния грунтовых вод предусматриваем попутный дренаж, для которого принимаем: асбоцементные трубы с муфтами, с диаметром дренажных труб не менее 150 мм. Уклон попутного дренажа выдерживаем не менее 0, 003.

На углах поворота и на прямых участках попутных дренажей предусматриваем смотровые колодцы не реже, чем через 50 м диаметром не менее 1м.

Для трубопроводов в местах прохода через стены камер предусматриваем антикоррозионное покрытие, а в зонедействия блуждающих токов - электроизолирующие прокладки.

Число люков предусматриваем:

при внутренней площади камер от 2, 5 до 6 м² - не менее двух, расположенных по диагонали;

при внутренней площади камер 6 м² и более - четыре.

Надземная прокладка.

Строительные конструкции для надземной прокладки тепловых сетей предусматриваем (п. п. 9.21 - 9.25 [14]) из сборного железобетона.

Сварку, сборку и монтаж трубопроводов, coopужение и монтаж строительных конструкций, выполнениеземляных конструкций произ­водим в соответствии со СНиП 3.05.03-85 Тепловые сети [20].

 

19. Прочностные расчёты трубопроводов и опор тепловых сетей

Основными задачами расчета трубопроводов на прочность являются определение или проверка толщин стенок труб, пролетов между подвижными опорами, допускаемых компенсационных напряжений и уси­лий, действующих на опоры [I5].

 

19.1 Определение напряжений в трубопроводах и пролёта между опорами. Наиболее слабым местом стальных трубопроводов, по которому следует вести проверку напряжений, являются сварные стыки.

Основные напряжения, возникающие в трубопроводах тепловых сетей:

1) напряжение растяжения под действием внутреннего давления в двух плоскостях: торцевой, нормальной, к оси трубы, σ ₁ и про­дольной, проходящей через ось трубы σ ₂;

2)напряжение изгиба σ ₃ под действием собственного веса трубопровода, веса изоляции и теплоносителя. В наземных теплопро­водах возможен также изгиб под действием скоростного напора ветра;

3) напряжение изгиба σ ₄ под действием самокомпенсации температурных деформаций в гнутых компенсаторах и на участках естественной компенсации;

4) напряжение от кручения τ под действием термической деформаций (возникает при пространственной конфигурации теплопровода).

Напряжение растяжения в стенке трубы под действием внутрен­него давления в торцевой σ ₁ и продольной σ ₂ плоскостях, Па

σ ₁ = (63)

σ ₁ = (63) где Р - внутреннее давление, Па; d_в- внутренний диаметр трубы, м; δ - толщина стенки трубы, м; φ - коэффициент прочности продольного сварного шва; в зависимости от конструк­ции шва и способа.сварки φ = 0, 6 - 0, 9, для бесшовных труб φ = 1.

Суммарное напряжение от растяжения под действием внутреннего давления при σ ₁ > 0, Па:

 

σ _р = (64)

 

Максимальный изгибающий момент над опорами и в середине пролета между опорами М_1/2, Н м и максимальный прогиб f_1/2, м

-М = (65)

М_1/2 = (66)

F_1/2 = (67)

где - расстояние между опорами, м; Е - модуль продольной упругости,

Е = 19, 62·10¹⁰ Па; - экваториаль­ный момент инерции поперечного сечения трубы, м;

= (68)

d_н - наружный диаметр трубы, м; q- удельная нагрузка, 1 м в рабочем состоянии, выбираем по табл. 10.IП [3], Н/м

(69)

где q_в - вертикальная удельная нагрузка, учитывающая вес трубопровода с теплоносителем и изоляцией, выбираем по табл.10.IП [3]

q_г-горизонтальная нагрузка, учитывающая ветровое усилие (для надземной прокладки), Н/м;

(70)

где -скорость ветра, выбираем по табл. З.8П [3], м/с;

- плотность воздуха, = I, кг/м^э; К- аэродинами­ческий коэффициент, принимаем

К= 1, 4. - наружный диаметр изоляции теплопровода, м.

