«Выбор и расчет ТИМ ОКиТС : «Выбор и расчет тепловой изоляции трубопроводов

метки: Температура, Теплов, Трубопровод, Коэффициент, Греть, Сетевой, Труба, Тепловой

— 69848,0 га. Численность населения города Тюмени – 744575 человек (2017).

После пожара 1695 года было начато строительство каменного города. Большой удачей для Тюмени стало то, что именно через этот город прошла Транссибирская магистраль. На этом маршруте настоял граф Посьет, за что благодарные тюменцы сделали его почетным гражданином города. Однако, наивысшего расцвета город достиг после открытия нефтяных месторождений. Теперь это богатый город нефтяников, знаменитый на весь мир.

Рис.1 Карта города Тюмень

Географические данные:

Широта: 57°09′00″ с. ш.,

Долгота: 65°32′00″ в. д.

Высота над уровнем моря: 81 м.

Климат в Тюмени континентальный. Погода в Тюмени — суровая и продолжительная зима (примерно 30-32 недели в тундре и 21 неделя в зоне лесостепи), короткое и холодное лето на севере и более или менее теплое на юге области, с запоздавшими весенними и очень ранними осенними холодами. Из-за равнинного характера основной части территории Тюменской области, ее открытые зоны не могут препятствовать довольно глубокому прониканию холодных арктических ветров, а также не могут задержать в себе тропические ветра, которые приходят с юга.

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 3 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док.

Среднестатистической температурой в Тюмени в январе является -21° до -28° С, на остальной территории температура равномерно понижается с юга к северу с 17° до — 28° С. В особые морозные дни температура воздуха ночью достигает отметки — 44° С на юге области. В период жутких морозов зимой, температура воздуха достигает отметки — 63° С в северной части области и — 51° на юге. Но бывают и резкие потепления зимой, которые достигают температуры в 6° С. Однако, такие явления очень редкие и кратковременные, продолжительность которых бывает не более трех дней.

Отопительный сезон в Тюменской области довольно долгий – от 230 суток в южной части, и до 320 суток в северной части области.

В основном в Тюмени преобладают северные ветра. Самое теплое время в Тюмени – июль. Температура воздуха на севере области достигает 18° С, а в южной части порой температура доходит до 35°. Но такое потепление очень кратковременное. Из-за постоянных северных ветров, температура воздуха в августе может резко упасть на севере области до -4…-6° С, а на юге до -1…-3° С.

Самое большое количество осадков в году в Тюменской области выпадает с мая по октябрь включительно. Среднее количество осадков на южной территории составляет 360-400 мм.

Реконструкция части города

... застройкой (как правило, речь идет о центральной части города); я группа - крупные селитебные зоны за пределами центральной части города; я группа - жилые районы, сложившиеся в ... преимущественно мансардными этажами), с целью формирования единого фронта периметральной застройки, обозначающей Реконструкция застройки и пространств городских скоростных автомагистралей не должна ухудшать аэрационный ( ...

Погода в Тюмени специфическая, так как на территории Тюменской области особенно преобладают климатические зоны лесотундры и тундры – воздух сильно насыщен влагой, довольно продолжительная зима и холодное лето. Климат в лесной зоне немного помягче и характеризуется снежной зимой и умеренно теплым летом. Климат в лесостепи представляет собой суровую и довольно снежную зиму с теплым летом.

Климатологические данные города Тюмень

Таблица 1

Температура

отопительного периода, ᵒС

Продолжитель Повторяемость Республика, Скорость ность температур

Расчетная для

Расчетная для

Абсолютный

край, ветра в отопительного наружного

вентиляции

отопления

минимум

Средняя

область, январе, м/с перида, сут воздуха, всего

пункт часов

1 2 3 4 5 6 7 8

Тюмень -50 -37 -21 -7,5 3,9 220 5280

Повторяемость направлений ветра

Таблица 2

Январь

С СВ В ЮВ Ю ЮЗ З СЗ

3 3 4 11 22 33 16 1

Июль

С СВ В ЮВ Ю ЮЗ З СЗ

19 10 7 8 6 12 14 24

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 4 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док.

1. Определение количества потребителей

Рис. 2 План типового этажа

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 5 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док.

Рис. 3 Генплан

По плану типового этажа определяем общую площадь этажа здания, умножив ее на число этажей, определяют площадь здания.

Площадь одного этажа: Fэт  (5,4  1,8  5,4)  21,6  3,6  1,8  4  298,08 м 2

Определим общие площади каждого здания:

F зд  Fэт  n, м2 (1.1) где Fэт — площадь этажа дома, м 2

n — число этажей

Площадь пятиэтажного дома: Fзд  298,08  5  1490,4 м 2

Площадь девятиэтажного дома: Fзд  298,08  9  2682,72 м 2

Площадь двенадцатиэтажного дома: Fзд  298,08  12  3576 ,96 м 2 Норма общей площади жилых зданий на одного человека, f  14,5 м / чел (по заданию).

Число жителей каждого здания:

Fзд чел

m , (1.2)

f

1490,4

Для дома 1 – 3: m   103, чел

14,5

2682,72

Для дома 4 – 8: m   186, чел

14,5

3576 ,96

Для дома 9 — 14: m   247, чел

14,5

Расчеты сведены в Таблицу 3.

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 6 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док.

Таблица 3

Площадь

№ Площадь

Наименование одного Число Число жителей

одного

здания здания этажа этажей m, чел

дома Fзд , м2

Fэт , м2

1 Жилой дом 298,08 5 1490,4 103

2 Жилой дом 298,08 5 1490,4 103

3 Жилой дом 298,08 5 1490,4 103

4 Жилой дом 298,08 9 2682,72 186

5 Жилой дом 298,08 9 2682,72 186

6 Жилой дом 298,08 9 2682,72 186

7 Жилой дом 298,08 9 2682,72 186

8 Жилой дом 298,08 9 2682,72 186

9 Жилой дом 298,08 12 3576,96 247

10 Жилой дом 298,08 12 3576,96 247

11 Жилой дом 298,08 12 3576,96 247

12 Жилой дом 298,08 12 3576,96 247

13 Жилой дом 298,08 12 3576,96 247

14 Жилой дом 298,08 12 3576,96 247

Разработка схемы и плана электроснабжения жилой квартиры многоэтажного ...

... способам прокладки проводов " правило устройства электроустановок" оговаривают наименьшее сечение жил проводов по условию механической прочности. Для проводки в данном проекте ... *5,15) /2,5*10-6 = 0,2 В 9) От 4 ответв. коробки до дом. кинотеатра I = 2,27 A; L=2 м. ?U = (2*2,27 *0,0175*10 ... *2,03) /2,5*10-6 = 0,1 В 3) От 2 ответв. коробки до дом. кинотеатра I = 2,27 A; L=5,39 м. ?U = (2*2,27 *0,0175*10 ...

15 ЦТП 392 1 392 8

Итого 39738,56 2729

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 7 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док.

1.1. Определение тепловых потоков и расчетных расходов

Вероятность действия водоразборных приборов на участке сети для группы одинаковых зданий определяют по формуле:

qhrh ,u U

ph  , (1.3)

qoh  N  3600 где qhrh ,u — норма расхода горячей воды потребителем в час наибольшего водопотребления, л;

• N — общее число водоразборных приборов в микрорайоне;
• U – количество потребителей горячей воды в микрорайоне, чел;
• qoh =0,2 — расход горячей воды, л/с, санитарно-техническим прибором (прил.1 [1]).

10 103

Ph   0,0238,

0,2  60  3600

Вероятность использования санитарно-технических приборов:

3600  p h  qoh

phrh  (1.4)

qoh,hr где: qoh,hr =200 — расход воды прибором, л/ч, (прил.1 [1]).

3600  0,0238  0,2

Ph hr   0,0857 ,

По числу приборов и вероятности использования определены коэффициенты  h hr прил.2 [1].

Для дома №1:

P h hr  N  0,0857  60  5,142

 h hr  2,606

Максимальный часовой расход горячей воды:

qhrh  0, 005  qoh,hr   hrh , м3 / ч (1.5)

q h hr  0,005  200  2,606  2,606, м3 / ч

Средний часовой расход воды:

i

q h

u ,i U

q h i

, м3 / ч (1.6)

1000  T

T

где quh =120 — норма расхода горячей воды в сутки наибольшего водопотребления, л/сут, (прил.1 [1]); U – число жителей, чел; T – период потребления, час.

120 103

q hT   0,515, м3 / ч

1000  24 Среднечасовой расход теплоты в системе горячего водоснабжения с учетом потерь тепла трубопроводами:

QTh  1,16  qTh  (55  tc )  (1  KT ), кВт

(1.7)

tc

где — температура холодной воды в отопительный период, ˚С, принимают 5˚С,

KT — коэффициент, учитывающий потери теплоты трубами, KT  0,35 , прил.3 [1].

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 8 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док.

Q hT  1,16  0,515  (55  5)  (1  0,35)  40,32 кВт

Максимальный часовой расход теплоты в системе горячего водоснабжения:

Qhrh  1,16  (qhrh  qTh  KT )  (55  tc ), кВт (1.8)

Q h

hr  1,16  (2,606  0,515  0,35)  (55  5)  161,60 кВт

Расчетные тепловые потоки на отопление равны:

• Q0 max  q0  Fзд кВт (1.9) где q 0 =87 — укрупненный показатель максимального теплового потока на отопление жилых зданий на 1м² общей площади, Вт/ м²;
• прил.4 [1].

Fзд — общая площадь жилых зданий, м².

Q0 max  87  1490,4  129664 ,8 Вт

Расчетные расходы сетевой воды для отопления:

G0 max  Q0 max 1000 /(c  ( 1   2 ) кг / с (1.10)

G0 max  0,12966 1000 /(4,187  (150  70)  0,387 кг / с

Расчетные расходы сетевой воды для горячего водоснабжения:

G hm  Q h hr /(c  (t h  t c ) кг / с (1.11)

Ghm  161,60 /(4,187  (65  5)  0,643 кг / с

h

Qhr где Qo max , Qv max , — максимальные тепловые потоки на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение в кВт; с – удельная теплоемкость воды, с=4,187 кДж/(кг °С)

Получение воды очищенной и воды для инъекций в промышленных условиях

... очистки воды Для получения воды очищенной и воды для инъекций применяются последовательные многоступенчатые схемы. При выборе конкретной схемы необходимо учитывать результаты анализа исходной воды и имеющееся в наличии оборудование. Следует отметить, что в зависимости ...

 1 — температура воды в подающей магистрали, °С

 2 — температура воды в обратной магистрали, °С

th

• температура горячей воды в системе ГВС, °С

tc

• температура холодной воды в отопительный период, °С (tс=+5 °С);
• Расход циркуляционной воды G ciri л/с принимается по приложению 10 [1] в зависимости от этажности и числа стояков в узле. Аналогичным образом рассчитаны остальные здания. Расчеты сведены в таблицу 4.

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 9 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док.

Таблица 4

Изм.

№ N, число m, Phhr N·Phhr αhhr qhhr, qhт, Qhт, Qhhr, Qv, Q0, G0, Ghm, Gcir,

дома приборов чел 3 3

м /ч м /ч кВт кВт кВт кВт кг/с кг/с кг/с

Лист

1 60 103 0,0858 5,15 2,609 2,609 0,515 40,325 161,777 — 129,665 0,387 0,644 0,085

№док.

2 60 103 0,0858 5,15 2,609 2,609 0,515 40,325 161,777 — 129,665 0,387 0,644 0,085

№ докум.

3 60 103 0,0858 5,15 2,609 2,609 0,515 40,325 161,777 — 129,665 0,387 0,644 0,085

4 108 186 0,0861 9,3 3,918 3,918 0,93 72,819 246,123 — 233,397 0,697 0,980 0,153

Подпись

5 108 186 0,0861 9,3 3,918 3,918 0,93 72,819 246,123 — 233,397 0,697 0,980 0,153

Дата

6 108 186 0,0861 9,3 3,918 3,918 0,93 72,819 246,123 — 233,397 0,697 0,980 0,153

7 108 186 0,0861 9,3 3,918 3,918 0,93 72,819 246,123 — 233,397 0,697 0,980 0,153

8 108 186 0,0861 9,3 3,918 3,918 0,93 72,819 246,123 — 233,397 0,697 0,980 0,153

9 144 247 0,0935 13,46 5,120 5,120 1,235 96,701 322,054 — 311,196 0,929 1,282 0,203

10 144 247 0,0935 13,46 5,120 5,120 1,235 96,701 322,054 — 311,196 0,929 1,282 0,203

11 144 247 0,0935 13,46 5,120 5,120 1,235 96,701 322,054 — 311,196 0,929 1,282 0,203

12 144 247 0,0935 13,46 5,120 5,120 1,235 96,701 322,054 — 311,196 0,929 1,282 0,203

ИСТИЭС КП 17.23

13 144 247 0,0935 13,46 5,120 5,120 1,235 96,701 322,054 — 311,196 0,929 1,282 0,203

14 144 247 0,0935 13,46 5,120 5,120 1,235 96,701 322,054 — 311,196 0,929 1,282 0,203

ЦТП 2 8 0,22 0,44 0,638 0,638 0,04 3,132 37,816 — 34,104 0,102 0,151 0,022

Σ 1586 2729 1068,404 3686,083 — 3457,255 10,321 14,673 2,26

Лист

QТh 1068,404

Так как   0,309  0,15  Принимаем регулирование по совмещенной

Q0 3457 ,255 нагрузке отопления и горячего водоснабжения.

