Выбор типа и числа турбоагрегатов в котельной

⇐ ПредыдущаяСтр 2 из 4Следующая ⇒

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 ₁и 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	d_в х δ , м	σ ₁, Па	σ ₂, Па	-М, Н м	М_1/2, Нм	𝓘, м	q, Нм	f_1/2, 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

⇐ Предыдущая 123 4 Следующая ⇒