Напряжение изгиба от внешнего изгибающего момента, Па

(71)

где - момент сопротивления поперечного сечения трубы, м³

= (72)

- коэффициент прочности поперечного сварного шва при изгибе, = 0, 6 - 0, 9. Максимальный прогиб не должен превышать величину, м

F_1/2 ≤ 0.25· i · 𝓁 (73)

где ί - уклон трубопровода.

Аналогично рассчитываем напряжение изгиба под действием самокомпенсации.

Суммарное напряжение от изгиба, Па:

(74)

Напряжение кручения от момента М_кр, Па

 

(75)

При одновременном действии всех видов деформации - растяже­ния, изгиба и кручения - приведенное максимальное напряжение не должно превосходить допускаемого для сечения со сварным швом, Па

(76)

где - допускаемое напряжение, выбираем по табл. 10.2.П.[3]. Для стали марок 17ГС, 17Г1С, 17Г1СУ = МПа. В плоскостных трубопроводах крутящие моменты равны нули. В этом случае приведенное максимальное напряжение, Па

(77)

Длину пролета между подвижными опорами при одинаковом расстоянии между ними определяемся по формуле, м:

𝓁 (78)

где - допускаемое напряжение изгиба под действием силы тяжести, Па.

(79)

- коэффициент, принимаем =0, 4.

Все расчётные данные сведены в табл.9

 

 

№ участка	dв х δ , м	σ 1, Па	σ 2, Па	-М, Н м	М1/2, Нм	𝓘, м	q, Нм	f1/2, м	σ р, Па	σ 3, Па	σ 4, Па	σ пр, Па
	0, 359 х 0, 009	7811574, 1	15623148, 1	5590, 9	2329, 5	0, 000176	11, 4	0, 02	815120, 8	9971408, 7	8546921, 8	13158392, 2
	0, 359 х 0, 009	7811574, 1	15623148, 1	4792, 2	4792, 2	0, 000176	13, 3	0, 01	815120, 8	8546921, 8	7325933, 0	11286433, 8
	0, 207 х 0, 006	5067187, 5	13512500, 0	1852, 2	1852, 2	0, 000023	5, 1	0, 04	705000, 0	14841457, 5	2831495, 6	15125582, 8
	0, 205 х 0, 007	5735119, 0	11470238, 1	3395, 7	3395, 7	0, 000026	2, 8	0, 21	598447, 2	23646870, 3	23322290, 4	33218396, 2
	0, 182 х 0, 006	5091666, 7	11880555, 6	2273, 6	2273, 6	0, 000016	2, 3	0, 19	619855, 1	23465399, 6	13570993, 0	27114222, 3
	0, 309 х 0, 008	10085416, 7	15128125, 0		6125, 0	0, 000100	6, 1	0, 08	789293, 5	16573882, 9	54184266, 4	56667903, 7
	0, 259 х 0, 007	11271296, 3	14491666, 7	4118, 94	4118, 9	0, 000052	5, 1	0, 09	756087, 0	18108546, 9	9553375, 5	20487999, 4
	0, 259 х 0, 007	8453472, 2	14491666, 7	4805, 43	4805, 4	0, 000052	4, 4	0, 14	756087, 0	21126638, 0	18108546, 9
	0, 259 х 0, 006	5791071, 4	13512500, 0	2623, 95	2624, 0	0, 000023	3, 6	0, 11	705000, 0	21025398, 2	9887964, 6	23245133, 6
	0, 15 х 0, 0045	4895833, 3	13055555, 6	1685, 6	1685, 6	0, 000007	1, 7	0, 34	681159, 4	34258197, 1	11577010, 0	36167875, 3

Напряжения в трубопроводах и пролетах между опорами

Таблица 9

 

 

Стоимость тепловых сетей

Начальную удельную стоимость сооружения тепловой сети выразим в виде линейной функции от диаметра трубопровода

К_тс = а + вd_н (106)

где К_тс – полная удельная стоимость одной трубы теплопровода ( монтажные, строительные и изоляционные работы с материалами), руб/м; а, руб/м, в, руб/м² - постоянные коэффициенты, зависящие от конструкции сети, способа производства работ и местных условий, определяем по справочникам; d_н - наружный диаметр трубопровода, м

Стоимость тепловой сети, состоящей из С участков с раз­личными диаметрами труб d_н, м, и различной длины l, и, оп­ределяем по формуле, руб

К_тс = а + в (107)

Величина – М = , м² = 3214, 5 м², представляет собой сумму произведений диаметров труб на их длину (подающих и обратных) по участкам, называется материальной характеристикой тепловой сети.