Qhrh 3686 ,083

При   1,066  1,2  Теплообменники горячего водоснабжения

Q0 3457 ,255 присоединяют по двухступенчатой последовательной схеме.

2. Определение температуры наружного воздуха,

соответствующей точке излома температурного графика

Температура сетевой воды на абонентском вводе перед отопительными установками (до смесительных устройств) определяется по формуле [1]:

 O’

 01  t i  t  (Q O )

‘

О

0 ,8

 ( 

‘

Q O

, С

o

2 (2.1)

Температура воды после отопительной установки:

 02  t i  t O’  (Q O ) 0,8  0,5   O’  Q O , С .

Научная работа: Создание научных основ обеззараживания и очистки ...

... основ очистки воды на основе нанотехнологии с использованием электроактивационного метода и разработанные рекомендации по оптимизации технологических процессов очистки, путем установления физико-технических параметров метода и свойств питьевой воды. В результате ...

(2.2)

Температура воды в подающем трубопроводе после смесительного устройства:

 3  t i  t O’  (Q O ) 0,8  0,5   O’  Q O , С , (2.3)

где:

•  01 – текущая температура воды в подающей магистрали, С ;

ti

• средняя температура внутреннего воздуха отапливаемых зданий, принимая для жилых и общественных зданий равной  20С ;
• t O’ – температурный напор нагревательного прибора, С ;

QO t ни

• относительный расход теплоты на отопление при ;
•  – расчетный перепад температур воды в тепловой сети, С ;

‘

O

 O’ – расчетный перепад температур воды в местной системе отопления, С ;

•  02 – текущая температура воды в обратной магистрали, С .

Рассчитаем температурный напор нагревательного прибора:

 3′   02

‘

t O’   ti

2 , С , (2.4)

где:  3′ – расчетная температура воды в подающем стояке местной системы

отопления, С ,  3  95C ;

‘

 02

‘

• температура воды в обратной магистрали тепловой сети при расчетной температуре наружного воздуха t o , С ,  02  70C ;

‘

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 11 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док.

95  70

t O’   20  62,5C .

Определим расчетный перепад температур воды в местной системе отопления:

 O’   3′   02

‘

, С , (2.5)

 O  95  70  25C .

‘

Вычислим расчетный перепад температур воды в тепловой сети:

 O’   01

‘

  02

‘

, С , (2.6)

где:

 01

‘

• температура воды в подающей магистрали тепловой сети при расчетной температуре наружного воздуха t o , С ;
•  O’  150  70  80C .

Определим точку излома температурного графика t н.и графическим методом.

Задавшись Qo  0,2; 0,4; 0,6; 0,8; 1,0 рассчитаем  01 ,  02 и  3 :

При Qo  0,2  01  20  62,5  0,2 0,8  (80  0,5  25)  0,2  20  17,25  13,5  50,75С

 02  20  62,5  0,2 0,8  0,5  25  0,2  20  17,25  2,5  34,75С

 3  20  62,5  0,2 0,8  0,5  25  0,2  20  17,25  2,5  39,75С

При Qo  0,4  01  20  62,5  0,4 0,8  (80  0,5  25)  0,4  20  30,03  27  77,03С

 02  20  62,5  0,4 0,8  0,5  25  0,4  20  30,03  5  45,03С

 3  20  62,5  0,4 0,8  0,5  25  0,4  20  30,03  5  55,03С

При Qo  0,6  01  20  62,5  0,6 0,8  (80  0,5  25)  0,6  20  41,53  40,5  102,03С

 02  20  62,5  0,6 0,8  0,5  25  0,6  20  41,53  7,5  54,03С

 3  20  62,5  0,6 0,8  0,5  25  0,6  20  41,53  7,5  69,03С

При Qo  0,8  01  20  62,5  0,8 0,8  (80  0,5  25)  0,8  20  52,28  54  126,28С

 02  20  62,5  0,8 0,8  0,5  25  0,8  20  52,28 10  62,28С

 3  20  62,5  0,8 0,8  0,5  25  0,8  20  52,28  10  82,28С

Проектирование ректификационной колонны непрерывного действия ...

... жидкости на поверхности тарелок. В данной работе приведен расчет тарельчатой ректификационной колонны для разделения бинарной смеси метиловый спирт (CH3OH) - вода (H2O). Ректификация широко применяется в нефтяной ... величиной, зависящей от температуры, давления и состава смеси. Таким образом, при изменении параметров смеси (в данном случае питания ректификационной колонны) будет наблюдаться изменение ...

При Qo  1,0  01  20  62,5  1,0 0,8  (80  0,5  25)  1,0  20  62,5  67,5  150С

 02  20  62,5  1,0 0,8  0,5  25  1,0  20  62,5  12,5  70С

 3  20  62,5  1,0 0,8  0,5  25  1,0  20  62,5  12,5  95С

По этим данным строится график и при помощи его определяется точка начала излома.

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 12 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док.

2.1. Определение точки температурного излома

аналитическим способом

Относительные расход теплоты на отопление при t н.и :

t i  t ни

Q они  (2.7)

ti  to

Уравнение решается методом подбора, задаваясь значением Q они  0,3  0,4 :

При найденном значении Q они определяют:

t ни  t i  Q они (t i  t о ), С (2.8)

В первом приближении возьмем Q они  0,345 :

 01н.и.  20  62,5  0,345 0,8  (80  0,5  25)  0,345  20  26,68  23,29  69,97С

Во втором приближении берем Q они  0,3453 :

 01н.и.  20  62,5  0,3453 0,8  (80  0,5  25)  0,3453  20  26,695  23,31  70С

t ни  20  0,3453  (20  37)  0,3179 С

Температура в обратной линии при t н.и :

 02н.и.   01н.и .    Q они ,С (2.9)

 02н.и.  70  80  0,3453  42,376С

 3н.и .   02н.и .    Q они ,С (2.10)

 3н.и.  42,376  25  0,3453  51,009,С

3. Определение ёмкости бака-аккумулятора

Переменная нагрузка горячего водоснабжения вызывает удорожание стационарного оборудования и тепловых сетей, которые должны быть рассчитаны на покрытие максимальной нагрузки. Для снижения затрат, упрощения эксплуатации выравнивают резкопеременную нагрузку путём аккумулирования тепла. Ёмкость аккумулятора горячей воды зависит от неравномерности потребления воды по часам суток и от принятого режима подачи теплоты в аккумулятор. Расход теплоты на горячее водоснабжение по часам суток определяется по формуле [1]:

Qh ,i  QTh  ni i , кВт (3.1) По данным таблицы 5 строятся график расхода теплоты по часам суток и интегральный график расхода теплоты. Из графика определяем наибольший запас теплоты в аккумуляторе в 8 часов в воскресенье:

Qmax  9011,1 кВт

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 13 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док.

Таблица 5 Время Расход Суммарный Расход Суммарный Расход Суммарный Расход Суммарны суток, теплоты расход от теплоты расход от теплоты расход от теплоты й расход час за час начала за час начала за час начала за час от начала

кВт/ч потреблени кВт/ч потреблени кВт/ч потреблени кВт/ч потреблен

я до я до я до ия до

данного данного данного данного

часа, кВт часа, кВт часа, кВт часа, кВт

Понедельник Вторник Среда Четверг

За час Сумма За час Сумма За час Сумма За час Сумма 0-1 213,68 213,68 213,68 213,68 534,20 534,20 427,36 427,36 1-2 106,84 320,52 0,00 213,68 106,84 641,04 213,68 641,04 2-3 53,42 373,94 0,00 213,68 213,68 854,72 106,84 747,88 3-4 0,00 373,94 53,42 267,10 106,84 961,56 106,84 854,72 4-5 0,00 373,94 106,84 373,94 106,84 1068,40 160,26 1014,98 5-6 641,04 1014,98 641,04 1014,98 106,84 1175,24 320,52 1335,50 6-7 1014,98 2029,97 1442,34 2457,33 641,04 1816,29 961,56 2297,07 7-8 1335,50 3365,47 2029,97 4487,29 908,14 2724,43 1442,34 3739,41 8-9 1495,76 4861,24 641,04 5128,34 1442,34 4166,77 1388,92 5128,34 9-10 1602,61 6463,84 694,46 5822,80 1602,61 5769,38 1495,76 6624,10 10-11 1335,50 7799,35 747,88 6570,68 1549,19 7318,56 1335,50 7959,61 11-12 1388,92 9188,27 694,46 7265,14 1282,08 8600,65 961,56 8921,17 12-13 908,14 10096,41 908,14 8173,29 1014,98 9615,63 908,14 9829,31 13-14 1282,08 11378,50 908,14 9081,43 1282,08 10897,72 1068,40 10897,72 14-15 961,56 12340,06 747,88 9829,31 1068,40 11966,12 1068,40 11966,12 15-16 1068,40 13408,46 854,72 10684,04 961,56 12927,68 961,56 12927,68 16-17 1175,24 14583,71 854,72 11538,76 908,14 13835,83 1068,40 13996,09 17-18 1175,24 15758,95 1014,98 12553,74 1282,08 15117,91 1175,24 15171,33 18-19 1335,50 17094,46 1068,40 13622,14 1656,03 16773,93 1495,76 16667,09 19-20 1816,29 18910,74 1709,45 15331,59 1656,03 18429,96 1602,61 18269,70 20-21 2243,65 21154,39 2029,97 17361,56 1816,29 20246,25 1816,29 20085,99 21-22 1816,29 22970,68 1602,61 18964,16 1656,03 21902,27 2564,17 22650,15 22-23 1335,50 24306,18 1495,76 20459,93 1335,50 23237,78 1709,45 24359,60 23-24 1175,24 25481,42 1014,98 21474,91 1014,98 24252,76 876,09 25235,69

Модернизация Алматинской ТЭЦ-2 путём изменения водно-химического ...

... содержащихся в этой воде, которые могут привести к снижению температуры сетевой воды, увеличению расхода топлива, аварийному или ... и в сельской местности. Задачей данного дипломного проекта является модернизация АТЭЦ – 2, с рассмотрением оптимизации ... дипломного проекта составляется бизнес-план, производится расчет технико-экономических показателей ТЭЦ, себестоимости электрической энергии и теплоты. ...

Продолжение таблицы 5 Время Расход Суммарный Расход Суммарный Расход Суммарный суток, теплоты за расход от начала теплоты за расход от начала теплоты за расход от начала час час кВт/ч потребления до час кВт/ч потребления до час кВт/ч потребления до

данного часа, данного часа, данного часа,

кВт кВт кВт

Понедельник Вторник Среда

За час Сумма За час Сумма За час Сумма 0-1 534,20 534,20 961,56 961,56 641,04 641,04 1-2 106,84 641,04 480,78 1442,34 320,52 961,56 2-3 106,84 747,88 213,68 1656,03 213,68 1175,24 3-4 0,00 747,88 267,10 1923,13 0,00 1175,24 4-5 106,84 854,72 213,68 2136,81 213,68 1388,92 5-6 427,36 1282,08 213,68 2350,49 267,10 1656,03 6-7 854,72 2136,81 587,62 2938,11 320,52 1976,55 7-8 1495,76 3632,57 1388,92 4327,03 641,04 2617,59 8-9 1388,92 5021,50 1388,92 5715,96 1976,55 4594,14 9-10 1282,08 6303,58 2029,97 7745,93 2510,75 7104,88

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 14 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док.

