Проектирование системы теплоснабжения больничного комплекса

Введение

теплоснабжение энергетика конструкция

На сегодняшний день политика энергосбережения является приоритетным направлением развития систем энерго- и теплоснабжения. Фактически на каждом государственном предприятии составляются, утверждаются и воплощаются в жизнь планы энергосбережения и повышения энергоэффективности.

В России принят ряд законов касающихся энергосбережения, составлен план развития энергетики страны на ближайшие 15 лет, направленный на увеличения доли использования альтернативных источников энергии, энергоэффективных технологий и повышения ее энергоэффективности в общем. Во всех сферах деятельности в нашем государстве стремятся уменьшить энергопотребление и потери энергии (в том числе и тепла).

Система теплоснабжения страны не исключение. Она довольно велика и громоздка, потребляет колоссальные объемы энергии и при этом происходят не менее колоссальные потери тепла и энергии.

Теплоснабжение - снабжение теплом жилых, общественных и промышленных зданий (сооружений) для обеспечения коммунально-бытовых (отопление, вентиляция, горячее водоснабжение) и технологических нужд потребителей.

В большинстве случаев теплоснабжение - это создание комфортной среды в помещении - дома, на работе или в общественном месте. Теплоснабжение включает в себя также подогрев водопроводной воды и воды в плавательных бассейнах, обогрев теплиц и т.д.

Расстояние, на которое транспортируется тепло в современных системах централизованного теплоснабжения, достигает нескольких десятков км. Развитие систем теплоснабжения характеризуется повышением мощности источника тепла и единичных мощностей установленного оборудования. Тепловые мощности современных ТЭЦ достигают 2-4 Ткал/ч, районных котельных 300-500 Гкал/ч. В некоторых системах теплоснабжения осуществляется совместная работа нескольких источников тепла на общие тепловые сети, что повышает надёжность, манёвренность и экономичность теплоснабжения.

1. Анализ существующей системы энергетики Санкт-Петербурга

Санкт-Петербург - крупнейший промышленный, культурный и научный центр России с населением около 5 миллионов человек. Существующая система теплоснабжения Санкт-Петербурга относится к наиболее важным и уникальным жизнеобеспечивающим системам города. Это обусловлено его географическим положением (средняя за год температура наружного воздуха - 4.3 °С; абсолютно минимальная - минус 36 °С; средняя за отопительный период минус 1.8 °С; продолжительность отопительного периода - 220 дней), характером застройки исторического центра города, реализованными техническими решениями, сложившимися в течение многих десятилетий при сменяющих друг друга экономических формациях.

Впервые в России централизованное теплоснабжение от установки комбинированного производства электрической и тепловой энергии было реализовано именно в Петрограде. Это схема в дальнейшем и стала основой для развития централизованного теплоснабжения города.

Формировавшаяся веками застройка исторического центра Санкт- Петербурга определила особенности системы теплоснабжения города, в которой представлен почти весь спектр способов и схем обеспечения теплом потребителей, основанных на сжигании органического топлива и передачи тепла в виде горячей воды и пара. В частности, от автономных локальных и централизованных теплоисточников.

В настоящее время по имеющейся информации, общая установленная мощность источников тепла составляет порядка 27100 Гкал/ч. из них ТЭЦ - около 11800 Гкал/ч, промышленных ТЭЦ 2000 Гкал/ч. котельных в собственности Санкт-Петербурга 9300 Гкал/ч. ведомственных котельных - 4000 Гкал/ч.

Суммарная подключенная тепловая нагрузка составляет 19840 Гкал/ч, в том числе ТЭЦ ТГК-1 - 8220 Гкал/ч, промышленных ТЭЦ 1600 Гкал/ч, котельных в собственности Санкт-Петербурга - 7620 Гкал/ч, ведомственных котельных - 2400 Гкал/ч.

Общая протяженность тепловых сетей, подающих тепло от источников до потребителей, в двухтрубном исчислении составляет более 3000 км.

Функционирование схемы теплоснабжения Санкт-Петербурга в настоящее время основывается на Генеральной схеме теплоснабжения, разработанной на период до 2000 г. с учетом перспективы на 2005 г.

Исходя из того, что система теплоснабжения города исторически развивалась по нуги обеспечения теплом потребителей от крупных теплоисточников теплоэлектроцентралей (ТЭЦ). районных и квартальных котельных, а в центральной части города, где невозможно и нецелесообразно подавать тепло от ТЭЦ, от автономных теплоисточников. Санкт-Петербург в соответствии с раннее разработанной Генеральной схемой теплоснабжения разбит на сложившиеся тепловые районы (в частности Восточный тепловой район включает в себя Невский и Красногвардейский административные районы).

В настоящее время характерным для системы теплоснабжения города является отставание ее развития от потребностей, связанных с реконструкцией и новым строительством, а также снижением надежности теплоснабжения существующих потребителей, вызванное опережением процесса старения теплоэнергетического оборудования и его восстановления. Кроме того, чрезвычайно остро стоят проблемы снижения затрат при выработке тепловой энергии, ее транспортировки и потреблении, а также воздействия на окружающую среду. Рост тепловых нагрузок и. следовательно, потребления топливно-энергетических ресурсов, в первую очередь природного газа, должен сопровождаться адекватными мерами по энергосбережению. В противном случае дальнейшее развитие города может быть замедленно из-за возможных ограничений, связанных с доступностью того или иного энергетического ресурса.

С целью решения данных проблем возникает необходимость разработки долгосрочных программ реконструкции и развития системы теплоснабжения Санкт-Петербурга.

. Теплоисточники и тепловые сети

Теплоисточники.

Исторически сложилось так, что система теплоснабжения Санкт-Петербурга связана с развитием крупных централизованных источников: ТЭЦ и котельных. На сегодняшний день основными поставщиками тепла для целей отопления, вентиляции и горячего водоснабжения объектов жилищного фонда, общественно-деловых объектов и промышленных зон являются: ТЭЦ ОАО «TГK-l» (47% от суммарного отпуска теплоты), котельные ГУП «TЭK СПб» и ЗАО «Петербургтеплоэнерго)» (43%). ТЭЦ промышленных предприятий (ОАО «Ижорский завод». ФГУП «Обуховский завод» и ЗАО «ЦКТИ им.Ползунова» - около 1%, котельные ЗАО «Лентеплоснаб» (5%) и ведомственные котельные (4%)

Наибольшей установленной тепловой мощностью обладают ТЭЦ ОАО «ТГК-1» - 11 755 Гкал/ч. при этом максимально возможный отпуск тепла с коллекторов составляет 9 916 Гкал/ч, при подключенной тепловой нагрузке 8 220 Гкал/ч.

Кроме ОАО «ТГК-I» отпуск тепла осуществляют три вышеупомянутые промышленные ТЭЦ суммарной установленной тепловой мощностью 764 Гкал/ч.

Установленная мощность котельных, находящихся в собственности Санкт-Петербурга (ГУП «ТЭК СПб» и ЗАО Петербургтеплоэнерго) составляет 9 277 Гкал/ч. при подключенной нагрузки 7 619 Гкал/ч.

Доля ЗАО «Лентеплоснаб» незначительна, при установленной тепловой мощности 831 Гкал/ч. подключенная тепловая нагрузка составляет 507 Гкал/ч.