Ежегодные издержки производства, или эксплуатационные рас­ходы, по теплосети

( амортизация, текущий ремонт, обслуживание) определяем в долях от начальной стоимости сооружения тепловой сети, руб/год

И_тс = f_тс · К_тс = 0, 08 · 39374006 = 3149920, 5 (108)

где f_тс - доля ежегодных отчислений, принимаем f_тс = 0, 08.

Удельные расходы по тепловой сети, отнесенные к единице отпущенной теплоты за год, руб/ ГДж

и_тс = (109)

 

Стоимость тепловых потерь

Тепловые потери сети опре­деляем приближенно по укрупненным показателям. Прини­маем толщину тепловой изоляции условно 75 мм, определяем диаметр наружной изоляции трубопровода, м.

D_н = d_н +0, 15 = 0.08 + 0.15 = 0.23 (123)

и условную материальную характеристику сети, м²

Тепловые потери сети определяем, ГДж/год (124)

Q_тп = π М_уК(τ _ср- τ _окр) · (1+β )·n·3, 6·10^-6 = 3.14·3735.8·0.8·(90–4)·(1+0.2)·5640·3.6·10^-6 = 19663.6

где К - коэффициент теплопередачи теплопровода с учетом тепловой изоляции, канала и грунта, отнесенный к условной площади наружной поверхности изоляции трубопровода, Вт/(м²·С); принимаем К = 0, 8 Вт/(м²°С); τ _ср - среднего­довая температура теплоносителя, определяем как средневзвешен­ную во времени за год, °С; τ _окр - среднегодовая температура окружающей среды или грунта, °С; n - время работы сети, ч/год.

Β - коэффициент местных потерь теплоты, принимаем β = 0, 2.

Стоимость тепловых потерь, ГДж/год;

И_тп = Q_тп · S_т = 19663.6 · 270 = 5309176, 4 (125)

где S_т - стоимость (цена) единицы теплоты, руб/ГДж; при расчете себестоимости транспорта теплоты принимаем равной себестоимости выработки теплоты S_Q.

Удельная стоимость теплопотерь на единицу отпущенной теплоты, руб/ГДж

ип = (126)

 

 

Построение графика продолжительности тепловой нагрузки

Определяем годовые расходы теплоты производственно-технологическими, сан­техническими и коммунально-бытовыми потребителями

Годовой расход теплоты (по воде) на технологические нужды, ГДж/год:

Q_п^год = Q_пр(вод) · τ _п = 2, 16 · 5640 = 12182, 4 ГДж/год (15)

Где τ _п – длительность использования максимума производственно-технологической нагрузки, час/год

Годовые расходы теплоты коммунально-бытовыми потребителями, ГДж/год

- на отопление

Q_о^год = Q_о^ср.от · τ _о = 44, 79 · 5640 = 252617, 86 (16)

- на вентиляцию

Q_в^год = τ / 24 · Q_в^ср.от · τ _о =5640 / 24 · 3, 8 · 16 = 14288 (17)

где τ _о время работы за сутки систем вентиляции общественных зданий, ч,

принимаем τ _о = 16 ч.

- на ГВС

Q_г^год = Q_г^ср · τ _о + Q_г^ср.л · (8400 – τ ) = 17, 7 · 24 + 11, 33 · (8400 – 5640) = 31695, 6 (18)

В формулы (15-18) средние тепловые нагрузки подставляем в ГДж/ч.

Суммарный годовой расход теплоты ( по воде ) на коммунально-бытовые нужды, ГДж/год

Q_кб^год = Q_о^год + Q_в^год + Q_г^год = 252617, 86+ 14288 + 31695, 6 = 298601, 42 (19)

Годовой отпуск теплоты на сантехнические нужды составляет, ГДж/год

Q_ст^год = Q_ст.р · Q_кб^год = 0, 173 · 298601, 42 / 127, 3 = 405, 8 (20)

Q_кб.р

График продолжительности тепловой нагрузки С график (Россандера) необходим для выбора оптимальных режимов работы теплофикационного оборудования, параметров теплоносителя, подсчета выработки элект­роэнергии, отпуска теплоты и расхода топлива на выработку этой теплоты. Этот график учитывает повторяемость тепловых нагрузок в течение года, а также позволяет установить в каком режиме следует предусматривать поступление топлива и его резервирование.