Продолжение таблицы 5 Время Расход Суммарный Расход Суммарный Расход Суммарный суток, теплоты за расход от начала теплоты за расход от начала теплоты за расход от начала час час кВт/ч потребления до час кВт/ч потребления до час кВт/ч потребления до

данного часа, данного часа, данного часа,

кВт кВт кВт

Понедельник Вторник Среда

За час Сумма За час Сумма За час Сумма 10-11 1068,40 7371,98 2350,49 10096,41 2671,01 9775,89 11-12 1014,98 8386,97 2457,33 12553,74 2350,49 12126,38 12-13 908,14 9295,11 1976,55 14530,29 1976,55 14102,93 13-14 1014,98 10310,09 1602,61 16132,89 1976,55 16079,47 14-15 908,14 11218,24 1495,76 17628,66 1869,71 17949,18 15-16 961,56 12179,80 1602,61 19231,26 1442,34 19391,52 16-17 961,56 13141,36 1816,29 21047,55 1923,13 21314,65 17-18 961,56 14102,93 1816,29 22863,83 2297,07 23611,72 18-19 1282,08 15385,01 2564,17 25428,00 2297,07 25908,78 19-20 1762,87 17147,88 2457,33 27885,33 2029,97 27938,75 20-21 1923,13 19071,00 2671,01 30556,34 2564,17 30502,92 21-22 1656,03 20727,03 2671,01 33227,35 2243,65 32746,57 22-23 1495,76 22222,79 2136,81 35364,16 1388,92 34135,49 23-24 427,36 22650,15 1335,50 36699,66 747,88 34883,37

Современные технологии очистки сточной воды

... очистки сточных вод позволяет эффективно освободить стоки от большинства нерастворимых загрязнений. Это не только поможет значительно снизить расходы на дальнейшую полную очистку ... обезвредить) в водных растворах при нормальной температуре многие органические (неорганические) вещества, его ... водоотведения и очистки коммунальных стоков реализована на высоком уровне. Современные очистные сооружения ...

Ёмкость бака-аккумулятора:

Qmax  3600 9011,1  3600

Va   1,1   1,1  142,04 м 3 (3.2)

c    (t h  t c ) 4,187  1000  (65  5)

где:

• c – удельная теплоемкость воды, с=4,187 кДж/(кг·ᵒС);
•  – плотность воды (допускается принимать равной 1000 кг/м3);
• t h – температура воды в аккумуляторе (обычно 65ᵒС);
• t c – температура водопроводной воды, t c  5C ;

1,1 – коэффициент запаса.

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 15 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док.

4. Расчет теплообменника горячего водоснабжения,

присоединенных по двухступенчатой последовательной схеме

Рис. 4 Принципиальная двухступенчатая последовательная схема

присоединения теплообменников горячего водоснабжения

Расчет теплообменников производят при балансовом расходе теплоты на горячее водоснабжение:

Q  г .в.    QТh  1  1068,404  1068,404 кВт (4.1)

η – балансовый коэффициент (при установке аккумулятора в ЦТП η=1).

Температура нагреваемой воды на выходе из I ступени ВВП при t н.и :

t п.ни   02,ни  (6  9)  42,376  7  35,376 С (4.2)

Суммарный перепад температур греющей (сетевой) воды в I и II ступенях при  Q г .в. :

Q г.в. 1068,404

   I   II   ( 01   02 )   (150  70)  24,723 С (4.3)

Qo 3457 ,255

Перепад температур греющей воды в I ступени при t н.и :

t п.ни  t c 35,376  5

 I ,ни   

 24,723   12,516 С (4.4)

t  tc

h

65  5

Перепад температур греющей воды во II ступени при t н.и :

 II ,ни     I ,ни  24,723  12,516  12,207 С

(4.5)

Температура воды в подающей трубе при повышенном графике в точке излома:

 Iнн   01ни   IIнI  70  12,207  82,207 С (4.6)

Производительность I ступени ВВП при Q  г.в. и t н.и :

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 16 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док.

t п.ни  t c

 35,376  5

QIнн  Qг.в. 

 1068,404   540,897 кВт (4.7)

t  tc

h

65  5

Производительность II ступени ВВП при Q  г.в. и t н.и :



Q IIнI  Qг.в.  Q Iнн



 1068,404  540,897  527 ,51 кВт (4.8)

Расход греющей воды на отопление по формуле:

3600  Q0 3600  3457 ,255

G0    37157 ,03 кг / ч (4.9)

c  ( 01   02 ) 4,187  (150  70)

Расход нагреваемой воды при балансовой нагрузке на горячее водоснабжение:

 3600  Qг.в. 3600  1068,404

G г .в .    15310 ,303 кг / ч (4.10)

c  (t h  t c ) 4,187  (65  5)

Расход нагреваемой воды при максимальной нагрузке:

3600  Qhrh 3600  3686 ,083

G г .в. max    52821,82 кг / ч (4.11)

c  (t  t c ) 4,187  (65  5)

h

Вода и ее применение в современных технологиях

... воды (в твердой фазе) состав­ляет 74,6; с повышением температуры она падает. Так, при 20° С диэлектрическая проницаемость воды равна 81. Многочисленные схемы строения молекулы воды являются гипотетическими, построенными на ... от­носится, тем выше как ученый стоит в ряду своих коллег. Автор обращает также внимание на то, что без воздуха жизнь возможна (анаэробы), а без воды ее нет. ...

Расход сетевой воды на абонентский ввод при Q  г.в. :

3600  Q0 3600  Qг.в. 55  t п.ни

G аб  G0  G hm   (  0,2), кг / ч (4.12)

c  ( 01   02 ) c  ( 1ни   02ни ) 55  t c

3600  1068,404 55  35,376

G аб  37157 ,03  (  0,2)  56859 ,57 кг / ч

4,187  (70  42,376 ) 55  5 Максимальный часовой расход сетевой воды на абонентский ввод при установке регулятора расхода:

Gаб max  1,1  Gаб  1,1  56859 ,57  62545,53 кг / ч (4.13)

 Температура греющей воды после I ступени при Q г.в. и t н.и :



3600  Q Iнн 3600  540,897

 2, ни   02, ни   42,376   34,197 С (4.14)

c  G аб 4,187  56859 ,57 Среднелогарифмическая разность температур греющего и нагреваемого теплоносителей в I ступени при Q  г.в. и t н.и :

t I  t мI ( 2 ни  t c )  ( 02ни  t п.ни ) (34,197  5)  (42,376  35,376 )

t Iнн     15,544 С

t I ( 2 ни  t c ) 34,197  5

ln ln ln

t мI ( 02ни  t п.ни ) 42,376  35,376 (4.15)

Безразмерный параметр подогревателя I ступени:



3600  QIнн 3600  540,897

ФI    1,014 (4.16)

c  t Iнн  Gаб  Gг.в. 

4,187  15,544  56859 ,57  15310 ,303 Безразмерная удельная тепловая производительность I ступени при максимальной тепловой нагрузке на горячее водоснабжение Q h hr :

1 1

I    0,54

G 1 G г.в. max 52821,82 1 52821,82

0,65  0,35  г.в. max   0,65  0,35   

Gаб max ФI Gаб max 62545 ,53 1,014 62545 ,53 (4.17)

Коэффициент смешения элеватора:

 01   3 150  95

U  1,15   1,15   2,53 (4.18)

 3   02 95  70

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 17 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док.

Расчетный коэффициент:

(1  U )  G0 (1  2,53)  37157 ,03

U*  1  1  1,307 (4.19)

Gаб 56859 ,57

Средняя температура воды в нагревательном приборе при t н.и :

 02ни   3ни 42,376  51,009

 пр, ни    46,69 С (4.20)

2 2

Безразмерная характеристика отопительной системы при Q h hr :

1 1

0    0,523

0,5  U  пр, ни  t i G аб max

* 0,5  1,307 46,69  20 62545 ,53

   

1U *

 1,ни   02, ни G0 1  1,307 82,207  42,376 37157 ,03 (4.21)

Суммарный перепад температур греющей воды в I и II ступенях при Q h hr :

Qhrh  3600 3686 ,083  3600

 max    50,672 C (4.22)

c  G аб max 4,187  62545 ,53

Температура греющей воды после системы отопления при Q h hr :

G г .в. max

( 1ни   max   I   t c )  (1   0 )  t i   0

G аб max

 02 max  

G г .в. max

1   I  (1   0 ) 

G аб max

(4.23)

52821,82

(82,207  50,672  0,54   5)  (1  0,523)  20  0,523

62545 ,53

  31,221 C

52821,82

1  0,54  (1  0,523) 

62545 ,53

Тепловая производительность подогревателя I ступени при Q h hr и t н.и :

( t ) (31,221  5)

QI max   I  Qhrh  02 max c  0,54  3686,083   869,88 кВт (4.24)

(t h  t c ) (65  5)

Тепловая производительность подогревателя II ступени при Q h hr :

QII max  Qhrh  QI max  3686,083  869,88  2816,203 кВт (4.25)

Температура греющей воды на выходе из II ступени при Q h hr :

Q II  3600 2816 ,203  3600

 01max   1ни 

max

 82,207   43,49 С (4.26)

c  G аб max 4,187  62545 ,53

Температура греющей воды после I ступени:

QI  3600 869,88  3600

 2 max   02, max 

max

 31,221   19,26 С (4.27)

c  G аб max 4,187  62545 ,53

Температура нагреваемой воды после I ступени:

QI max  3600 869,88  3600

t n max  t c  5  19,16 С (4.28)

c  G г .в. max 4,187  52821,82

Температурный напор I ступени при Q h hr :

t I max  t Iм max (19,26  5)  (31,221  19,16)

t I    13,168 С (4.29)

max

t I max (19,26  5)

ln ln

t Iм (31,221  19,16)

max

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 18 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док.

Температурный напор II ступени при Q h hr :

t II max  t IIм max (82,207  65)  (43,49  19,16)

t II    20,587 С (4.30)

max

t II max (82,207  65)

ln ln

t IIм (43,49  19,16)

max

Принимая скорость нагреваемой воды в трубках Wтр  1 м / с , определяют поперечное сечение трубного пространства:

G г .в. max 52821,82

f тр    0,01467 м 2 (4.31)

Wт р    3600 1  1000  3600

Принимаем к установке теплообменник со следующими параметрами:

Таблица 6

Площадь живого

Число Площадь

сечения, м2

Обозначение Dн, Dвн, L, мм l, мм трубок поверхности

трубок f, межтрубного

мм мм Z нагрева F,

тр пространства

м2 f, мт 14ОСТ 34-588-68 5032 178 14-273х4000-Р 273 259 5032 200 109 20,3 0,01679 0,03077

ПВ-z-14 5032 178

d Н    16  1 мм , коэффициент загрязнения трубок   1 по прил.6 [1].

Скорость в трубках I и II ступеней:

G г .в. max 52821,82

Wт р    0,874 м / с (4.32)

f т р    3600 0,01679  1000  3600

Скорость воды в межтрубном пространстве I и II ступеней:

G аб max 62545 ,53

W м.т р    0,565 м / с (4.33)

f м.т р    3600 0,03077  1000  3600

Средняя температура греющей воды в I ступени:

 02 max 2 max 31,221  19,26

 I ср max    25,24 С (4.34)

2 2

Средняя температура нагреваемой воды в I ступени:

tc  tn max 5  19,16

t I ср max    12,08 С (4.35)

2 2

Средняя температура греющей воды во II ступени:

 1 ни   01 max 82,207  43,49

 II ср max    62,849 С (4.36)

2 2

Средняя температура нагреваемой воды во II ступени:

65  19,16 th  tn max

t II ср max 

 42,08 С (4.37) 

2 2

Эквивалентный диаметр межтрубного пространства d ЭКВ определяется по формуле:

D ВН  zd Н2 0,259 2  109  0,016 2

d ЭКВ    0,02 м (4.38)

D ВН  zd Н 0,259  109  0,016

Коэффициент теплоотдачи от греющей воды к трубкам в I ступени:

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 19 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док.

W м0.,тр

 1I  (1630  21   I ср max  0,041   2

I ср max ) 0, 2



d ЭКВ

(4.39)

0,565 0,8

 (1630  21  25,24  0,041  25,24 2 )  0, 2

 3027 ,54 Вт / м 2  С

0,02

Коэффициент теплоотдачи от греющей воды к трубкам во II ступени:

W м0.,тр

 1II  (1630  21   II ср max  0,041   II2 ср max )  0, 2



d ЭКВ

(4.40)

0,565 0,8

 (1630  21  62,849  0,041  62,849 )  0, 2

 4309 ,40 Вт / м 2  С

0,02

Коэффициент теплоотдачи от стенок трубок к нагреваемой воде в I ступени:

0 ,8

Wтр

 2 I  (1630  21  t I ср max  0,041  t 2

I ср max ) 0, 2



d тр .вн.

(4.41)

0 ,8

0,874

 (1630  21  12,08  0,041  12,08 2 )  0, 2

 3984 ,62 Вт / м 2  С

0,014

Коэффициент теплоотдачи от стенок трубок к нагреваемой воде во II ступени:

0 ,8

Wтр

 2 II  (1630  21  t II ср max  0,041  t 2

II ср max ) 0, 2



d тр .вн.

(4.42)

0 ,8

0,874

 (1630  21  42,08  0,041  42,08 2 )  0, 2

 5453,34 Вт / м 2  С

0,014

Коэффициент теплопередачи I ступени:

 1

KI    1693,796 Вт / м 2  С (4.43)

1  1 1 0,001 1

   

 1I   2 I 3027 ,54 110 3984 ,62

Коэффициент теплопередачи II ступени:

 1

K II    2355,93 Вт / м 2  С (4.44)

1  1 1 0,001 1

   

 1II   2 II 4309 ,40 110 5453,34

Поверхность нагрева I ступени:

QI max 869,88  1000

FI    39,00 м 2 (4.45)

K I  t I max 1693,796  13,168

Поверхность нагрева II ступени:

Q II max 2816 ,203  1000

FII    58,064 м 2 (4.46)

K II  t II max 2355,93  20,587

Число секций в I ступени:

FI 39,00

nI    1,92  2 (4.47)

F 20,3

Число секций в II ступени:

FII 58,064

n II    2,86  3 (4.48)

F 20,3

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док.