Дадим краткую характеристику теплоисточников основных производителей тепла: ОАО «ТГК-1», ГУП «ТЭК СПб» и ЗАО Петербургтеплоэнерго»

В ГУП «ТЭК СПб» и ЗАО "Петербургтеплоэнерго» имеется 567 котельных. на которых установлено около 2600 котлов, производительностью от 0.5 МВт до 210 МВт, построенных в основном в пятидесятые - шестидесятые годы. Из общего количества котельных 78 составляют районные и квартальные котельные с установленной мощностью от 12 до 910 МВт, оснащенные котлами ДКВр, ДКВ, ДЕ, Е, ГМ, ПТВМ и КВГМ.

Котлы средней мощности (ДКВр, ПТВМ) для районных и квартальных котельных, морально и физически устарели, имеют автоматику регулирования, которая не обеспечивает в полной мере эффективного управления и контроля за процессами горении, а также необходимого снижения внутрикотельных потерь тепла.

Из общего количества котельных - 486 составляют групповые котельные мощностью до 12 МВт, 396 из них работают на природном газе. Эти котельные, в основном, оснащены чугунно-секционными котлами (2340 шт.) с низким коэффициентом полезного действия и как следствие повышенным удельным расходом топлива. На групповых котельных эксплуатируются несовершенные средства автоматического управления и контроля процесса горения, учета отпуска тепловой энергии и потребления энергетических ресурсов. Вспомогательное оборудование групповых котельных также физически морально устарело.

Требует решения проблема обеспечения групповых котельных электроснабжением и водоснабжением в соответствии с действующими нормативными документами, в настоящее время многие из них подключены к внутридомовым электрическим и водопроводным сетям.

Кроме того, значительное количество газовых групповых котельных, находящихся в исторической части города, является встроенными или пристроенными к жилым и общественным зданиям. В соответствии с действующими нормативными документами по строительству РФ запрещено размещение котельных, работающих на газовом топливе, в подвальных помещениях жилых и общественных зданий, а также в помещениях, встроенных и пристроенных к этим зданиям. Однако, строительство новых котельных и переключение на централизованное теплоснабжение в центральной части города крайне затруднено из-за перенасыщенности подземного пространства инженерными сооружениями и подземными коммуникациями. Исходя из этого, чрезвычайно остро стоит проблема ликвидации встроенных, особенно, подвальных котельных и переключения их потребителей на другие источники тепла.

Следуем отметить, что ГУП «ТЭК СПб» эксплуатирует около 90 угольных котельных, построенных свыше 40 лет назад, на которых установлено свыше 300 котлов с обшей установленной мощностью около 90 Гкал/ч. Угольные котельные находятся в неприспособленных помещениях, в основном, пристроены или встроены в здания. На котельных эксплуатируются физически и морально устаревшие котлы и вспомогательное оборудование, отсутствует автоматическое регулирование процессов Горения и отпуска тепло. В основном угольные котельные оборудованы чугунно-секционными котлами с ручной подачей топлива в топку.

На ТЭЦ ОАО «ТГК-1» около 65% котлоагрегатов отработали расчетный ресурс.

Из 53 турбоагрегатов, эксплуатируемых в настоящее время на ТЭЦ ОАО «ТГК-1» 9 имеют наработку более 50 лет. 15 более 40 лет. 12 более 30 лет и только 17 агрегатов имеют наработку менее 30 лег, ниже срока, установленною заводами-изготовителями в качестве эксплуатационного ресурса.

Не менее критическая ситуация наблюдается и на обеспечивающих город тепловой энергией ведомственных источниках теплоснабжения. Так, например, практически полностью выработала свой ресурс оборудование ТЭЦ Обуховского завода.

Тем не менее, работа крупных источников тепловой энергии Санкт- Петербурга, использующих газовое топливо, относительно других элементов системы теплоснабжения, в целом, является достаточно эффективной. На ТЭЦ и крупных котельных реальный потенциал энергосбережения оценивается около 5% от удельных затрат на выработки тепловой энергии. Гораздо менее эффективна работа мелких отопительных котельных, здесь потенциал энергосбережения составляет 10 - 15% и более.

3. Тепловые сети

Важнейшим звеном в системе теплоснабжения Санкт-Петербурга являются тепловые сети. Общая протяженность трубопроводов тепловой сети города в однотрубном исчислении составляет порядка 7 920 км диаметром от 57 до 1 400 мм, из них на балансе ГУП «ТЭК СПб» находится около 5 200 км (66%).

Большая часть применяемых в Санкт-Петербурге систем теплоснабжения-открытые, с непосредственным водоразбором из тепловых сетей на нужды горячего водоснабжения.

Исходя из этого, водяные тепловые сети, выполнены, как правило, по тупиковой схеме, двухтрубными, подающими одновременно тепло на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. Четырех трубные тепловые сети применяются в случае использования центральных тепловых пунктов Расчетный температурный график сетей ТЭЦ районных и квартальных котельных составляет 150/70 °С. после центральных тепловых пунктов- 130/70 °С. от относительно небольших групповых котельных- 95 (105)/70 °С.

Качество и надежность теплоснабжения потребителей напрямую зависит от технического состояния тепловых сетей. По имеющимся данным полностью изношенные тепловые сети со сроком службы более 25 лет составляют 24%, со сроком службы от 15 до 25 лет - более 27% от их общею количества.

км тепловых сетей ГУП «ТЭК СПб» выработали срок амортизации (25 лет), 1850 км эксплуатируется свыше 15 лет или приближаются к этим срокам. Ежегодный прирост тепловых сетей с истекшим сроком службы составляет порядка 170 км в год. Продолжительность эксплуатации теплопроводов напрямую связано с надежностью их работы.

Для тепловых сетей ГУП «ТЭК СПб» выявлена динамика изменения годовой удельной повреждаемости. Если при эксплуатации теплопроводов до 10 лет она составляет около 0.77 отказов на км теплопровода, то для периода от 10 до 15 лет она увеличивается в 2.4 раза и составляет 1.63: oт 15 до 25 лет - 2.11 отк./км, а после 25 лет - в пять раз выше.

Подробный анализ показывает, что в настоящее время замене подлежит не менее 50% трубопроводов, находящихся на балансе предприятия.

На балансе ОАО «ТГК-1» находится 678 км тепловых сетей, диаметром от 200 до 1 400 мм.

Высокая степень износа и использование некачественных тепло и гидроизоляционных материалов приводят к неизбежным потерям тепла. По различным оценкам они составляют свыше 15% от годового отпуска тепло. Большая часть используемой арматуры морально и физически устарела, имеет низкую надежность, высокое гидравлическое сопротивление.

Требует решения проблема наружной и внутренней коррозии и теплопроводах. С целью экономии средств и сокращения сроков выполнения работ, прокладка тепловых сетей велась бесканальным способом с применением неэффективной гидроизоляции. В условиях высокого уровня грунтовых вод и наличия электротранспорта тепловые сети подвергаются интенсивной наружной электрохимической коррозии, из-за некачественной деаэрации на источниках тепла и наличия в теплоносителе агрессивных тазов, что характерно для открытой схемы теплоснабжения.

Таким образом, к основным причинам низкой надежности работы трубопроводов тепловой сети относятся:

низкое качество антикоррозионного, гидро и теплоизоляционного окрытия трубопроводов; наличие внутренней коррозии трубопроводов из-за нарушения водно-химическою режима в открытых системах теплоснабжения. вызванного недостаточной надежностью работы деаэраторов на котельных и ГЭЦ;

большая насыщенность электрического транспорта в местах прокладки трубопроводов тепловой сети;

-размещение теплотрасс в зоне грунтовых вод, что приводиn к затоплению теплопроводов и увлажнению теплоизоляции,

-высокая коррозионная активность фунтов, характерных для Санкт-Петербурга.