Построение графика продолжительности проводим для значений температур наружного воздуха, кратных 5 °С. По оси абсцисс ( рис.1 правая часть ) откладываем время стояния наружной температуры равной и ниже рассматриваемой ( точки а, в, ...). Указанное время, выраженное в часах, находим по табл. 3.5П [3]. По оси ординат откладываем теп­ловую нагрузку при рассматриваемой наружной температуре ( находим по линиям mnl, pqs, ...). Соединяя пересечения линий построения ( точки х, у, ...), получаем график продолжительнос­ти тепловой нагрузки.

Площадь, ограниченная осями координат и построенной кривой, равна расходу теплоты на все виды теплоснабжения за отопительный сезон. Этот расход теплоты определяем произведением масштабного коэффициента на площадь графика в квадратных сантиметрах (см²). Масштабный коэффициент (m) равен произведению масштабов по оси абсцисс m₁ и оси ординат m₂. Расход теплоты за сезон составляет, ГДж.

Q_сез = m · S = 500 · 10 · 105, 16 = 525800 (20)

На оси абсцисс графика продолжительности тепловой наг­рузки построим равновеликий прямоугольник, его высота будет равна среднему расходу теплоты за отопительный сезон, ГДж/ч

Q_сез^ср = Q_сез / τ _о = 525800 / 5640 = 93, 2 (22)

где τ _о - длительность отопительного сезона, ч/сезон.

На оси ординат графика продолжительности тепловой наг­рузки построим равновеликий прямоугольник, его основание бу­дет равно длительности использования расчетной тепловой нагруз­ки, ч:

τ _и = Q_сез / Σ Q^max = 525800 / 182, 3 = 2884, 1 (23)

Полный годовой график продолжительности получаем прибавле­нием нагрузки Q^лет в летний период, длительность которого равна (8400 - τ _о) часов.

По полученным нагрузкам определяем расходы топлива на теплоснабжение сетевой водой за отопительный сезон и за год, т/год

(24) (25)

где Q_н^р – теплотворная способность условного топлива, Q_н^р = 29, 3 МДж/кг; η _к – КПД источника теплоснабжения, принимаем η _к = 0, 80; q - доля тепловых потерь при отпуске теплоты, принимаем q = 0.04

8. Обоснование выбора и краткая характеристика источника теплоснабжения

Тип источника теплоснабжения определяем по расчётным технологическим нагрузкам, тепловым нагрузкам коммунально-бытовых и производственных потребителей по сетевой воде.

Многочисленные технико-экономические исследования показывают, что

при расчетной тепловой нагрузке потребителей до 200.....300 МВт в качестве

источника теплоснабжения целесообразно выбирать водогрейные котельные.

Выбираем водогрейные котлы, исходя из их общей производительности и тепловой мощности, а также характеристик выпускаемых котлов. При выборе основного оборудования котельной, исходим из 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.

3. Пиковые нагрузки потребителей сетевой воды, технологических потребителей должны покрываться от пиковых водогрейных котлов (ПВК).

Избыточная теплопроизводительность однотипных ПВК должна быть

минимальной.

4. Деаэрация подпиточной воды тепловых сетей в СТО осуществляется в вакуумных деаэраторах с применением сетевой воды в качестве греющего теплоносителя. Для выравнивания водопотребления при этом устанавливаем баки-аккумуляторы.

 

9. Выбор способа регулирования тепловой нагрузки

Согласно и.4.5 [16] предусматриваем вид регу­лирования отпуска теплоты: центральное - на источнике теплоты.

Для водяных тепловых сетей (п.4.5 [16]) принимаем качественное (изменением температуры при постоянном расходе сетевой воды) регулирование отпуска теплоты по нагрузке отопления, т.к. тепловая нагрузка жилищно-коммунального сектора менее 65% от суммарной тепловой нагрузки, и доля средней нагрузки ГВС составляет менее 15% от расчетной нагрузки отопле­ния.