5. Расчёт регулирования отпуска теплоты по совмещённой

нагрузке Задача расчёта является определение перепадов температур сетевой воды в подогревателе горячей воды, т.е.:

Qг.в. 1068,404

   I   II   ( 01   02 )   (150  70)  24,723 С (5.1)

Qo 3457 ,255 где  I — разность температур воды в тепловой сети в нижней ступени подогревателя;  II — разность температур воды в тепловой сети в верхней ступени подогревателя;  I   II  const при любых температурах наружного воздуха.

Диапазон I

При температуре наружного воздуха в точке излома температурного графика t н.и температуры сетевой воды в подающей и обратной линии тепловой сети  01,ни  70 С и  02,ни  42,376 С .

При двухступенчатом подогреве горячей воды в нижней ступени её недогрев до  02 равен 6÷9 ᵒС, следовательно, температура водопроводной воды на выходе из подогревателя нижней ступени I:

t n,ни   02,ни  (6  9)  42,376  7  35,376 С (5.2)

Перепад температур греющей воды в I ступени при t н.и :

t п.ни  t c 35,376  5

 I ,ни     24,723   13,654 С (5.3)

t  tc

h

60  5

Перепад температур греющей воды во II ступени при t н.и :

 II ,ни     I ,ни  24,723  13,654  11,069 С

(5.4) Температура воды в подающей трубе при повышенном графике в точке излома:

 Iнн   01ни   II ,ни  70  11,069  81,069 С (5.5) Рассчитаем температуру воды в обратном трубопроводе при повышенном графике в точке излома по формуле:

•  2,ни   02ни   I ,ни  42,376  13,654  28,722 С (5.6) При t нк :  1,нк   1,ни  81,069 С ;
•  2,нк   2,ни  28,722 С .

Диапазон II

При t о : Q о  1,0 ;  01 150 С ;  02  70 С .

В диапазоне переменных температур в тепловой сети перепад температур сетевой воды в подогревателе нижней ступени находят по формуле:

 02  t c 70  5

 I   I , ни   13,654   23,745 С (5.7)

 02, ни  t c 42,376  5

Снижение температуры сетевой воды во II ступени при t о :

 II     I  24,723  23,745  0,978 С (5.8)

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 21 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док. Зная  01 и  02 , а также  I и  II , находят температуры теплоносителя при повышенном графике:

 1   01   II  150  0,978  150,978 С (5.9)

 2   02   I  70  23,745  46,255 С (5.10)

t i  t от 20  (6,1)

При t от : Qо    0,4579 .

ti  to 20  (37)

Температура воды в подающей трубе при t от :

 O’

 01  t i  t  (Q O )

‘

О

0 ,8

 ( 

 Q O ’

o

2 (5.11)

 20  62,5  (0,4579 ) 0,8  (80  )  0,4579  84,366 С

Температура воды в обратной линии после элеватора при t от :

 02   01    Q о  84,366  80  0,4579  47,734 С (5.12)

Перепад температур сетевой воды в подогревателе нижней ступени:

 02  t c 47,734  5

 I   I , ни   13,654   15,611 С (5.13)

 02, ни  t c 42,376  5

Снижение температуры сетевой воды во II ступени при t от :

 II     I  24,723  15,611  9,112 С (5.14)

Температуры теплоносителя при повышенном графике:

 1   01   II  84,366  9,112  93,478 С (5.15)

 2   02   I  47,734  15,611  32,123 С (5.16)

Результаты расчета сводим в таблицу 7.

Регулирование отпуска теплоты по совмещённой нагрузке отопления и

горячего водоснабжения

Таблица 7

Температура наружного воздуха, ᵒС Наименование Размерность

t о  37 С t от  6,1 С t ни  0,32 С t нк 10 С

Qh МВт 1,068 1,068 1,068 1,068

 ᵒС 24,723 24,723 24,723 24,723

I ᵒС 23,745 15,611 13,654 13,654

 II ᵒС 0,978 9,112 11,069 11,069

 01 ᵒС 150 84,366 70 70

1 ᵒС 150,978 93,478 81,069 81,069

 02 ᵒС 70 47,734 42,376 42,376

2 ᵒС 46,255 32,123 28,722 28,722

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 22 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док.

6. Предварительный гидравлический расчет тепловой сети

Гидравлический расчёт является важнейшим элементом проектирования тепловых сетей. В задачу гидравлического расчёта входят: 1. Определение диаметров трубопроводов. 2. Определение падения напора в сети. 3. Установление величин напоров (давлений) в различных точках сети. 4.Увязка напоров в различных точках системы при статическом и динамическом режимах её работы. Рекомендовано принимать следующие значения удельных потерь давления на трение [10]: а) для основного расчётного направления от источника тепла до наиболее удалённого потребителя — до 80 Па/м. Скорость движения воды в трубопроводах не должна превышать 1,5 м/с. б) для остальных участков — по располагаемому перепаду давления, но не более 300 Па/м. Скорость движения воды в трубопроводах не должна превышать 3,5 м/с. Подбор диаметров труб участков магистрали и ответвления при предварительном гидравлическом расчёте производится в зависимости от расходов воды и удельных падений напоров по таблицам приложения 3 [3].

Предварительный гидравлический расчет трубопроводов Т1 и Т2

Таблица 8

G, Rл , d н х lпр  l  (1   ) , Р  Rл  l пр , № уч-ка v, м/с l, м α Σ∆P, Па

кг/с Па/м мм м Па

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Магистраль УТ5-УТ4 1,86 59,17 76х3 0,505 22 0,3 28,60 1692,26 1692,26 УТ4-УТ3 2,79 57,3 89х4 0,549 101 0,3 131,30 7523,49 9215,75 УТ3-УТ2 4,65 56,05 108х4 0,621 43 0,3 55,90 3133,20 12348,95 УТ2-УТ1 6,97 38,29 133х4 0,597 136 0,3 176,80 6769,67 19118,62 УТ1-ЦТП 10,22 31,45 159х4,5 0,603 14 0,3 18,20 572,39 19691,01 ЦТП1 10,32 32,11 159х4,5 0,609 106 0,3 137,80 4424,76 24115,77

Ответвления УТ7-УТ6 1,63 245,45 57х3 0,835 22 0,3 28,60 7019,87 7019,87 УТ6-УТ2 2,32 92,02 76х3 0,63 43 0,3 55,90 5143,92 12163,79

12348,95  12163, 79

Невязка   100  1,5 %  10 %

12348,95 УТ12-УТ11 0,774 55,26 57х3 0,394 12 0,3 15,60 862,06 862,06 УТ11-УТ10 1,161 125,04 57х3 0,591 109 0,3 141,70 17718,17 18580,22 УТ10-УТ9 1,858 25,42 89х4 0,372 22 0,3 28,60 727,01 19307,24 УТ9-УТ8 2,555 16,72 108х4 0,343 22 0,3 28,60 478,19 19785,43 УТ8-УТ1 3,252 27,18 108х4 0,435 32 0,3 41,60 1130,69 20916,12

19118,01  20916,12

Невязка   100  9, 4 %  10 %

19118,01

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 23 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док.

Предварительный гидравлический расчет трубопроводов Т3

Таблица 9

G, Rл , d н х lпр  l  (1   ) , Р  Rл  l пр , № уч-ка v, м/с l, м α Σ∆P, Па

кг/с Па/м мм м Па

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Магистраль УТ5-УТ4 2,56 16,78 108х4 0,344 22 0,3 28,60 479,91 479,91 УТ4-УТ3 3,85 38,1 108х4 0,515 101 0,3 131,30 5002,53 5482,44 УТ3-УТ2 6,41 32,52 133х4 0,547 43 0,3 55,90 1817,87 7300,31 УТ2-УТ1 9,65 73,45 133х4 0,822 136 0,3 176,80 12985,96 20286,27 УТ1-ЦТП 14,52 64 159х4,5 0,851 14 0,3 18,20 1164,80 21451,07 ЦТП1 14,67 65,5 159х4,5 0,86 106 0,3 137,80 9025,90 30476,97

Ответвления УТ7-УТ6 2,26 87,31 76х3 0,615 22 0,3 28,60 2497,07 2497,07 УТ6-УТ2 3,24 77,24 89х4 0,638 43 0,3 55,90 4317,72 6814,78

7300,31  6814, 78

Невязка   100  6, 65 %  10 %

7300,31 УТ12-УТ11 1,288 154,12 57х3 0,654 12 0,3 15,60 2404,27 2404,27 УТ11-УТ10 1,932 63,81 76х3 0,523 109 0,3 141,70 9041,88 11446,15 УТ10-УТ9 2,912 145,2 76х3 0,788 22 0,3 28,60 4152,72 15598,87 УТ9-УТ8 3,891 111,46 89х4 0,768 22 0,3 28,60 3187,76 18786,63 УТ8-УТ1 4,871 61,13 108х4 0,652 32 0,3 41,60 2543,01 21329,63

20286, 27  21329,63

Невязка   100  5,14 %  10 %

20286, 27

Предварительный гидравлический расчет трубопроводов Т4

Таблица 10

G, Rл , d н х lпр  l  (1   ) , Р  Rл  l пр , № уч-ка v, м/с l, м α Σ∆P, Па

кг/с Па/м мм м Па

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Магистраль УТ5-УТ4 0,41 65,1 45х3 0,358 22 0,3 28,60 1861,86 1861,86 УТ4-УТ3 0,61 33 57х3 0,314 101 0,3 131,30 4332,90 6194,76 УТ3-УТ2 1,02 17,42 76х3 0,276 43 0,3 55,90 973,78 7168,54 УТ2-УТ1 1,52 39,58 76х3 0,41 136 0,3 176,80 6997,74 14166,28 УТ1-ЦТП 2,24 36,96 89х4 0,44 14 0,3 18,20 672,67 14838,95 ЦТП1 2,26 37,64 89х4 0,445 106 0,3 137,80 5186,79 20025,75

Ответвления УТ7-УТ6 0,36 46,3 45х3 0,32 22 0,3 28,60 1324,18 1324,18 УТ6-УТ2 0,51 112,76 45х3 0,448 43 0,3 55,90 6303,28 7627,46

7168,54  7627, 46

Невязка   100  6, 4 %  10 %

7168,54

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 24 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док.

Продолжение табл. 10

G, Rл , d н х lпр  l  (1   ) , Р  Rл  l пр , № уч-ка v, м/с l, м α Σ∆P, Па

кг/с Па/м мм м Па

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Ответвления УТ12-УТ11 0,170 29,65 38х3 0,22 12 0,3 15,60 462,54 462,54 УТ11-УТ10 0,255 71,18 38х3 0,333 109 0,3 141,70 10086,21 10548,75 УТ10-УТ9 0,408 64,44 45х3 0,356 22 0,3 28,60 1842,98 12391,73 УТ9-УТ8 0,561 27,6 57х3 0,287 22 0,3 28,60 789,36 13181,09 УТ8-УТ1 0,714 50,61 57х3 0,376 32 0,3 41,60 2105,38 15286,47

14166, 28  15286, 47

Невязка   100  7,91 %  10 %

14166, 28

7. Составление монтажной схемы сети

Монтажная схема разрабатывается после трассировки тепловой сети, составления расчётной схемы, выбора способа прокладки тепловых сетей, предварительного гидравлического расчёта. Монтажную схему тепловой сети выполнена в графической части проекта. Её выполняют без масштаба в четыре линии: подающая — Т1 — справа по ходу теплоносителя источника теплоты и обратная — Т2, Т3 – на гвс и Т4 – на рециркуляцию. Построение монтажной схемы заключается в расстановке на трассе тепловых сетей запорно-регулирующей арматуры, неподвижных опор и компенсаторов. На магистрали показывают места врезки ответвлений, запорную арматуру, неподвижные опоры, переходы. Запорную арматуру в тепловых сетях следует предусматривать [4]: а) на всех трубопроводах выводов тепловых сетей от источников теплоты, независимо от параметров теплоносителя и диаметров трубопроводов; б) на трубопроводах водяных тепловых сетей Dy ≥ 100 мм на расстоянии не более 1000 м друг от друга (секционирующие задвижки) с устройством перемычки между подающим и обратным трубопроводами (со стороны источника теплоты) диаметром, равным 0,3 диаметра трубопровода, но не менее 50 мм; на перемычке подлежит предусматривать две задвижки и контрольный вентиль между ними D 25 мм; в) в водяных и паровых тепловых сетях в узлах на трубопроводах ответвлений Dу ≥100 мм, а также в узлах на трубопроводах ответвлений к отдельным зданиям, независимо от диаметра трубопровода. При длине ответвлений к отдельным зданиям до 30 м и при Dy 50 мм допускается запорную арматуру на этих ответвлениях не устанавливать; при этом следует предусматривать запорную арматуру, обеспечивающую отключение группы зданий с суммарной тепловой нагрузкой, не превышающей 0,6 МВт.