. Существующие потребители тепла и подключенные нагрузки

Основная часть тестовых нагрузок в соответствующих тепловых районах Санкт-Петербурга преимущественно связана с необходимостью отопления, вентиляции и горячего водоснабжения объектов жилищного фонда, а также объектов общественно-деловой сферы. Ряд промышленных предприятий потребляют пар и горячую воду, однако крупные и теплоемкие производства покрывают свою нагрузку за счет собственных теплоисточников.

Значительную долю отапливаемых объектов составляют дома из сборного железобетона. Фактические теплопотери в таких домах на 20-30% выше проектных из-за низкого качества строительства и эксплуатации. Наиболее значительные потери через наружные стеновые ограждения (до 50%) и окна (до 35%).

Сокращение теплопотерь зданий должно быть стратегическим направлением повышения экономичности и качества теплоснабжения. При этом на существующих объектах может быть достигнута экономия потребления теста до 10-15%.

Экономия энергии без ее учета неэффективна. В настоящее время принято решение об обязательной установке приборов учета потребляемой тепловой энергии на всех вводимых и реконструируемых тепловых пунктах потребителей.

Преобладающим и традиционным способом присоединения отопительной и вентиляционной нагрузок является зависимое присоединение. Отопительной - через элеваторы, вентиляционной непосредственно от тепловых сетей. Часть потребителей не имеют элеваторов и подключены на «прямые» температурные параметры магистральных тепловых сетей. Подача воды на горячее водоснабжение осуществляется с использованием смесительных устройств непосредственно из прямого и обратного теплопроводов, т.н. открытая схема теплоснабжения.

В 80-х годах получила широкое распространение схема подключения нагрузок через центральные тепловые пункты с водоводяными кожухотрубными теплообменниками и насосами подкачки на линии сетевой воды. При такой схеме отопительно-вентиляционные нагрузки потребителей подключены к магистральным сетям через теплообменники, подача воды ГВС осуществляется по-прежнему по открытой схеме непосредственно из тепловых сетей. В этом случае во вторичном контуре тепловых сетей, обеспечивающих подключение отопительно-вентиляционных нагрузок, после центральных тепловых пунктов используется расчетный график температур 130/70 °С. В тепловых сетях ГВС температура теплоносителя находится в пределах 65-75 °С. В тепловых пунктах зданий, как правило, установлены элеваторы, в которых температура понижается до расчетной для систем отопления зданий 95 или 105 °С. Такая схема позволяет осуществить подачу воды в отопительные приборы при постоянном давлении, в независимости от его колебаний в тепловых сетях и пиковых расходов на ГВС. Кроме того, при повреждении тепловых сетей первичного контура циркуляция внутри ломов сохраняется, что оберегает их or размораживания

Открытой схеме теплоснабжения присущ ряд недостатков. В связи с этим, отдельного обсуждения заслуживает проблема перехода системы теплоснабжения Санкт-Петербурга на закрытую схему присоединения горячего водоснабжения. При получившей в Санкт-Петербурге распространение «открытой» схеме присоединения ГВС. теплоноситель готовится на котельных и ТЭЦ централизованно и подается к потребителям на отопление и ГВС совместно. При существующей технологии централизованного регулирования отпуска тепла путем изменения технологии централизованного регулирования отпуска тепла путем изменения температуры теплоносителя в диапазоне спрямления температурного графика по температуре необходимой для ГВС в переходные периоды отопительного сезона имеет место значительный перерасход тепла дм всех потребителей централизованных систем (10 до 15% от расчетного годового теплоотпуска).

Другим значительным недостатком открытой схемы присоединения ГВС является поступление в теплопроводы кислорода, растворенного в подии точной воле и, как следствие, их интенсивная коррозия.

В отличие от открытых систем в закрытых системах теплоснабжения водопроводная вода, идущая на горячее водоснабжение, подогревается непосредственно в тепловых пунктах (центральных или индивидуальных), при этом, значительно упрощается управление гидравлическими режимами, а основная причина коррозии теплопроводов - попадание кислорода а теплоноситель с подпиточной водой практически исключается.

Переход на закрытую схему потребует реконструкции существующей системы холодного водоснабжения: строительства и реконструкция существующих трубопроводов, баков-аккумуляторов. Так как при закрытой схеме 100% воды питьевого качества должно транспортироваться по сетям холодного водоснабжении в ЦТП или ИТП.

Кроме того, подогрев поступающей из городского водопровода воды без деаэрации потребует замены существующих внутридомовых сетей горячего водоснабжения на трубы из металлопластика или других коррозионностойких материалов. Для компенсации пиковых нагрузок, характерных для систем горячего водоснабжения, потребуется установка баков-аккумуляторов горячей воды непосредственно у потребителей, либо на центральных тепловых пунктах, либо дополнительные пиковые мощности на теплоисточниках.

Таким образом, переход на закрытую схему теплоснабжения потребует значительных капитальных затрат, что в настоящее время представляется маловероятным. Исходя из этого, перевод сложившихся систем теплоснабжения на закрытую схему присоединения ГВС на среднесрочный период не является приоритетным.

Сохранение на среднесрочную перспективу открытой схемы теплоснабжения должно сопровождаться ужесточением контроля подготовки подпиточной воды на котельных и ТЭЦ, внедрением эффективных деаэрационных устройств и реагентов, замедляющих коррозию. В качестве мероприятия, предваряющего переход на закрытую схему, при строительстве и реконструкции объектов в сложившихся зонах теплоснабжения может рассматриваться переход на монтаж трубопроводов ГВС из коррозионностойких материалов, в первую очередь, пластиковых труб.

Вместе с тем, представляется целесообразным использование закрытой схемы присоединения горячего водоснабжения при строительстве новых теплоисточников с целью теплоснабжения вновь застраиваемых кварталов, автономных теплоисточников при условии соответствующего исполнения наружных и внутренних трубопроводов ГВС и коррозионностойких материалов.

Учитывая указанные ранее недостатки традиционно применяемой схемы теплоснабжения, приоритетным вариантом подключения потребителей является автоматизированный индивидуальный тепловой пункт, оборудованный приборами учета тепловой энергии и системой автоматического регулирования температуры теплоносителя, поступающего в системы отопления и вентиляции, в зависимости от температуры наружною воздуха и температуры в отапливаемых помещениях. При этом обязательна установка регулятора, обеспечивающего подготовку воды для ГВС с необходимой температурой, и циркуляционной линии для устранения остывания воды в системе ГВС в часы минимального водоразбора.

5. Сравнительный анализ вариантов развития системы теплоснабжения

Исторически, система теплоснабжения Санкт-Петербурга связана с развитием централизованного теплоснабжения. Однако, не во всех районах система развивается в этом направлении, что и особенности стало характерным за последние 5-8 лет. В среднем в Санкт-Петербурге автономные теплоисточники покрывают от 6 до 22% потребности в тепле в зависимости от рассматриваемого района.

Наибольшее развитие локальная система теплоснабжения получила в Петроградском районе, где их доля в выработке тепла традиционно высока - 90% в 2005 году.

Следует отметить важный момент - наименьшая себестоимость производства тепла характерна для ТЭЦ и относительно крупных источников централизованного теплоснабжения. Вместе с этим применение современного энергоэффективного оборудования на автономных теплоисточниках, возможность работы без постоянного присутствия обслуживающего персонала, удельные затраты на производство тепловой энергии локальных теплоисточников, а следовательно и себестоимость может быть значительно ниже, чем для централизованных.

В целом, выбор направления развития системы теплоснабжения зависит от совокупности факторов, свойственных конкретному тепловому району Санкт-Петербурга. Одним из критериев является минимизация воздействия на окружающую среду (выбросов продуктов сгорания, в частности, диоксида азота в атмосферу).