В зданиях общественного и производственного назначения (п.4.9 [14]), в нерабочее время предусматриваем снижение температуры воздуха, обеспечивая регулирование температуры теплоносителя в тепловых пунктах.

 

10. Схема присоединения абонентских установок

Присоединение потребителей теплоты к тепловым сетям (п. II.7 [14]) в тепловых пунктах предусматриваем по схеме, обеспечивающей минимальный расход теплоносителя в тепловых сетях, а также экономию теплоты за счет применения систем автоматичес­кого регулирования.

В водяных системах теплоснабжения установки отопления и вентиляции потребителей, (п. 3.9 [14]) присоединяем к двухтрубным водяным тепловым сетям непосредст­венно (зависимая схема присоединения). Т.к. допустимая температура воды в местной системе ниже расчетной температуры воды в тепловой сети, в схеме присоединения предусматриваем смесительные устройства – элеваторы. Для надежной работы элеватора необходим располагаемый напор на абонентском вводе не менее 8 - 15 м вод.ст.

Установки горячего водоснабжения потре­бителей (п. 3.6 [14]) присоединяем к двухтрубным водяным тепловым сетям непосредственно к подающему и обратному трубопроводам на вводе, т.к. используем открытую систему теплоснабжения.

Схема присоединения промышленного здания включает в себя распределительные коллекторы, от которых питаются установки отоп­ления и вентиляции.

 

11. Расчёт и построение температурного графика сетевой воды. Расчет и построение температурного графика производим, ориен­тируясь на преобладающую тепловую нагрузку района и наиболее рас­пространенную схему присоединения абонентских установок.

Для отопительной нагрузки при центральном качественном регулировании отпуска теплоты температуру сетевой воды определяем по зависимостям, которые выводятся из уравнения тепловых балансов отопительной установки, при нерасчётном и расчётном режимах. Т.о, для реализации центрального качественного регулирования отпуска теплоты по нагрузке отопления при зависимой схеме присоединения отопительных установок со смесительным устройством на абонентском вводе в соответствии с п.п. 4.5 и 4.9. [14] температуру сетевой воды в подающем, обратном и местном трубопроводах определяем по формулам, º С.

τ ₁ = t_вр + (τ _2р + τ _3р – t_вр) · У₀ + (τ _1р - τ _2р + τ _3р) · У₀

2 2 (26)

τ ₂ = τ ₁ · (τ _1р - τ _2р) · У₀

τ _{3 =} τ ₂ + (τ _3р – τ 2р) · У₀

Результаты расчётов представлены в таблице 5

Температурный график сетевой воды

Таблица 5

º С	Температура наружного воздуха tн, º С
+8	tср.от	tсрхол	tнв	tно
τ 1
τ 2
τ 3

 

По данным табл. 5 строим температурный график. (Рис.2)

 

12. Регулирование отпуска теплоты по температурным зонам

В 1-й зоне регулирование отпуска теплоты осуществляем (рис.2)

- на отопление путём центрального качественного регулирования, соответствует точке излома графика регулирования по нагрузке отопления.

- на вентиляцию путём постоянного расхода сетевой воды через вентиляционный калорифер (качественное регулирование). Температура обратной сетевой воды после системы вентиляции обозначена τ ’_2в

- на ГВС-отбор сетевой воды осуществляем из подающего трубопровода с температурой τ ’₁

Во 2-й зоне регулирование отпуска теплоты осуществляем:

- на отопление путем качественного регулирования; при понижении температуры наружного воздуха t_н повышаем температуру сетевой воды в подающем трубопроводе

(кривые 1, 2, 3), соответственно повышаются температуры в местном и обратном трубопроводах (кривые 4, 5, 6).

- на вентиляцию путем качественного регулирования, причем температура воды системы вентиляция τ _2в практически равна температуре обратной воды в системе отопления: τ _2в= τ ₂

- на ГВС - необходимую температуру воды для горячего водоразбора получаем смешением сетевой воды из прямого и обратного трубопроводов.

В 3-й зоне регулирование осуществляем:

- на отопление так же, как и во 2-й зоне.