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 25 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док.

Неподвижные опоры предусматривают на выходе из источника теплоты, в узлах ответвлений. Число дополнительных неподвижных опор на участках зависит от допустимых расстояний между неподвижными опорами.

Независимо от параметров теплоносителя трубопроводы должны быть спроектированы таким образом, чтобы имели возможность свободно удлиняться (при нагреве) или укорачиваться (при снижении температуры теплоносителя).

В некоторых случаях тепловые изменения длин трубопроводов можно компенсироваться за счёт эластичности самого трубопровода. Например, при наличии на трассе тепловой сети поворотов и изгибов.

Такая компенсация возникающих усилий называется самокомпенсацией. Повороты трассы под углом 90-130° используют для самокомпенсации тепловых удлинений трубопроводов независимо от параметров теплоносителя, способа прокладки и диаметров труб. Расстояние между неподвижными опорами трубопроводов на участках самокомпенсации рекомендуется принимать не более 60% от указанных для П-образных компенсаторов.

На всех ответвлениях теплопроводов в камере устанавливают отключающую арматуру. Переход на другой диаметр осуществляют в пределах камеры. Неподвижную опору располагают на теплопроводах большего диаметра.

По выполненной монтажной схеме определяем эквивалентные длины местных сопротивлений по участкам. Результаты расчета заносим в таблицы 11, 12, 13.

Эквивалентные длины местных сопротивлений для Т1 и Т2

Таблица 11

Коэффициенты местных сопротивлений Эквивалентн Эквивален

ая длина при тная длина Номер на участке участка Задвижка Поворот Тройник Компенсатор     1 , lЭУД ,

lЭ  lЭУД  

м ,м

1 2 3 4 5 6 7 8

Магистраль ЦТП-УТ1 1х0,5 0 1х1,5 1х2,8 4,8 5,7 27,360 УТ1-УТ2 — 1х0,6 1х1,5 2х2,8 7,7 4,52 34,804 УТ2-УТ3 — 1х0,6 2х1,0 1х2,8 5,4 3,42 18,468 УТ3-УТ4 — — 1х1,0 2х2,8 6,6 1,63 10,758 УТ4-УТ5 1х0,5 — 1х1,0 1х2,8 4,3 2,19 9,417

Ответвление УТ2-УТ6 1х0,5 1х0,6 1х1,0 1х2,8 4,9 2,19 10,731 УТ6-УТ7 1х0,5 — 1х1,0 1х2,8 4,3 1,47 6,321

Ответвление УТ1-УТ8 1х0,5 1х0,6 1х1,0 1х2,8 4,9 3,42 16,758 УТ8-УТ9 — — 1х1,0 1х2,8 3,8 3,42 12,996 УТ9-УТ10 — — 1х1,0 1х2,8 3,8 2,63 9,994 УТ10-УТ11 — — 1х1,0 3х2,8 9,4 1,47 13,818 УТ11-УТ12 1х0,5 — 1х1,0 1х2,8 4,3 1,47 6,321

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 26 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док.

Эквивалентные длины местных сопротивлений для Т3

Таблица 12

Коэффициенты местных сопротивлений Эквивалентн Эквивален

ая длина при тная длина Номер на участке участка Задвижка Поворот Тройник Компенсатор     1 , lЭУД ,

lЭ  lЭУД  

м ,м

1 2 3 4 5 6 7 8

Магистраль ЦТП-УТ1 1х0,5 0 1х1,5 1х2,8 4,8 5,7 27,36 УТ1-УТ2 — 1х0,6 1х1,5 2х2,8 7,7 4,52 34,804 УТ2-УТ3 — 1х0,6 2х1,0 1х2,8 5,4 4,52 24,408 УТ3-УТ4 — — 1х1,0 2х2,8 6,6 3,42 22,572 УТ4-УТ5 1х0,5 — 1х1,0 1х2,8 4,3 3,42 14,706

Ответвление УТ2-УТ6 1х0,5 1х0,6 1х1,0 1х2,8 4,9 2,63 12,887 УТ6-УТ7 1х0,5 — 1х1,0 1х2,8 4,3 2,19 9,417

Ответвление УТ1-УТ8 1х0,5 1х0,6 1х1,0 1х2,8 4,9 3,42 16,758 УТ8-УТ9 — — 1х1,0 1х2,8 3,8 2,63 9,994 УТ9-УТ10 — — 1х1,0 1х2,8 3,8 2,19 8,322 УТ10-УТ11 — — 1х1,0 3х2,8 9,4 2,19 20,586 УТ11-УТ12 1х0,5 — 1х1,0 1х2,8 4,3 1,47 6,321

Эквивалентные длины местных сопротивлений для Т4

Таблица 13

Коэффициенты местных сопротивлений Эквивалентн Эквивален

ая длина при тная длина Номер на участке участка Задвижка Поворот Тройник Компенсатор     1 , lЭУД ,

lЭ  lЭУД  

м ,м

1 2 3 4 5 6 7 8

Магистраль ЦТП-УТ1 1х0,5 0 1х1,5 1х2,8 4,8 2,63 12,624 УТ1-УТ2 — 1х0,6 1х1,5 2х2,8 7,7 2,19 16,863 УТ2-УТ3 — 1х0,6 2х1,0 1х2,8 5,4 2,19 11,826 УТ3-УТ4 — — 1х1,0 2х2,8 6,6 1,47 9,702 УТ4-УТ5 1х0,5 — 1х1,0 1х2,8 4,3 1,09 4,687

Ответвление УТ2-УТ6 1х0,5 1х0,6 1х1,0 1х2,8 4,9 1,09 5,341 УТ6-УТ7 1х0,5 — 1х1,0 1х2,8 4,3 1,09 4,687

Ответвление УТ1-УТ8 1х0,5 1х0,6 1х1,0 1х2,8 4,9 1,47 7,203 УТ8-УТ9 — — 1х1,0 1х2,8 3,8 1,47 5,586 УТ9-УТ10 — — 1х1,0 1х2,8 3,8 1,09 4,142 УТ10-УТ11 — — 1х1,0 3х2,8 9,4 0,85 7,990 УТ11-УТ12 1х0,5 — 1х1,0 1х2,8 4,3 0,85 3,655

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 27 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док. По приложению 4 [3] определяем коэффициенты местных сопротивлений  , находим сумму коэффициентов местных сопротивлений (МС) на участке   , по приложению 5 [3] определяем lЭУД при    1, суммарную эквивалентную длину МС на участке:

lЭ  lЭУД  

(7.1) В окончательном гидравлическом расчете по уточненным эквивалентным длинам определяют падение напора по участкам. Результаты окончательного гидравлического расчета сводим в таблицы 14, 15, 16.

Окончательный гидравлический расчет трубопроводов Т1 и Т2

Таблица 14

lпр  l  lЭ ∆P=Rл*lпр, H   H Номер уч-ка G, кг/с Rл, Па/м dхδ, мм v м/с l, м l, м 9800

,м Па ,м

,м

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Магистраль ЦТП-УТ1 10,22 31,45 159х4,5 0,603 14 27,36 41,36 1300,77 0,133 0,133 УТ1-УТ2 6,97 38,29 133х4 0,597 136 34,804 170,80 6540,09 0,667 0,800 УТ2-УТ3 4,65 56,05 108х4 0,621 43 18,468 61,47 3445,28 0,352 1,152 УТ3-УТ4 2,79 57,3 89х4 0,549 101 10,758 111,76 6403,73 0,653 1,805 УТ4-УТ5 1,86 59,17 76х3 0,505 22 9,417 31,42 1858,94 0,190 1,995

Ответвление УТ2-УТ6 2,32 92,02 76х3 0,63 43 10,731 53,73 4944,33 0,505 0,505 УТ6-УТ7 1,63 245,45 57х3 0,835 22 6,321 28,32 6951,39 0,709 1,214

Ответвление УТ1-УТ8 3,25 27,18 108х4 0,435 32 16,758 48,76 1325,24 0,135 0,135 УТ8-УТ9 2,55 16,72 108х4 0,343 22 12,996 35,00 585,13 0,060 0,195 УТ9-УТ10 1,86 25,42 89х4 0,372 22 9,994 31,99 813,29 0,083 0,278 УТ10-УТ11 1,16 125,04 57х3 0,591 109 13,818 122,82 15357,16 1,567 1,845 УТ11-УТ12 0,77 55,26 57х3 0,394 12 6,321 18,32 1012,42 0,103 1,948

Окончательный гидравлический расчет трубопроводов Т3

Таблица 15



lпр  l  lЭ ∆P=Rл*lпр H  H Номер уч-ка G, кг/с Rл, Па/м dхδ, мм v м/с l, м l, м 9800

,м , Па ,м

,м

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Магистраль ЦТП-УТ1 14,52 64 159х4,5 0,851 14 27,36 41,36 2647,04 0,270 0,270 УТ1-УТ2 9,65 73,45 133х4 0,822 136 34,804 170,80 12545,55 1,280 1,550 УТ2-УТ3 6,41 32,52 133х4 0,547 43 24,408 67,41 2192,11 0,224 1,774 УТ3-УТ4 3,85 38,1 108х4 0,515 101 22,572 123,57 4708,09 0,480 2,254 УТ4-УТ5 2,56 16,78 108х4 0,344 22 14,706 36,71 615,93 0,063 2,317

Ответвление УТ2-УТ6 3,24 77,24 89х4 0,638 43 12,887 55,89 4316,71 0,440 0,440 УТ6-УТ7 2,26 87,31 76х3 0,615 22 9,417 31,42 2743,02 0,280 0,720

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 28 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док.

Продолжение табл. 15

lпр  l  lЭ ∆P=Rл*lпр, H   H Номер уч-ка G, кг/с Rл, Па/м dхδ, мм v м/с l, м l, м 9800

,м Па ,м

,м

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Ответвление УТ1-УТ8 4,87 61,13 108х4 0,652 32 16,758 48,76 2980,58 0,304 0,304 УТ8-УТ9 3,89 111,46 89х4 0,768 22 9,994 31,99 3566,05 0,364 0,668 УТ9-УТ10 2,91 145,2 76х3 0,788 22 8,322 30,32 4402,75 0,449 1,117 УТ10-УТ11 1,93 63,81 76х3 0,523 109 20,586 129,59 8268,88 0,844 1,961 УТ11-УТ12 1,29 154,12 57х3 0,654 12 6,321 18,32 2823,63 0,288 2,249

Окончательный гидравлический расчет трубопроводов Т4

Таблица 16

lпр  l  lЭ ∆P=Rл*lпр, H   H , Номер уч-ка G, кг/с Rл, Па/м dхδ, мм v м/с l, м l, м 9800

,м Па м

,м

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Магистраль ЦТП-УТ1 2,24 36,96 89х4 0,44 14 12,624 26,62 984,02 0,100 0,100 УТ1-УТ2 1,52 39,58 76х3 0,41 136 16,863 152,86 6050,32 0,617 0,718 УТ2-УТ3 1,02 17,42 76х3 0,276 43 11,826 54,83 955,07 0,097 0,815 УТ3-УТ4 0,61 33 57х3 0,314 101 9,702 110,70 3653,17 0,373 1,188 УТ4-УТ5 0,41 65,1 45х3 0,358 22 4,687 26,69 1737,32 0,177 1,365

Ответвление УТ2-УТ6 0,51 112,76 45х3 0,448 43 5,341 48,34 5450,93 0,556 0,556 УТ6-УТ7 0,36 46,3 45х3 0,32 22 4,687 26,69 1235,61 0,126 0,682

Ответвление УТ1-УТ8 0,71 50,61 57х3 0,376 32 7,203 39,20 1984,06 0,202 0,202 УТ8-УТ9 0,56 27,6 57х3 0,287 22 5,586 27,59 761,37 0,078 0,280 УТ9-УТ10 0,41 64,44 45х3 0,356 22 4,142 26,14 1684,59 0,172 0,452 УТ10-УТ11 0,26 71,18 38х3 0,333 109 7,99 116,99 8327,35 0,850 1,302 УТ11-УТ12 0,17 29,65 38х3 0,22 12 3,655 15,66 464,17 0,047 1,349

8. Пьезометрический график

При проектировании и эксплуатации разветвленных тепловых сетей для учета взаимного влияния профиля района, потери давления в тепловой сети пользуются пьезометрическим графиком. По пьезометрическому графику можно легко определить высоты абонентских систем, давление и располагаемый перепад давлений в любой точке сети.

Пьезометрический график строится после выполнения окончательного гидравлического расчета и выполняется в масштабах вертикальном 1:500, горизонтальном 1:1000.