Помимо фактора экологичности, необходимо учитывать:

-требования к показателям надежности теплоснабжения потребителей;

-необходимость подключения перспективных нагрузок в требуемые сроки;

-внедрения энергоэффективных технологий и снижения затрат при производстве и транспортировке тепловой энергии.

Рассматривая экологический аспект, можно говорить о неприемлемости предложений повсеместного перехода к автономным теплоисточникам. Сплошное индивидуальное теплоснабжение плотно застроенных кварталов такого мегаполиса, как Санкт-Петербург, является проблематичным для наших климатических условий, так как при соответствующих плотностях тепловых нагрузок сложно выполнить требование не превышения предельно-допустимой концентрации окиси азота в прилегающих кварталах жилой застройки. Для населенных мест, расположенных в холодном климате и с высокой плотностью застройки это является существенным ограничением, которое требует, чтобы значительная величина базовой тепловой нагрузки оставалась централизованной.

Потому производство пепла на автономных теплоисточниках оказывается наиболее целесообразным по совокупности энергетических, экономических и экологических показателей для районов с малой тепловой плотностью (например, коттеджной застройки), промышленных объектов, также объектов, предъявляющих повышенное требование к надёжности теплоснабжения. Использование локальных и автономных энергоисточников, обеспечивающих совместную выработку тепловой и электрической энергии, наиболее предпочтительно в зонах дефицитных по электроснабжению, прежде всего, для промышленных объектов.

Представляется необходимым сохранение приоритета и восстановления существующей системы централизованного теплоснабжения, развитие которой должно осуществляться путем строительства новых крупных источников централизованного теплоснабжения на основе комбинированной выработки тепловой и электрической энергии, прежде всего, в районах планируемого массового строительства.

6. Перечень мероприятий по развитию системы теплоснабжения Санкт-Петербурга

Учитывая, что система теплоснабжения представляет собой неразрывную технологическую систему, эффективность ее работы и развитие должны быть обеспечены не для отдельных частей системы, а для системы теплоснабжения в целом, от производителя тепла до потребителя.

В целом, развитие системы теплоснабжения Санкт-Петербурга должно обеспечить решение следующих приоритетных задач:

. Обеспечение надежного теплоснабжения существующих потребителей и подключение перспективных нагрузок.

2.Снижение затрат при производстве, транспортировке и потреблении тепловой энергии.

3.Снижение удельного (на единицу отпущенной потребителям тепловой энергии) потребления топливно-энергетических ресурсов.

4.Обеспечение минимального воздействия на окружающую среду.

Основными техническими мероприятиями, реализация которых обеспечивает решение перечисленных сдач, являются:

На теплоисточниках:

-Реконструкция существующих и строительство новых теплоисточников с применением современного энергоэффективного автоматизированного оборудования с минимальными выбросами токсичных продуктов сгорания в окружающую среду;

-Внедрение современных систем автоматического регулирования, обеспечивающих оптимизацию процесса сжигания топлива, безопасность работы, регулирование и учет отпуска тепла;

Применение приводов нагнетателей энергоисточников (сетевые и подпиточные насосы, дымососы и вентиляторы), оборудованных системами частотного регулирования;

-Внедрение конденсационных котлов, наиболее плотно использующих тепловую энергию сжигаемых топлив;

-Перевод угольных и дизельных котельных на газовое топливо;

-При наличии технической возможности закрытие неэффективных, прежде всего встроенных и пристроенных, котельных малой мощности и перевод их потребителей на централизованные источники тепла;

-Использование нетрадиционных источников энергии (тепловые насосы, сжигание отходов, биотоплива и др.), с учетом прогнозируемого на долгосрочную перспективу количества поставляемого газа, разработка программ но его замещению альтернативными видами топлива;

-Внедрение современной аппаратуры контроля диагностики за состоянием энергетического оборудования теплоисточников;

-Доведение до необходимых объемов капитального ремонта и восстановления существующего оборудования;

-Внедрение эффективных методов водоподготовки;

-Применение закрытой схемы присоединения систем ГВС при строительстве и реконструкции автономных систем теплоснабжения;

-Реконструкция и строительство очистных сооружений ТЭЦ и котельных с применением современных природосберегающих технологий.

На тепловых сетях и центральных тепловых пунктах:

-Создание возможности перераспределения тепла в зоны перспективного строительства и увеличение пропускной способности существующих тепловых сетей, закольцовка тепловых сетей для повышения надежности работы систем теплоснабжения;

-Применение теплопроводов, теплоизолированных в заводских условиях, с системой дистанционного контроля увлажнения теплоизоляции;

-Совершенствование технологии прокладки и усиление контроля за качеством строительства и эксплуатации тепловых сетей;

-Оптимизация теплогидравлических режимов работы тепловых сетей с учетом их фактического состояния, ограничения по максимальной температуре, а также роста автоматизированных тепловых пунктов у потребителей;

-Внедрение теплопроводов на основе пластиковых труб;

-Применение пластинчатых теплообменников, шаровой и дисковой запорной и регулирующей арматуры;

-Внедрение современной аппаратуры контроля и диагностики за состоянием оборудовании тепловых сетей и центральных тепловых пунктов. Создание системы диспетчеризации и мониторинга состояния тепловых сетей позволит оперативно реагировать на нештатные ситуации;

-Разработка комплекса организационных и технических мероприятий с целью эффективной антикоррозийной зашиты инженерных сетей;

-Внедрение эффективных методов очистки теплообменных поверхностей от отложений и зашиты теплопроводов oт коррозии;

-Наряду с развитием тепловых сетей, увеличение ежегодного количества реконструированных и капитально отремонтированных теплопроводов для недопущения роста и последующего планомерного сокращения количества теплопроводов, имеющих предельные сроки эксплуатации, и как следствие, высокую удельную повреждаемость.

В теплопотребляющих системах:

-Переход к эффективным энергосберегающим архитектурно- строительным решениям при проектировании и строительстве;

Контроль за качеством тепловой изоляции, применяемой в новом строительстве, увеличение термического сопротивления ограждающих конструкций зданий. Теплоизоляция зданий старой застройки. Усиление контроля за эксплуатацией существующих зданий с целью недопущения сверхнормативных тепловых потерь;

-Оптимизация потребления тепла путем установки терморегуляторов на отопительных приборах, обеспечивающих местное регулирование, электронных регуляторов в центральных и индивидуальных тепловых пунктах, с целью регулирования отпуска тепловой энергии на отопление, вентиляцию и ГВС от величины водоразбора и необходимого напора у потребителей;

-Проведение периодических режимно-наладочных работ в тепловых сетях, системах отопления и горячего водоснабжения;

-Применение при реконструкции и новом строительстве энергоэффективных отопительных приборов и водоразборной арматуры в системах ГВС;

-Внедрение приборов учета;

-Использование тепловой энергии возвратного теплоносителя;

-Изготовление трубопроводов, используемых в системах ГВС из коррозионно-стойких материалов;

-Снижение внутренней температуры в административно - бытовых и производственных помещениях в нерабочее время.

В связи с указанными мероприятиями следует отметить необходимость разработки ТСН «Технические условия и рекомендации по применению оборудования и технологий при реконструкции и новом строительстве систем теплоснабжения и Санкт-Петербурге».

Таким образом, для развития системы теплоснабжения города необходимо сохранять преимущества сложившейся инженерной инфраструктуры с приоритетом централизованной выработки тепловой энергии, но с использованием новых энергоэффективных технологических решений и схем.