- на вентиляцию так же, как и в 1-й зоне, однако для поддержания необходимых температурных условий в помещении, при отсутствии вредных выбросов, вентиляционная установка работает с ре­циркуляцией, т.е. с забором части воздуха из помещения и подмеши­ванием его к свежему наружному воздуху, при постоянном расхо­де сетевой воды, через вентиляционный калорифер (кривая 8); тем­пература обратной сетевой воды после системы вентиляции обозначена t’’_2в.

- на ГВС - воду берем только из обратной магистрали; при этом температура воды, идущей на водоразбор, несколько увеличивается, оставаясь в пределах требований [12], а её расход снижается.

При постоянном расходе сетевой воды и рециркуляции воздуха
температура τ ’_2в линейно возрастает. Её значение в 1-й зоне, так же как и в 3 при этом способе регулирования определяем по формулам, °С:

τ ’_2в = τ ₁ – У_в · (τ ’’₁ – τ ’’₂) (27)

τ ’’_2в = τ ₁ – У_в · (τ ’’₁ – τ ’’₂)

где , - температуры сетевой воды в подающем и обратном теплопроводах при t_нв °С.

Во 2-й зоне τ _2в = τ ₂

В 3-й зоне при температуре t_н < t_нв расход теплоты на вен­тиляцию принимаем постоянным. Но температура сетевой воды повы­шается в соответствии с увеличением отопительной нагрузки. Для сохранения постоянства расхода теплоты на вентиляцию при наличии рециркуляции воздуха уменьшаем расход сетевой воды через калорифер. При этом температура обратной воды от вентиляци­онного калорифера снижается практически по линейному зако­ну, достигая значения ≈ 40 °С при t_и = t_но.

При постоянном расходе воды через калорифер и рециркуляции воздуха температура- линейно возрастает. Её значение опреде­ляем по формуле (26). В тех случаях, когда расход теплоты на вентиляцию в 3-й зоне не увеличивается ( например, производство с вредными выбросами или детские учреждения ), температуру t_нв принимаем равной t_но

и регулирование вентиляционной нагрузки осуществляем так же, как во 2-й зоне,

при этом = τ ₂.

 

 

Рис.2 Температурный график

13. Определение расходов теплоносителей

Расходы сетевой воды в тепловых сетях (п.5.1 - 5.3 [14]) при качественном регулировании отпуска теплоты определяем по сле­дующим формулам.

Расчетный расход сетевой воды на отопление равен, кг/ч: (28)

Здесь и далее тепловые нагрузки выражены в Вт.

В 1-й зоне при t_н > t_ни расход сетевой воды при регулировании пропусками определяем, кг/ч

(29)

Поскольку в 1-й зоне расход сетевой воды на отопление линей­но зависит от температуры наружного воздуха, то расчет выполняем для t_н = 8 °С.

Во 2-й и 3-й зонах при качественном регулировании отопительной нагрузки расход воды равен расчетному, кг/ч.

G_{0, 2, 3} = G_ор = 368956, 4 (30)

Расчетный расход сетевой воды на вентиляцию равен, кг/ч:

(31)

где τ _1рв, τ _2рв - расчетные температуры для проектирования системы вентиляции; в зависимости от выбранного значения t_нв расчетные температуры τ _1рв и τ _2рв принимают соответствующие значения: если t_нв равна темпера

1234Следующая ⇒

Поделиться:

Популярное:

1. B. Определим максимальный тепловой поток на вентиляцию
2. Анализ налоговой нагрузки и рисков
3. Анализ налоговой нагрузки ИП Коробова Е. В.
4. Бизнес-процесс «построение учебного процесса»
5. В XVII—XIX вв. продолжительность творческой жизни ученого, которая составляла 35—37 лет, была в 2—3 раза меньше продолжительности существования общепринятых теорий и методов исследований.
6. Взаимосвязь инфляции и безработицы. Построение кривой Филлипса.
7. Виды стандартов, их построение и краткая характеристика.
8. ВЫБОР И РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ ИЗОЛЯЦИИ
9. Выбор сетевого насоса. Построение характеристики насоса
10. Выполнить расчет и построение ИМК женского платья прилегающего силуэта.
11. Гидравлический расчет тепловой сети
12. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ ТЕПЛОВОЙ СЕТИ