На пьезометрическом графике показывается распределение давлений в тепловых сетях, рельеф местности, высота присоединяемых зданий, потери напора в сети, фактические значения для подбора сетевых и подпиточных насосов.

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 29 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док.

Пьезометрический график строится для статического и динамического режима системы теплоснабжения.

Статический режим – когда циркуляция отсутствует и система теплоснабжения заполнена водой до 100°С. Этот режим обеспечивается работой подпиточного насоса, который компенсирует утечки теплоносителя. График давлений сети при этом режиме изображается прямой горизонтальной линией. Чтобы в верхних точках систем отопления не образовывался вакуум и не происходило частичного опорожнения системы, линия статических напоров должна быть на 5 м выше самого высокого здания. Все здания должны быть под заливом. Максимальный статический напор не должен превышать 60 м, так как при зависимом присоединении абонентов и использовании радиаторов в системе отопления максимально пьезометрический напор для статического динамического режима составляет 60 м. Линия статических напоров обозначается S-S. При разработке пьезометрического графика следует стремиться к установлению единого уровня статического давления для всей системы теплоснабжения.

Динамический режим – теплоноситель циркулирует в трубопроводах от источника теплоты к потребителям и от потребителей к источнику теплоты. Динамический режим осуществляется работой сетевых насосов. В закрытых системах падение давления в падающих и обратных трубопроводах на участках одинаковы.

В курсовой работе для закрытых систем теплоснабжения пьезометрический график разрабатывается для отопительного сезона.

При построении пьезометрического графика ось теплотрассы условно совмещают с поверхностью земли. Принимают, что отметка оси насосов и нагревательных приборов первых этажей совпадает с отметкой земли, а высшее положение воды в местных системах соответствует высоте здания.

Для построения пьезометрического графика необходимы следующие данные: схема тепловой сети, профиль тепловой сети, данные окончательного гидравлического расчета, параметры теплоносителя, высоты зданий, необходимая разность напоров в подающей и обратной магистрали – располагаемый напор у конечного абонемента. В закрытых системах теплоснабжения принимают ∆Наб=1525 м. Потери напора на источнике теплоты для котельной равны ∆Нит = 10-20 м.

При разработке гидравлических режимов необходимо учитывать следующие требования:

1. Давление не должно превышать допустимых значений. В стальных трубопроводах и арматуре тепловых сетей максимальное допустимое избыточное давление считают равным 1,6 МПа, что соответствует 160 м пьезометрического напора. Предельно допустимые напоры:

Таблица 17

Наименование оборудования Предельно допустимые напоры, м

Стальные водогрейные котлы 250

Чугунные котлы 60

Подогреватели сетевой воды БО и БТ 140

Скоростные подогреватели воды МВН 100

Калориферы 80

Чугунные радиаторы 60

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 30 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док. 2. Во всех элементах системы теплоснабжения нужно обеспечивать избыточное давление. Минимальное значение принимают 0,05 МПа (5 м. вод. ст.).

Это необходимо для предупреждения кавитации насосов и защиты системы теплоснабжения от подсоса воздуха. При невыполнении этого требования происходит коррозия оборудования нарушение циркуляции воды. 3. Минимальный напор в подающем трубопроводе должен обеспечивать невскипание теплоносителя при его циркуляции в сети. Это требование относится лишь к динамическому режиму, так как при переходе на статический режим перед остановкой циркуляционных насосов можно снизить температуру теплоносителя. Условия невскипания определяют в зависимости от расчетной температуры воды:

Таблица 18 Расчетная температура сетевой

120 130 140 150 160 170 180 воды, °С Максимальный напор, м 10 20 30 40 55 72 93

Максимальный пьезометрический напор для обратного теплопровода не должен превышать 60 м в чугунных радиаторах нижних этажей систем отопления, присоединяемых по элеваторной схеме, а при независимых – 100 м из условия прочности. В данном курсовом проекте максимальный напор составляет 60 м. На пьезометрическом графике от напоров в магистрали в точке присоединения ответвления проводят горизонтали, на них откладывают длины участков ответвления и по данным таблицы строят графики напоров ответвления. При наличии грунтовых вод или глинистых грунтов устраивают попутные дренажи. Выбор конструкции дренажа зависит от условий прокладки теплосетей, например, от уровня и направления движения грунтовых вод, от уклона трассы тепловых сетей, характера строения грунта.

9. Построение продольного профиля трассы

Продольный профиль выполнен в масштабах: — по горизонтали М 1:5000 — по вертикали М 1:100 Направление теплопроводов (трасса) выбирается по тепловой карте района с учетом материалов геодезической съемки, плана существующих и намечаемых надземных и подземных сооружений, данных о характере грунтов и высоте стояния грунтовых вод. Следует стремиться к прокладке магистральной трассы в районе наиболее плотной тепловой нагрузки, к наименьшей длине теплопровода и минимальному объему работ по сооружению сети. При выборе трассы теплопровода следует руководствоваться в первую очередь условиями: надежности теплоснабжения, безопасности работы обслуживающего персонала, быстрой ликвидации возможных неполадок и аварий. По трассе тепловых сетей строится продольный профиль, на который наносятся планировочные отметки земли, уровень стояния грунтовых вод, существующие и

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 31 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док. проектируемые подземные коммуникации, и другие сооружения, пересекаемые теплопроводом, с указанием вертикальных отметок этих сооружений. Профили сетей изображают в виде разверток по осям трасс сетей. Трубопроводы бесканальной прокладки показываются контурными очертаниями наружных габаритов сплошной тонкой линией с указанием осей труб; неподвижные опоры — условным графическим изображением. Трубопроводы в каналах, тоннелях, камерах и нишах не изображают. Трубы проложены в лотковых каналах МКЛ, размеры которых зависят от диметров трубопроводов, проложенных в каналах. На профилях надземной прокладки сетей трубопроводы каждого яруса изображают одной сплошной основной линией. При проектировании продольного профиля прокладки трубопроводов в профиле указываются уклоны трубопроводов тепловых сетей между основными точками трассы, места размещения камер, неподвижных опор, ниш компенсаторов. Уклон труб тепловых сетей независимо от направления движения теплоносителя должен быть не менее 0,002. Устанавливаем тепловые камеры высотой 2,1 м, поскольку диаметры трубопроводов менее 600 мм. В самых высоких точках трассы предусматривается выпуск воздуха, а в самых низких точках – спуск воды. Диаметры штуцеров и запорной арматуры для выпуска воздуха и слива воды принимаются согласно таблицам 19 и 20. Спуск воды из трубопроводов осуществляется в сбросные колодцы с отводом воды из них самотеком в системы канализации и в поглощающие колодцы.

Условный проход штуцера и запорной арматуры

для выпуска воздуха

Таблица 19 Условный проход трубопровода, мм 25-80 100-150 Условный проход штуцера и запорной

15 20 арматуры для выпуска воздуха, мм

Условный проход штуцера и арматуры для спуска воды

и подачи сжатого воздуха

Таблица 20 Условный проход трубопровода, мм 50-80 100-150 Условный проход штуцера и запорной

40 80 арматуры для спуска воды, мм То же, для подачи сжатого воздуха, мм 25 40 Условный проход перемычки, мм 50 80

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 32 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док. Одним из основных условий повышения долговечности и надежности подземных тепловых сетей является защита их от затопления грунтовыми или поверхностными водами. Затопление сетей приводит к разрушению изоляции, развитию наружной коррозии трубопроводов, а также к резкому увеличению тепловых потерь. Поэтому при строительстве подземные тепловые сети желательно располагать выше уровня грунтовых вод. Поскольку в данном проекте это не осуществимо, то при прокладке тепловых сетей ниже максимального уровня стояния грунтовых вод следует предусматривать искусственное понижение грунтовых под — попутный дренаж, а для наружных поверхностей строительных конструкций — обмазочную битумную изоляцию [9].

Для тепловых сетей, как правило, применяются горизонтальные дренажи. Дренажные устройства (рис. 5) прокладывают вдоль трассы тепловых сетей по одну (односторонние дренажи) или обе стороны (двусторонние дренажи) от нее. Односторонние дренажи располагают со стороны притока грунтовых вод. Выбор конструкции дренажа зависит от условий прокладки теплосетей: уровня и направления движения грунтовых вод, их дебита, уклона трассы тепловых сетей, характера строения грунта и др.

Рис. 5 Устройство попутного дренажа

1 — трубофильтр; 2 — рабочий дренаж из щебня; 3 — щебень основания, втрамбованный в грунт; 4 — песок основания с коэффициентом фильтрации не менее 20 м/сут; 5 — песок отсыпки с коэффициентом фильтрации не менее 5 м/сут

Для попутного дренажа (рис.6) в основном применяют асбестоцементные трубы с муфтами, керамические канализационные раструбные трубы, а также готовые трубофильтры. Применяют также бетонные, железобетонные, пластмассовые и другие трубы. Однако бетонные и железобетонные трубы можно использовать только для неагрессивных вод, так как в противном случае бетон может выщелачиваться с разрушением. Диаметры дренажных труб выбирают исходя из расчетного количества отводимых вод, но не менее 150 мм (исходя из дебита воды до 5 л/с на 1 км

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 33 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док. теплотрассы).

Скорость движения воды в дренажных трубах принимают обычно порядка 0,5—0,7 м/с, но не больше 1 м/с, так как при больших скоростях дренируемой водой может размываться грунт около стыковых соединений труб. Для обеспечения необходимой водоотводящей способности уклон попутного дренажа следует принимать не менее 0,003, при этом он может не совпадать по величине и направлению с уклоном тепловых сетей.

Рис. 6 Продольные дренажи

а – в виде дренирующего основания, б – дренажное устройство;

1 – гравий, 2 – дренажная труба, 3 — песок Устройство попутного дренажа значительно удорожает стоимость строительства тепловых сетей в целом. При этом также существенно увеличиваются сроки строительства и ввода тепловых сетей в эксплуатацию. Однако опыт эксплуатации показывает, что при наличии попутного дренажа тепловые сети достаточно надежно защищены от затопления грунтовыми и поверхностными водами, что, безусловно, оказывает влияние на надежность и долговечность работы теплопроводов.

10. Расчет компенсации тепловых удлинений трубопровода

Для компенсации тепловых удлинений трубопроводов используются повороты трассы, и применяются П – образные компенсаторы. Необходимо определить вылет П – образного компенсатора с гнутым гладким отводом и силу упругой деформации при следующих данных: Расчет ведем для компенсатора К12 Dy, мм……………………………………………………….…………….89 Расстояние между неподвижными опорами , м…………….………….22 Максимальная температура теплоносителя, 1 , С …………………..150 Расчетная температура наружного воздуха tно С ………………….…-37 Величина теплового удлинения трубопровода определяется по формуле:

• l   l (t1  t2 ), мм (10.1) где  — коэффициент линейного расширения углеродистых трубных сталей, мм/мС [7, табл. VI.25];

• l — длина рассматриваемого участка трубопровода, м;
• t1 — максимальная температура стенки трубы, принимаемая равной максимальной температуре теплоносителя, ᵒС;

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 34 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док.

t2 — минимальная температура стенки трубы, принимаемая равной расчётной температуре наружного воздуха для отопления ( t2  to , ᵒС.

l  1, 25 102  22  (150  37)  51, 43 мм Расчетное тепловое удлинение с учетом предварительной растяжки в размере 50% (температура теплоносителя до 250 ᵒС) составит:

l расч  0,5  l , мм (10.2)

l расч  0,5  51, 43  25,72, мм

При спинке компенсатора, равной половине вылета компенсатора, т.е. при B=0,5 H и при l расч  25,72, мм , по номограмме на листе VI.10, рис. 1 [7] (рис. 7) находим вылет компенсатора H  1, 01 м , и силу упругой деформации pk  0, 2 T .

Рис. 7 Номограмма для расчета П-образных компенсаторов с гнутыми

гладкими отводами при DН = 89 мм

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 35 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док.

11. Расчет силы трения в подвижных опорах труб

Усилия, воспринимаемые неподвижными опорами, складываются из неуравновешенных сил внутреннего давления, сил трения в сальниковых компенсаторах, в подвижных опорах и сил упругой деформации П-образных компенсаторов и самокомпенсации. При определении усилий на неподвижные опоры учитывается схема участка трубопровода, тип подвижных опор и компенсирующих устройств, расстояние между неподвижными опорами и наличие запорных органов и ответвлений.

Рис. 8 Фрагмент монтажной схемы

Определим усилия на неподвижную опору участка трубопровода УТ9-УТ10. Силы трения в подвижных опорах труб N f , Н , определяемые по формуле:

op

f    Gh  L

N op (11.1) где  – коэффициент трения в подвижных опорах труб, для катковой и шариковой

опоры   0,1 , для скользящих – в зависимости от конструкции. При трении

стали по стали   0,3  0, 4 ; стали по бетону   0,6 ; чугуна по стали   0,35 ;

• Gh – вес одного метра трубопровода в рабочем состоянии, включающий вес трубы, теплоизоляционной конструкции и воды для водяных и конденсатных сетей (вес воды в паропроводах не учитывается), кг/м. Для трубы Dy = 89 мм: Gh  7,38 кг / м  72, 4 Н / м L1 — длина трубопровода от неподвижной опоры до компенсатора или угла поворота трассы при самокомпенсации, м;
• L1  11 м

f  0,35  72, 4 11  278, 74 H

N op

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 36 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док.