Анализ существующей системы теплоснабжения

Существующая система теплоснабжения выполнена от ТЭЦ № 14 и ТЭЦ №15. Она не реконструировалась с 1962 года и уже давно пришла в негодность. И на данный момент находится в аварийном состоянии. Трубопроводы изношены на 90%. Запирающая и регулирующая арматура требует замены. Оборудование ИТП также находится в аварийном состоянии и требует замены на современное. Изоляция повреждена и не выполняет своей функции. В подвалах зданий стоит вода. Тепловая энергия теряется на трубах, проходящих по подвальным помещениям в воде.

Характеристика объекта теплоснабжения

Задачей данного проекта является теплоснабжение больничного комплекса в Адмиралтейском районе г. Санкт- Петербурга.

В данном проекте рассматривается зона централизованного теплоснабжения квартала, территориально ограниченного улицей Ленская, проспектом Косыгина и Белорусской улицей. Объектами теплоснабжения являются жилые дома, общежития, а так же ясли-детские сады и школы.

Расчетная скорость ветра:

Для теплого периода года - I м/с Для холодного периода года -4,2 м/с

Климатологические данные:

-расчетная температура наружного воздуха для проектирования системы отопления - tно= -26°С ; (мах зимний)

-расчетная температура наружного воздуха для проектировании системы вентиляции - tсрХМ = - 11°С ;

-средняя температура наружного воздуха самого холодного месяца - tсрХМ = -7,9 °С

-средняя температура за отопительный сезон - tСР.ОТ = - 2,2 ° С ;

-переходная -t=+8 °С

Амплитуда суточных колебаний температуры теплого периода года составляет 8.7 °С.

Расчетное барометрическое давление 760 мм. рт. ст.

Продолжительность отопительного периода: 5224 часа.

Санкт-Петербург расположен на реке Неве, которая имеет следующий состав грунтовых вод:

-сухой остаток;

-щелочность;

-окисляемость;

-жесткость карбонатная общая;

-содержание ионов Са, Mg, SO4, Cl.

Характеристика теплопотребителей жилого квартала Красногвардейского района между ул. Ленская и пр. Косыгина г. Санкт-Петербурга от ЦТП:

№ п/пАдрес потребителяНазначение11 1Литер "А"Гл. корпус больницы1 2Литер "Б"Приемный покой33 3Литер "В"Административный корпус4 4Литер "Г"Лечебный корпус5 5Литер "Е"Аптека6 6Литер "Ж"Проходная7 7Литер "К"Лаборатория8 8Литер "М"Электрощитовая9 9Литер "С"Прод. склад 10 10Литер "Щ"Склад11 11Литер "Ф"Морг

. Выбор теплоносителя и системы теплоснабжения. Определение расходов теплоты по видам теплопотребления и расходов топлива

Выбор теплоносителя и системы теплоснабжения

Но характеру потребления теплоты различают 2 вида тепловой нагрузки: сезонную и круглогодовую. К сезонной тепловой нагрузке относятся отопление, вентиляция, кондиционирование воздуха. Эта нагрузка имеет сравнительно постоянный суточный и переменный годовой временные графики.

К круглоголовой тепловой нагрузке относятся производственно- технологическая нагрузка и горячее водоснабжение (ГВС). График технологической нагрузки зависит oт профиля предприятия и режима его работы. График нагрузки ГВС определяется уровнем коммунального благоустройства и демографическими факторами.

Отопление, вентиляция и ГВС жилых и коммунальных объектов составляют коммунально-бытовое теплопотребление. Отопление, вентиляция и ГВС промышленных предприятий составляют сантехническую нагрузку. Коммунально-бытовая и сантехническая тепловые нагрузки в соответствии с п.п 4,1.4.2.4.4 (11) покрываются как правило, водой, при этом расчетная температура сетевой воды в подающем трубопроводе принимается, как правило, равной 150 °С. в обратом - равной 70 °С независимо от способа регулирования отпуска теплоты. Допускается при обосновании применение более высокой (до 200°С) или ниткой расчетной температуры сетевой воды.

Технологическая нагрузка высокого потенциала покрывается, как правило, паром. Начальные параметры пара в тепловых сетях следует принимать в соответствии с параметрами пара у потребителя с учетом потерь давления и падения температуры в сетях от источника теплоты до потребителя при расчетном режиме.

В данном проекте основная нагрузка района - коммунально-бытовая, следовательно, в качестве теплоносителя выбирается вода.

Преимуществами воды являются:

возможность центрального регулирования однородной тепловой нагрузки или определенном сочетания двух разных видов нагрузки при одинаковом отношении расчетных величин этих нагрузок у абонентов;

более высокий КПД системы теплоснабжения вследствие отсутствия в абонентских установках потерь конденсата и пари, имеющих место в паровых системах;

повышенная аккумулирующая способность водяной системы;

возможность транспортировки воды на большие расстояния без заметного уменьшения ее теплового потенциала (до 25-30 км).

Однако, вода как теплоноситель, имеет также ряд недостатков:

большой расход электроэнергии на транспортировку;

большая чувствительность к авариям;

жесткая гидравлическая связь между всеми точками системы вследствие большой плотности и несжимаемости воды.

Водяные системы теплоснабжения по способу присоединения установок ГВС разделяются на два типа:

закрытые системы;

открытые системы.

В закрытых системах вода, циркулирующая в тепловой сети, используется только как теплоноситель, т.е из сети не отбирается.

В открытых системах циркулирующая вода частично или полностью разбирается у абонентов для горячего водоснабжения.

Обязательным условием, как для открытой, так и для закрытой системы теплоснабжения является обеспечение стабильного качества горячей воды у абонентов.

Открытые системы теплоснабжения рекомендуются при обеспечении источника теплоты исходной водой для подпитки тепловой сети из системы хозяйственно-питьевого водопровода. При мягкой природной воде с карбонатной жёсткостью Жк < 2 мг-экв/л рекомендуется, как правило, открытая система теплоснабжения; при воде средней жёсткости Жк = 2 - 4 мг - экв/л возможен выбор как открытой, так и закрытой систем теплоснабжения: при жёсткой воле Жк > 4 - 7 мг-экв/л рекомендуется, как правило, закрытая система; при сверхжесткой воде Жк > 7 мг-экв/л по условиям качества ГВС закрытая система теплоснабжения не рекомендуется.

Выбор водяной системы открытого или закрытого типа зависит, главным образом, от условий водоснабжения и от качества водопроводной воды.

Обязательным условием является обеспечение стабильного качества горячей воды у абонентов в соответствии с ГОСТом 2874-82 "Вода питьевая".

Для Санкт-Петербурга забор воды осуществляется из реки Невы.

Показатели качества исходной водопроводной воды:

а)взвешенные вещества : -;

б)сухой остаток: 672 мг-экв/кг

в)минеральный остаток: 40.8 мг.'кг

г) рН= -;

д) жесткость общая: 0,55 мг-экв/кг

с) жёсткость карбонатная 0,43 мг-экв/кг.

Учитывая эти качества, в соответствии с рекомендациями [2], предпочтение отдается открытой системе теплоснабжения.

Жк = 0,43 мг-экв/кг < 2 мг-экв/кг

На основании вышеизложенного и в соответствии со СНиП [13] в качестве теплоносителя для нужд отопления и вентиляции применяется горячая вода с температурой 150 °С.

Учитывая вышеизложенное, к проектированию выбирается открытая схема теплоснабжения, где вода используется не только для отопления и вентиляции, но и для ГВС.

Основные преимущества открытой системы водоснабжения:

возможность использования для ГВС низкопотенциального тепла;

упрощение и удешевление абонентских вводов и повышение долговечности местных установок ГВС;

возможность использовать для транзитного транспорта тепла однотрубной системы.

Недостатки открытых систем:

усложнение и удорожание станционной водоподготовки;

нестабильность волы, поступающей на водоразбор, по запаху, цветности, санитарным качествам (может быть устранена присоединением отопительных установок по независимой схеме);

усложнение эксплуатации из-за нестабильности гидравлического режима тепловой сети;

усложнение контроля герметичности системы теплоснабжения и увеличение объема санитарного контроля.

Расход теплоты на отопление

Задачей отопления является поддержание внутренней температуры помещений на заданном уровне, что достигается путём сохранения равновесия между теплопритоком и тепловыми потерями здания.

Наиболее распространённым при определении тепловых нагрузок системы отопления является метод, основанный на использовании понятия удельной теплопотери здания (отопительной характеристики). В этом случае необходимо ограниченное число исходных данных по объектам теплопотребления и возможно определение требуемого расхода теплоты каждого здания.

Удельная теплопотеря здания обозначается q0 и представляет собой часовые потери теплоты через наружные ограждения при разности внутренней и наружной температур в 1 градус, отнесенный к 1 м3 объема здания V по наружному обмеру.

Расчётная температура воздуха внутри помещения tвр выбирается по [13] в зависимости от назначения здания.

Расчётная температура наружного воздуха для проектирования систем отопления tно равно средней температуре наиболее холодных пятидневок, взятых из восьми наиболее холодных зим за 50-летний период для данной местности [15] с обеспеченностью 0.92. В соответствии с п.2.14. 2.15 [13] в качестве tно выбирают температуру холодного периода при параметрах Б.

Значения удельных теплопотерь обычно приводятся в табличной форме или в виде графиков для tно = - 30°С. При других значениях расчётной температуры наружного воздуха tно/ теплопотери q0/ определяются как произведение поправочного коэффициента в на q0 , взятых из таблицы 7.5 [26] с.94, либо пересчитывается по формуле, Вт/(м3*К):

q/0=q0? (1,3 + 0,01? t/НО) (2.2.1)

Расчётный расход теплоты на отопление определяется по уравнению теплового баланса отапливаемого здания, Вт:

Qop=(1+µ) ?q0?V? (tвр- tно)-Qтвр (2.2.2)

где µ - коэффициент инфильтрации, представляющий собой отношение теплопотерь от инфильтрации к теплопотерям от теплопередачи через наружные ограждения, µ = Qинф/Qор;

q0 - удельная теплопотеря здания (отопительная характеристика) выбирается по графику или табл. 7.6-7.8 [26], Вт/(м3?К):

в- поправочный коэффициент, выбирается по табл. 7.5 [26];- объём отапливаемого здания по наружному обмеру (указывается в задании на проектирование), м3;

tвр - расчетная температура внутри помещения, выбирается по табл. 7.1 [26], °С;

tно - расчетная температура наружного воздуха для проектирования системы отопления, выбирается по климатологической таблице.

Qтвр - внутренние тепловыделения.

Для жилых и общественных зданий максимальное значение инфильтрации в большинстве случаев не превосходит 3-6 %, что лежит и пределах погрешности расчёта теплопотерь, кроме того, величина внутренних тепловыделений также составляет 3 - 6 % от теплопотерь и имеет противоположный знак. Поэтому с целью упрощения для жилых и общественных зданий принимают µ = 0 и не учитывают величину внутренних тепловыделений. Теплопотери инфильтрацией промышленных зданий составляют заметную величину, нередко достигающую 25 - 30 % теплопотерь через наружные ограждения, и ее необходимо учитывать при расчете: µ = 0.25 - 0,30. Теплоприток в здание складывается из подвода тепла через отопительную систему и внутренних тепловыделений. Источником внутренних тепловыделений Qтвр в жилых зданиях являются обычно люди, приборы для приготовления пиши (газовые, электрические и другие плиты), осветительные приборы. Эти тепловыделения носят в значительной мере случайный характер и не поддаются никакому регулированию во времени.

Для обеспечения в жилых районах нормального температурного режима во всех отапливаемых помещениях необходимо устанавливать гидравлический и температурный режимы тепловой сети по наиболее невыгодным условиям, т.е. по режиму отопления помещений с нулевым внутренним тепловыделением Qтвр - 0.

Таблица. Расчетные отопительные нагрузки

№ ппЗданиеНазначениеQОРqoVtВРtНРОВт/чВт?м3/°Км3°С°С11 1Литер "А"Гл. корпус больницы11208500.356961820-261 2Литер "Б"Приемный покой1928900.42998420-2633 3Литер "В"Административный корпус656480.5298418-264 4Литер "Г"Лечебный корпус1744550.371025020-265 5Литер "Е"Аптека516000.45272316-266 6Литер "Ж"Проходная299001.545318-267 7Литер "К"Лаборатория401400.46189720-268 8Литер "М"Электрощитовая16970.410116-269 9Литер "С"Склад 58200.8717612-2610 10Литер "Щ"Прод. Склад118350.8735812-2611 11Литер "Ф"Морг 86220.4642618-26?Qор= 1735480 Вт

Результаты вычислений сведены в таблицу 2.2. Для Санкт-Петербурга при tнро = -26 °С;

Расход теплоты на вентиляцию

Основным назначением вентиляции является поддержание в здании нормального состояния воздушной среды путём нагнетания в него чистого атмосферного воздуха и удаления из помещений вредных выделений производства, излишних внутренних тепловыделений и влаги. При этом в помещении должно поддерживаться внутренняя расчётная температура. Расход теплоты на вентиляцию общественных здании составляет значительную долю от суммарного теплопотребления объекта, а для производственных предприятий нередко может и превышать расход теплоты на отопление. В жилых зданиях, общежитиях система вентиляции, как правило, не применяется. Наиболее распространённым при определении тепловых нагрузок системы вентиляции является метод, основанный на использовании понятия удельной вентиляционной характеристики здания.

Удельный расход теплоты на вентиляцию обозначается qв и представляет собой расход теплоты на 1 м3 вентилируемого здания по наружному обмеру в единицу времени при разности температур внутри помещения и наружного воздуха в 1 °С.

Расчетная температура наружного воздуха для проектирования систем вентиляции tHВ и воздушного душирования жилых, общественных, административно-бытовых и производственных помещений принимается соответствующей параметрам А для тёплого и параметрам Б для холодного периодов года (п.2.14 [13]).

Расчётный расход теплоты на вентиляцию определяется по формуле:

Qвр=qв?V? (tвр - tнв), Вт (2.3.1)

где qв - удельная теплопотеря здания (вентиляционная характеристика) выбирается по табл. 7.8 [26], Вт/(м3*К); при отсутствии данных можно приближённо принять для предварительных расчётов qв = 0,235 Вт/(м3?К);

tнв - расчетная температура наружного воздуха для проектирования системы вентиляции, выбирается по прил. 8 [13],°С.

Результаты расчета сведены в табл. 2.3.

No п/пАдресНазначениеQврqвVtврtнвВт/чВт?м3/Км3°С°С1Литер «А»Гл. корпус больницы6258660,296961820-112Литер «Б»Приёмный покой990410,32998420-113Литер «Г»Лечебный корпус1016800,321025020-114Литер «Е»Аптека367600,5272316-115Литер «К»Лаборатория200000,34189720-116Литер «Ф»Морг42000,3442618-11?Qвр= 887547 Вт

Расход теплоты на горячее водоснабжение

При централизованном теплоснабжении жилых районов весьма заметную долю суммарного теплопотребления составляет тепловая нагрузка ГВС. В ряде районов годовой отпуск теплоты на ГВС может достигать 40 % суммарного теплопотребления.