12. Расчет неуравновешенных сил внутреннего давления

Неуравновешенные силы внутреннего давления возникают вследствие разности давлений или площадей сечений. В симметричных по обе стороны неподвижной опоры участках они взаимно уравновешиваются (компенсируются).

При этом неподвижные опоры, на которые не действуют силы внутреннего давления, принято называть разгруженными, а при их наличии – неразгруженными. Необходимо определить осевое усилие, действующее на промежуточную опору в УТ 10. По монтажной схеме (рис. 8) выбираем расчетную схему №10 (табл.6 [2]) для рассматриваемой неподвижной опоры:

D1 H0 D2

H 01 L1 L2 H 02

Рис. 9 Расчётная схема

При D1  D2 : H 01  pk1  N op

f1 (12.1)

H 01  200  278, 74  478, 74 Н

13. Тепловая изоляция трубопровода

Теплоизоляционные материалы и конструкции предназначены для уменьшения потерь тепла трубопроводами и оборудованием тепловых сетей, поддержания заданной температуры теплоноси­теля, а также недопущения высокой температуры на поверхности теплопроводов и оборудования.

При монтаже и в процессе эксплуатации теплоизоляционные конструкции подвергаются температурным, влажностным, механическим, в том числе вибрационным, воздействиям, которые определяют перечень предъявляемых к ним требований.

К основным требованиям, предъявляемым к теплоизоляционным материалам и конструкциям, относят следующие:

• теплотехническая эффективность;
• эксплуатационная надежность и долговечность;
• пожарная и экологическая безопасность.

Теплотехническая эффективность конструкций промышленной тепловой изоляции определяется в первую очередь коэффициентом теплопроводности теплоизоляционного материала, который определяет требуемую толщину

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 37 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док. теплоизоляционного слоя, а, следовательно, и нагрузки на изолируемый объект, конструктивные и монтажные характеристики конструкции. Расчетные значения коэффициента теплопроводности принимаются с учетом его зависимости от температуры, степени уплотнения теплоизоляционных материалов в конструкции, шовности конструкции, наличия крепежных деталей. При выборе теплоизоляционного материала учитывают: температуростойкость теплоизоляционных материалов, возможную линейную усадку, потери прочности и массы, степень выгорания связующего при нагреве, прочностные и деформационные характеристики изолируемого объекта, допустимые нагрузки на опоры и изолируемые поверхности и другие влияющие факторы. Долговечность теплоизоляционных конструкций зависит от их конструктивных особенностей и условий эксплуатации, включающих месторасположение изолируемого объекта, режим работы оборудования, степень агрессивности окружающей среды, интенсивность механических воздействий. Срок службы теплоизоляционного материала и теплоизоляционной конструкции в целом в значительной степени определяется качеством защитного покрытия. На сегодняшний день на российском рынке теплоизоляционных материалов представлена продукция как отечественных, так и зарубежных производителей. Продукция таких производителей, как «ТЕХНОНИКОЛЬ» и «Rockwool», для изоляции трубопроводов и оборудования представлена широкой номенклатурой теплоизоляционных материалов. При канальной прокладке трубопроводов тепловых сетей используют преимущественно теплоизоляционные маты, мягкие плиты и высокоэффективные цилиндры из минеральной ваты и стеклянного волокна.

13.1. Расчет толщины тепловой изоляции

Расчёт ведётся согласно методике, описанной в [11] пункт В.3.2. Исходные данные рассмотрим УТ2-УТ3. dтр=159×4.5мм Канал марки МКЛ-2 с размерами 1320х705мм Глубина заложения Н=1,9м Грунт маловлажный λг=1,1 Вт/м˚С Канал периодическое затапливается грунтовыми водами. Среднегодовые температуры воды в подающем и обратном теплопроводах определяется по формуле:

( n   n  …   m12 n12 )

 01  m1 1 m 2 2 (13.1.1)

(n1  n2  …n12 )

( n   n  …   m12 n12 )

 02  m1 1 m 2 2 (13.1.2)

(n1  n2  …n12 ) где m1,m2,…, m12– средняя температура теплоносителя по месяцам, определяемая по графику центрального качественного регулирования в зависимости от среднемесячных температур воздуха;

• n1 , n2 ,…, n12 – количество часов по месяцам.

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 38 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док.

Среднее значение температуры окружающей среды и теплоносителя за год и

каждый месяц

Таблица 21

Значения температуры

Значение температуры,

Месяц теплоносителя в

усреднённое за 5 лет, °С

трубопроводах, °С

грунта на

наружного средней

подающий обратный

воздуха глубине

заложения

Январь -16,2 5,4 106,337 55,536

Февраль -14,3 5,4 102,086 54,106

Март -5,7 5,4 83,455 47,359

Апрель 3,7 5,4 70,000 42,421

Май 11,0 5,4 70,000 42,421

Июнь 16,5 5,4 70,000 42,421

Июль 18,6 5,4 70,000 42,421

Август 15,4 5,4 70,000 42,421

Сентябрь 9,6 5,4 70,000 42,421

Октябрь 2,2 5,4 70,000 42,421

Ноябрь -6,8 5,4 85,882 48,239

Декабрь -13,5 5,4 100,516 53,496

Среднее за год

значение 1,7 5,4 80,690 46,307

(744 106,34  672 102,09  744  83, 46  720  70  744  70  720  70 

 01 

(744  672  744  720  744  720 

744  70  744  70  720  70  744  70  720  85,88  744 100,52)

 80,59С

744  744  720  744  720  744)

(744  55,54  672  54,11  744  47,36  720  42, 42  744  42, 42  720  42, 42   02 

(744  672  744  720  744  720  744  42, 42  744  42, 42  720  42, 42  744  42, 42  720  48, 24  744  53,50)

 46, 27С

744  744  720  744  720  744) Принимаем к установке цилиндры минераловатные. Коэффициент теплопроводности основного слоя изоляции определяем по расчету ТЕХНОНИКОЛЬ (прил.1), [12].

из1  0, 0398 Вт / м С

из 2  0, 0381 Вт / м С

Нормируемая суммарная линейная плотность теплового потока для подающего и обратного теплопровода определяем по прил. 8 [2]:

qнL  40 Вт / м

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 39 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док. Термическое сопротивление теплоотдаче от воздуха к поверхности канала Rкан :

Rкан  , м С / Вт

2А Г (13.1.3)

 к 

А Г где А и Г – внутренние размеры канала: А — ширина канала, Г — высота, м, прил.3. [2]; к – коэффициент теплоотдачи в канале принимается равным 11 Вт/(м2С).

Rкан   0, 041 м С / Вт

2  0,97  0,555

3,14 11

0,97  0,555

Термическое сопротивление грунта Rгрк :

 HГ 

0,25

ln 3, 5   

 Г  А  

Rгрк   , м  С / Вт (13.1.4)

 А

 5, 7  0, 5  гр

 Г

где H – глубина заложения, м, от поверхности земли до оси канала;

• гр – теплопроводность грунта, Вт/(мС).

 1, 9  0, 555  

0,25

ln 3, 5  0, 970  

 0, 555   

Rгрк    0, 324 м  С / Вт

 0, 970 

 5, 7  0, 5 0, 555  1,1

 

Термические сопротивления изоляции подающего и обратного трубопроводов:

1 d  2 из1

RизL 1   ln 1 , м С / Вт (13.1.5)

2из1 d1

d 2  2 из 2

RизL 2   ln, м С / Вт (13.1.6)

2из 2 d2

где: из1 , из 2 – теплопроводность изоляционной конструкции трубопровода, Вт/(м

• о С);
• d1, d2 – наружные диаметры подающего и обратного трубопроводов, м;
• из1, из2 – толщины изоляции подающего и обратного трубопроводов, м.

1 0,108  2  0,05

RизL 1   ln  2,622 м С / Вт

2  3,14  0,0398 0,108

1 0,108  2  0,04

RизL 2   ln  2,317 м С / Вт

2  3,14  0,0381 0,108

Термические сопротивления теплоотдаче от поверхности изоляции подающего и обратного трубопроводов RнL :

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 40 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док.

RнL1  , м С / Вт (13.1.7)

 н (d1  2 из1 )

RнL1  , м С / Вт (13.1.8)

 н (d1  2 из1 )

RнL1   0,153 м С / Вт

3,14 10  (0,108  2  0,05)

RнL2   0,169 м С / Вт

3,14 10  (0,108  2  0,04)

Температура воздуха в канале tкан , С:

tв1 t tн

 L в2 L 

Rиз1  Rн1 Rиз 2  Rн 2 Rкан  Rгрк

L L

tкан  , С (13.1.9)

1 1 1

 

RизL 1  RнL1 RизL 2  RнL2 Rкан  Rгрк где tв1 , tв 2 – температура теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети среднегодовая, °С; в качестве расчётных температур внутренней среды tв1 , tв 2 принимают среднегодовые температуры теплоносителя за год или каждый месяц по таблице 21, (табл.10, [2]), tн – температура наружной среды, °С. За расчётную температуру наружной среды принимают среднюю за год температуру грунта на глубине заложения трубопровода. При расстоянии от поверхности грунта до перекрытия канала 0,7 м и менее за расчётную температуру наружной среды должна приниматься та же температура наружного воздуха, что и при надземной прокладке.

80,59 46, 27 5, 4

 

2, 622  0,153 2,317  0,169 0, 041  0,324

tкан   19,888 С

1 1 1

 

2, 622  0,153 2,317  0,169 0, 041  0,324

Удельные тепловые потери подающего и обратного трубопроводов:

(t  t )  K

q1L  в1 L кан L , Вт / м (13.1.10)

Rиз1  Rн1

(t  t )  K

q2L  в 2 L кан L , Вт / м (13.1.11)

Rиз 2  Rн 2

где К — коэффициент дополнительных потерь по табл. 9 [2], K  1, 2 .

(80,59  19,888) 1, 2

q1L   26, 25 Вт / м

2, 622  0,153

(46, 27  19,888) 1, 2

q2L   12, 735 Вт / м

2,317  0,169

Суммарный тепловой поток:

q L  q1L  q2L  26, 25  12,735  38,985 Вт / м (13.1.12)

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 41 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док. Сравнивая полученные значения удельных тепловых потерь обратного и падающего трубопровода с нормативными, получаем что потери не превышают нормативного значения. Суммарный тепловой поток не превышает нормативного qн  40 Вт / м для

L

трубопроводов системы отопления.

13.2. Расчет эффективности тепловой изоляции

Рассчитаем тепловые потоки при отсутствии тепловой изоляции. Термические сопротивления теплоотдаче от поверхности изоляции подающего и обратного трубопроводов RнL :

RнL  , м С / Вт (13.2.1)

 k d

RнL   0, 295 м С / Вт

3,14 10  0,108

к – коэффициент теплоотдачи в канале принимается равным 10 Вт/(м2С).

Температура воздуха в канале tкан , С:

tв1 tв 2 tн

 L

Rн Rн Rкан  Rгрк

L

tкан  , С (13.2.2)

1 1

2 L 

Rн Rкан  Rгрк где tв1 , tв 2 – температура теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети среднегодовая, °С; в качестве расчётных температур внутренней среды tв1 , tв 2 принимают среднегодовые температуры теплоносителя за год или каждый месяц по таблице 21, (табл.10, [2]), tн – температура наружной среды, °С. За расчётную температуру наружной среды принимают среднюю за год температуру грунта на глубине заложения трубопровода. При расстоянии от поверхности грунта до перекрытия канала 0,7 м и менее за расчётную температуру наружной среды должна приниматься та же температура наружного воздуха, что и при надземной прокладке.

80,59 46, 27 5, 4

 

0, 295 0, 295 0, 041  0,324

tкан   46, 726 С

1 1

2 

0, 295 0, 041  0,324 Найдём удельные и суммарные тепловые потоки неизолированных теплопроводов:

t t

qнеиз  вi L кан , Вт / м (13.2.3)

Rн

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 42 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док.

80,59  46, 726

qнеиз1   114, 793 Вт / м

0, 295

46, 27  46, 726

qнеиз 2   1,546 Вт / м

0, 295

Суммарный тепловой поток:

qнеиз  qнеиз1  qнеиз 2  114, 793  1,546  113, 247 Вт / м (13.2.4)

Эффективность теплоизоляции рассчитывается по формуле:

qнеиз  q L

 100, % (13.2.5)

qнеиз

113, 247  38,985

 100  65,58 %

113, 247 Подобранный материал и толщина теплоизоляции обладает тепловой эффективностью около 66 %.

13.3. Поверочный расчет тепловой изоляции

при увлажнении грунта

По заданию, грунтовые воды расположены на глубине 1,9 м. Это на уровне расположения каналов.

В неблагоприятных гидрогеологических условиях с большими сезонными колебаниями уровней грунтовых вод наиболее целесообразно продольное дренирование. Дренаж представляет собой пористую засыпку из щебня, гравия средней крупности 5-20мм и крупнозернистого песка 0.5-1мм. Конструкция дренажа зависит от уровня и дебита грунтовых вод. При малом дебите и невысоком уровне грунтовых вод (УГВ) местное дренирование устраивается в виде фильтрующего основания и обсыпки стенок канала на высоту максимального подъема грунтовых вод. При большом дебите и высоком уровне воды дренирование рекомендуется выполнять по типовым проектам, разработанным для каналов различного сечения и грунтов с различной фильтрующей способностью. Дренажные трубы укладывают в зернистом слое с уклоном для лучшего отвода приточной воды. Дренаж устраивают с одной или двух сторон канала. Односторонний дренаж производится со стороны наибольшего притока воды. Устойчивое понижение уровня воды на глубину более 200мм от низа изоляции достигается заглублением верха дренажной трубы на 300мм и более от низа дна канала, а при бесканальной прокладке – от низа изоляции.

Дренажные трубы изготавливают из керамики, бетона, асбестоцемента. Для пропуска воды в них высверливают отверстия или пробивают щели. В последнее время предложено использование толстостенных трубофильтров, изготовляемых из крупнопористых бетонов. Благодаря большой пористости стенок вода свободно проникает в трубы. Такие трубофильтры укладывают без устройства зернистого основания. Для чистки заиленных труб устраивают кирпичные или сборные

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 43 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док. колодцы. Смотровые колодцы размещают на прямых участках через 40-75м в местах смены диаметров дренажных труб и перепадов уровней их заложения, а также на поворотах трасс и ответвлений. Дренирование компенсаторных ниш и камер осуществляется ответвлениями от основного дренажа. При большом объеме работ по сооружению дренирующих обводов вокруг каждой ниши и камеры, требующих дополнительного устройства четырех поворотов дренажных труб и возведения на каждом повороте смотрового колодца, целесообразно дренажные трубы пропускать через ниши и камеры в стальных футлярах. Концы футляров должны быть возведены за наружные поверхности стен окружения на расстояние не менее 500мм, а кольцевые зазоры между трубами на торцах футляров заделаны цементным раствором и залиты битумом. Чтобы вода из дренажной трубы не вытекала в футляр и далее в пересекаемые ниши и камеры, дренажные трубы на длине футляров должны быть уложены без водоприемных отверстий. Проверим эффективность теплоизоляции с учётом периодического затопления канала. Коэффициент теплопроводности с учётом поправки на техническое состояние изоляционных конструкций определяется по формуле (прил.5 [2]):

из    k  tm , Вт / м С (13.3.1) где k  35 — поправка к коэффициенту теплопроводности теплоизоляционного материала в зависимости от технического состояния изоляционной конструкции.

из1  0, 044  4  0, 00022  63  0, 099 Вт / м С

из 2  0, 044  4  0, 00022  45,5  0, 084 Вт / м С

Термические сопротивления изоляции подающего и обратного трубопроводов:

1 0,108  2  0,05

RизL 1   ln  1,054 м С / Вт

2  3,14  0,099 0,108

1 0,108  2  0,04

RизL 2   ln  1,051 м С / Вт

2  3,14  0,084 0,108

Термические сопротивления теплоотдаче от поверхности изоляции подающего и обратного трубопроводов RнL :

RнL1   0,153 м С / Вт

3,14 10  (0,108  2  0,05)

RнL2   0,169 м С / Вт

3,14 10  (0,108  2  0,04)

Термическое сопротивление теплоотдаче от воздуха к поверхности канала Rкан :

Rкан   0, 041 м С / Вт

2  0,97  0,555

3,14 11

0,97  0,555

Термическое сопротивление грунта Rгрк :

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 44 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док.

 1, 9  0, 555  

0,25

ln 3, 5  0, 970  

 0, 555   

Rгрк    0, 324 м  С / Вт

 0, 970 

 5, 7  0, 5 0, 555  1,1

 

Температура воздуха в канале tкан , С:

80,59 46, 27 5, 4

 

1, 054  0,153 1, 051  0,169 0, 041  0,324

tкан   27, 232 С

1 1 1

 

1, 054  0,153 1, 051  0,169 0, 041  0,324

Удельные тепловые потери подающего и обратного трубопроводов:

(80,59  27, 232) 1, 2

q1L   53, 049 Вт / м

1, 054  0,153

(46, 27  27, 232) 1, 2

q2L   18, 726 Вт / м

1, 051  0,169

Суммарный тепловой поток:

q L  q1L  q2L  53,049  18,726  71,775 Вт / м

При условии отсутствия тепловой изоляции термическое сопротивление теплопроводов состоит из термического сопротивления на поверхности и равно для обеих труб:

RнL   0, 295 м С / Вт

3,14 10  0,108 к – коэффициент теплоотдачи в канале принимается равным 8 Вт/(м2С).

Температура воздуха в канале tкан , С:

80,59 46, 27 5, 4

 

0, 295 0, 295 0, 041  0,324

tкан   46, 726 С

1 1

2 

0, 295 0, 041  0,324 Найдём удельные и суммарные тепловые потоки неизолированных теплопроводов:

80,59  46, 726

qнеиз1   114, 793 Вт / м

0, 295

46, 27  46, 726

qнеиз 2   1,546 Вт / м

0, 295 Суммарный тепловой поток:

qнеиз  qнеиз1  qнеиз 2  114, 793  1,546  113, 247 Вт / м (13.2.4)

Эффективность теплоизоляции рассчитывается по формуле:

q  qL

  неиз 100, % (13.2.5)

qнеиз

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 45 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док.

113, 247  71, 775

 100  36, 62 %

113, 247 Подобранный материал и толщина теплоизоляции обладает тепловой эффективностью около 39 %. Сравнивая эффективность тепловой изоляции, рассчитанной для подземной канальной прокладки, можно сделать вывод, что эффективность тепловой изоляции резко понижается с увлажнением (при периодическом затоплении каналов).

14. Расчет падения температуры теплоносителя по длине

изолированного теплопровода

Транспортные потери тепла вызывают падение температуры теплоносителя, вследствие этого удельные теплопотери по длине трубопровода изменяются. На участках теплопроводов небольшой протяженности и уменьшения температуры теплоносителя не более 5% от начального значения для упрощения расчетов можно принимать удельные тепловые потери неизменными для всей длины теплопроводов. Температуру воды в конце рассматриваемого участка τк определяют из уравнения теплового баланса [2]:

 Qn  qL  l  К  G  c   н   к  , (14.1)

qLlК

откуда  к   н  ,

G c

где  í – температура сетевой воды в начале участка, оС;

• l – длина участка, м;
• К — коэффициент дополнительных потерь;
• G – расход воды, кг/с;
• с – удельная теплоёмкость, с =4187Дж/кг оС.

Значения вносим в таблицы 22 и 23.

Падение температуры в трубопроводах Т1

Таблица 22

Температура Плотность Температура

Коэффициент Удельная Длина Расход

в начале теплового в начале Номер уч-ка дополнительных теплоемкость участка G,

участка потока участка

потерь, К с, Дж/кг·ᵒС l, м кг/с

τН, ᵒС q, Вт/м τН, ᵒС

1 2 3 4 5 6 7 8 ЦТП-УТ1 150,000 25 1,2 4187 14 10,22 149,990 УТ1-УТ2 149,990 23 1,2 4187 136 6,97 149,862 УТ2-УтТ3 149,862 20 1,2 4187 43 4,65 149,808 УТ3-УТ4 149,808 18,5 1,2 4187 101 2,79 149,616 УТ4-УТ5 149,616 17,5 1,2 4187 22 1,86 149,557

Таким образом падения температур теплоносителя по длине изолированного теплопровода равной 316 м составляют на Т1 0,443ᵒС.

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 46 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док.

Падение температуры в трубопроводах Т3

Таблица 23

Температура Плотность Температура

Коэффициент Удельная Длина Расход

в начале теплового в начале Номер уч-ка дополнительных теплоемкость участка G,

участка потока участка

потерь, К с, Дж/кг·ᵒС l, м кг/с

τН, ᵒС q, Вт/м τН, ᵒС

1 2 3 4 5 6 7 8 ЦТП-УТ1 65,000 21 1,2 4187 14 14,52 64,994 УТ1-УТ2 64,994 19,5 1,2 4187 136 9,65 64,915 УТ2-УтТ3 64,915 19,5 1,2 4187 43 6,41 64,878 УТ3-УТ4 64,878 17 1,2 4187 101 3,85 64,750 УТ4-УТ5 64,750 17 1,2 4187 22 2,56 64,708

Таким образом падения температур теплоносителя по длине изолированного теплопровода равной 316 м составляют на Т3 0,292ᵒС.

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 47 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док.

Заключение

При разработке этого проекта использовалась нормативная СП 124.13330.2012 «Тепловые сети», СП 131.13330.2012 «Строительная климатология», СП 61.13330.2012 «Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов». Тепловая нагрузка абонентов меняется в зависимости от температуры наружного воздуха. Максимальные тепловые потоки составляют:

• на отопление 3457,255 кВт;
• среднечасовой расход тепла на горячее водоснабжение 1048,404 кВт;

— максимальный часовой расход на горячее водоснабжение 3686,083 кВт. В теплофицируемом районе имеется 14 домов 5, 9, 12 этажности с различными потребностями в сетевой воде. Система теплоснабжения насчитывает 12 узлов трубопроводов, так же компенсируют линейные удлинения трубопроводов 16 Побразных компенсаторов. Статичность трубопроводов обеспечивают 17 неподвижных опор. В запроектированной системе имеется магистраль протяжённостью 316 м, и два расчетных ответвлений длиной 65 и 197 м. Магистральная линия и ответвления увязаны. Так как канал может затапливаться грунтовыми водами, в качестве материала для теплоизоляции используются цилиндры минераловатные производства «ТЕХНОНИКОЛЬ». Расчётная эффективность тепловой изоляции не ниже 50%. Прокладка трубопроводов подземная канальная. Используются каналы типа МКЛ различных модификаций, такие как МКЛ-2, МКЛ-1.

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 48 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док.

Список использованной литературы

[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/kursovoy/ekspluatatsiya-teplovyih-setey-primer/

1. Методические указания к расчётно-графической работе «Расчёт системы горячего водоснабжения микрорайона» по дисциплине «Современные системы теплоснабжения» для студентов направления подготовки 270800 «Строительство» профиля «Теплогазоснабжение и вентиляция» Сост.: Г.М. Ахмерова, А.Е. Ланцов – Казань: Изд-во Казанск. гос. Архитект.-строит. ун-та, 2013. — 49с.

2. Методические указания к курсовому проектированию по дисциплине «Теплоснабжение» для студентов-заочников специальности 270109. Часть I. / Сост.: Г.М. Ахмерова, А.Е. Ланцов. Казань: КГАСУ, 2012. – 38 с.

3. Методические указания к курсовому проектированию по дисциплине «Теплоснабжение» для студентов-заочников специальности 270109. Часть II (гидравлический расчёт водяных тепловых сетей).

Сост.: Г.М. Ахмерова, А.Е. Ланцов, Казань: КГАСУ, 2012. – 35 с.

4. СП 124.13330.2012 Тепловые сети (утв. приказом Министерства регионального развития РФ от 30 июня 2012 г. N 280).

5. СП 131.13330.2012 Строительная климатология, М., 2012 г.

6. СП 61.13330.2012 Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов, М., 2012 г.

7. Щекин Р.В. и др. Справочник по теплоснабжению и вентиляции. Iч. Отопление и теплоснабжение. Киев: Будивельник, 1976. – 413 с.

8. Манюк В. И. и др. Справочник по наладке и эксплуатации водяных тепловых сетей. — М.: Стройиздат, 1988. – 247 с.

9. Громов Н.К., Беляйкина И.В., Витальев В.П. и др.; Под ред. Громова Н.К., Шубина Е.П. Водяные тепловые сети: Справочное пособие по проектированию. М.: Энергоатомиздат, 1988. – 376с.

10. Ионин А. А. и др. Теплоснабжение. — М.: Стройиздат, 1982. – 336с.

11. Ахмерова Г.М. Теплоизоляционные материалы, применяемые для трубопроводов тепловых сетей и методы их расчета: Учебно-методическое пособие. – Казань: Изд-во Казанск. гос. Архитект.-строит. ун-та, 2017. – 111 с.

12. http://www.tn.ru/calc/tech_insulation/

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 49 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док.

Приложение 1

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 50 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док.

Лист

ИСТИЭС КП 17.23 51 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

№док.