ГВС имеет весьма неравномерный характер по часам суток и по дням недели.

При известных нормах расхода горячей воды для различных конкретных потребителей [14] средний (средненедельный) часовой расход теплоты на бытовое ГВС отдельных жилых, общественных и промышленных зданий определяется по формуле:

Qгср.н = , Вт (2.4.1)

где а - норма суточного расхода горячей воды с т, на одного потребителя или на единицу измерения, определяется по прил. 3 [14] или по табл. 7.2 126];

m - количество единиц измерения, указывается в задании на проектирование;

с - теплоёмкость воды, с = 4,19 кДж/(кг*К);

tг, фх - температуры соответственно горячей и холодной воды;

фг > 60°С для открытых систем теплоснабжения;

фг > 50°С для закрытых систем теплоснабжения;

в зимний период фх.з = 5°С;

в летний период фх.л = 15°С;

nc - расчетная длительность подачи тепла на ГВС. Для жилых домов, общежитий, гостиниц, школ-интернатов, больниц, детских яслей-садов условно принимают n = 24 ч/сут. Для промышленных предприятий и здании, имеющих местные аккумуляторы горячей воды nc принимают равной фактической среднесуточной длительности подачи тепла из сети на ГВС.

Согласно п.3.10 [14], при проектировании системы ГВС при непосредственном водоразборе температуру горячей воды следует поддерживать равной фг = 65°С, а нормы расхода горячей воды, выбранные по прил. 3 [14], принимаются с коэффициентом 0,85.

Средний часовой расход теплоты на бытовое ГВС за сутки наибольшего водопотребления определяется но формуле:

Qгср.с = чн ? Qгср.н , Вт (2.4.2)

где чн - коэффициент недельной неравномерности расхода теплоты; для жилых и общественных зданий принимают чн = 1,2; для промышленных предприятий чн = 1.

Кроме этого для выбора схемы присоединения установок ГВС необходимо знать расчетный (максимальный часовой) расход теплоты на бытовое ГВС:

Qгmax= чн ? ч , ? Qгср.н, Вт (2.4.3)

где чн - коэффициент часовой неравномерности расхода теплоты за сутки наибольшего водопотребления, ч = 1,8.

Расход теплоты на ГВС в летнее время определяется по формуле:

Qгср.л = Qгср.н ? ((65 - фх.л)/(65 - фх.з)) ? в, Вт (2.4.4)

где в - коэффициент, учитывающий снижение среднечасового расхода воды на ГВС и летний период, принимается при отсутствии данных для жилищно-коммунального сектора равным 0,8; для предприятий в =1.

Горячая вода, подаваемая потребителям, должна соответствовать ГОСТ 2874-82 "Вода питьевая".

No п/пАдресНазначениеаmTгвВт/чл/сЕд.°С1Литер «А»Гл. корпус больницы11785590450552Литер «Б»Приёмный покой2619090100553Литер «В»Административный корпус20377100554Литер «Г»Лечебный корпус6547590250555Литер «Е»Аптека21827510556Литер «К»Лаборатория87307540557Литер «Ф»Морг160051105055

238474 Вт

=190780 Вт

Расходы теплоты на переменных режимах

Полученные расчетные расходы теплоты для каждого потребителя суммируются по отдельным видам теплопотребления (отопление, вентиляция, ГВС) по всем потребителям.

Затем определяют изменение суммарных тепловых нагрузок в зависимости от температуры наружного воздуха для характерных режимов:

максимально-зимнего - выполняется при tн = tно; на основании расчета определяется максимальная производительность основных и пиковых котлов;

контрольно-расчетного - выполняема при средней температуре наиболее холодного месяца tн = tср.х.м., на основании расчета проверяется обеспеченность электрических и тепловых нагрузок принятому основному и резервному оборудованию, в этом режиме допускается использование пиковых теплоэнергоисточников;

среднеотопительного (среднезимнего) - выполняется при средней температуре наружного воздуха зa отопительный период - tн = tср.от.;

переходного - выполняется при наружной температуре tн = +8 °С и относительной влажности воздуха ц = 70%;

среднелетнего - выполняется при отсутствии отопительной нагрузки при параметрах А или Б для теплого периода года.

Указанные характерные температуры наружного воздуха выбираются по прил.8 [13].

Для указанных режимов, за исключением летнего, расход теплоты на отопление определяется по формуле:

Q0 = ц0 ? Qор , Вт (2.5.1) (2.5.1)

где ц0 - коэффициент расхода теплоты на отопление, равный относительной отопительной нагрузке Q0 . При определении ц0 (а также цв) температуру tвр принимают по большинству потребителей.

Для данного квартала основными потребителями теплоты являются больничный комплекс, следовательно, tвр = 20 °С.

Расход теплоты на вентиляцию:

Qв = цв ? Qвр , Вт (2.5.2)

где цв - коэффициент расхода теплоты на вентиляцию:

цв = (tвр - tн)/(tвр - tнв) (2.5.3)

Расходы тепла на ГВС принимают не зависящими от температуры наружного воздуха, Вт:

Qг = Qгср.н = const (2.5.4)

Задаваясь значениями температуры наружного воздуха для Санкт- Петербурга: tн= tно = -26°С; tнв = -11 °С; tн = tсрх.м = - 7,8°С; tн = tср.от = - 1,8°С и tн = +8°С.

Определяем суммарную тепловую нагрузку по всем видам теплоснабжения:

?Qopi1,74МВт?Qвpi0,89МВт?QГВСср.нi0,24МВт?Q2,87МВт

Определяем коэффициенты расхода теплоты и сами расходы теплоты, результаты сводим в таблицу 2.5

Таблица 2.5 Суммарные расходы тепла на переменных режимах

Тепловые нагрузки+8-1,8-7,8-11-26°С°С°С°С°Сц00,260,4740,6040,6741,000цв0,380,730,891,0001,48Отопление, Qo МВт0,450,821,051,171,74Вентиляция, Qв МВт0,3380,650,7920,891,32ГВС, Qгвс МВт0,240,240,240,240,24?Q МВт11,7122,33,297

В летнем режиме Qгвсл =190780 Вт

По данным таблицы 2.5 строится суммарный график расходов теплоты. График представлен на рисунке 1 (а).

Построение графика продолжительности тепловой нагрузки

Построение графика продолжительности тепловой нагрузки.

График продолжительности тепловой нагрузки (график Россандера) используют для определения годового отпуска тепла, расхода топлива. Он позволяет учесть повторяемость тепловых нагрузок и разработать график поступления и резервирования топлива.

Ниже °C-25-20-15-10-5-0+8час2183273708153328785256

По оси ординат откладывается тепловая нагрузка при рассматриваемой наружной температуре по графикам расхода теплоты. Точки пересечения откладываемых величии дают кривую продолжительности тепловой нагрузки за отопительный период.

. Обоснование выбора и краткая характеристика источника теплоснабжения

Выбор типа источника теплоснабжения (ТЭЦ или котельная) зависит в первую очередь oт масштабов теплопотребления и должен производиться на основании технико-экономического анализа сравниваемых вариантов.

В первом приближении выбор типа источника может быть произведен, исходя из следующих рекомендаций [8].

С учетом нагрузки присоединенных абонентов района, которая составляет ?Q = 3,3 MBт < 300 МВт, следовательно, в качестве источника теплоснабжения выбираем котельную.

Котельная имеет сезонную тепловую нагрузку (отопление, вентиляция) и круглогодовую тепловую нагрузку (ГВС).

В качестве основного топлива используется природный газ и резервного топлива используется мазут марки М-100.

Общим источником водоснабжения является вода, водозабор которой производится с реки Невы.

. Выбор способа регулирования тепловой нагрузки и схем присоединения абонентских установок. Расчет и построение температурного графика

Выбор способа регулирования тепловой нагрузки

В зависимости от пункта, в котором осуществляется регулирование, различают центральное, групповое и индивидуальное регулирования.

Центральное регулирование производится из станции, групповое- на групповых тепловых пунктах, индивидуальное - непосредственно ни теплопотребляющих приборах. Эффективная работа системы теплоснабжения может быть достигнута при использовании всех трех ступеней регулировании с применением систем автоматического регулирования.

При использовании волы в качестве теплоносителя возможны три метода центрального регулирования:

Качественный, заключающийся в регулировании отпуска тепла путем изменения температуры теплоносителя на входе в прибор при сохранении постоянным расхода теплоносителя, подаваемого в регулируемую установку;

Количественный, заключающийся к регулировании отпуска тепла путем изменения расхода теплоносителя при постоянной температуре его на входе в регулируемую установку;

Качественно-количественный, заключающийся в одновременном изменении расхода и температур теплоносителя.

При автоматизации абонентских вводов, основное применение в городах имеет в настоящее время центральное качественное регулирование, дополняемое на групповых тепловых пунктах количественным регулированием или регулировании пропусками.

Для данного дипломного проекта:

Qгср/Qор =0,24/1,47 х100% =13,7 %

Величина меньше 15 %, значит, жилищно-коммунальная нагрузка не является преобладающей.

Следовательно, на основании вышеизложенного, выбираем центральное качественное регулирование по нагрузке отопления.

Выбор теплоносителя и системы теплоснабжения

Присоединение потребителей теплоты к тепловым сетям (п.11.7 [11]) в тепловых пунктах следует предусматривать по схемам, обеспечивающим минимальный расход теплоносителя в тепловых сетях, а также экономию теплоты за счёт применения систем автоматического регулирования.

В водяных системах теплоснабжения установки отопления и вентиляции потребителей (п3.9 [11]) должны присоединяться к двухтрубным водяным тепловым сетям непосредственно (зависимая схема присоединения).

По независимой схеме, предусматривающей установку в тепловых пунктах водоподогревателей, допускается присоединять при обосновании установки отопления и вентиляции зданий в 12 этажей и выше и других потребителей, если независимое присоединение обусловлено гидравлическим режимом работы тепловых сетей.

Установки ГВС потребителей (п.3.8 [11]) должны присоединяться к двухтрубным водяным тепловым сетям в открытых системах теплоснабжения непосредственно к подающему и обратному трубопроводам, а в закрытых - через одно- или двухступенчатые водоподогреватели поверхностного типа.

При зависимых схемах присоединения установки отопления и вентиляции присоединяют к тепловым сетям непосредственно, без смесительных устройств на абонентском вводе, если температура сетевой воды не превышает допустимое значение для местных нагревательных приборов, которые приведены в табл.5.1П либо в прил.11 [13]. К таким абонентам относятся: спортивные сооружения, прачечные, предприятия общественного питания (кроме ресторанов), магазины, вокзалы и аэропорты, производственные помещения.

Если же допустимая температура воды в местной системе ниже расчётной температуры воды в тепловой сети, в схеме присоединения предусматривают смесительные устройства - элеваторы или насосы. Это: жилые, общественные и административно-бытовые здания, детские и дошкольные учреждения, больницы и стационары, лечебно- профилактические учреждения, бани и душевые павильоны, клубные, зрелищные помещения и рестораны. Для надежной работы элеватора необходим располагаемый напор на абонентском вводе не менее 8-15 м.вод.ст. При гигиенических, технико-экономических и эксплуатационных требованиях. отсутствии указанного напора используют схему присоединения со смесительным насосом на перемычке.

Выбор теплоносителя и системы теплоснабжения определяется техническими и экономическими соображениями и зависит главным образом от характера теплового источника и вида тепловой нагрузки. Системой теплоснабжения называется комплекс устройств по выработке, транспорту и использованию теплоты. Теплоносителем называется среда, которая передаёт тепловую энергию от источника теплоты к нагревательным приборам абонентов. Основные преимущества воды как теплоносителя по сравнению с паром:

1) большая удельная комбинированная выработка электрической энергии на базе теплового потребления;

) сохранение конденсата на станции, что имеет особенно важное значение для станции высокого давления;

) возможность центрального регулирования однородной тепловой нагрузки или определённого сочетания двух разных видов нагрузки при одинаковом отношении расчётных величин этих нагрузок у абонентов;

) более высокий КПД системы теплоснабжения вследствие отсутствия в абонентских установках потерь конденсата и пара, имеющих место в паровых системах;

) повышенная аккумулирующая способность водяной системы.

Основные недостатки воды как теплоносителя:

) больший расход электроэнергии на перекачку по сравнению с расходом электроэнергии на перекачку конденсата в паровых системах;

) большая чувствительность к авариям, так как утечки теплоносителя из паровых сетей вследствие значительных удельных объёмов пара во много раз меньше, чем в водяных системах;

) большая удельная плотность теплоносителя и жесткая гидравлическая связь между всеми точками системы.

Водяные системы теплоснабжения по способу присоединения установок ГВС разделяются на два типа: закрытые и открытые системы. В закрытых системах теплоснабжения вода, циркулирующая в тепловой сети, используется только в качестве греющей среды, т.е. как теплоноситель из сети не разбирается. В открытых системах вода может частично (или полностью) разбираться у потребителей ГВС.

Открытые системы теплоснабжения допускается применять при обеспечении источника тепла исходной водой подпитки тепловой сети из системы хозяйственно - питьевого водопровода. Качество воды для подпитки водяных тепловых сетей должно удовлетворять требованиям норм.

При мягкой природной воде с карбонатной жесткостью Ж к ? 4 мг-экв/л рекомендуется, как правило, открытая система теплоснабжения; при средней жесткости ( Ж к = 4ч7 мг-экв/л) -закрытая; при жесткой воде (Ж к >7 мг-экв/л)- открытая система.

Основные преимущества закрытых систем теплоснабжения;

1) гидравлическая изолированность водопроводной воды, поступающей на ГВС, что повышает её качество и упрощает санитарный контроль за ГВС;

) прост контроль герметичности системы теплоснабжения.

Основные преимущества открытых систем теплоснабжения;

1) возможность использования для ГВС низкопотенциального тепла;

) упрощение и удешевление абонентских вводов (подстанций) и повышение долговечности местных установок ГВС.

Таким образом, при проектировании системы теплоснабжения производим выбор:

) теплоносителя - горячая вода, т.к. в данном квартале (по заданию) отсутствует производственная (технологическая) нагрузка;

) тип системы теплоснабжения - закрытая, т.к. в современных условиях большое значение имеет качество воды и в последние годы открытые системы теплоснабжения не применяются;

) температурный график 95/70 оС. В этом случае расчёты упрощаются, т.к. будет отсутствовать элеватор или иные смешивающие устройства. А также температуры сетевой воды в подающем и местном трубопроводе будут совпадать. И при таком температурном графике мы легко подберём оборудование для автономной котельной.

Построение температурного графика

Однако для покрытия нагрузки ГВС температура воды в подающем трубопроводе должна быть выше, чем по отопительному графику.

Некоторые недоподачи теплоты в систему отопления в часы максимального водоразбора компенсируется в ночное время при отсутствии водоразбора на ГВС. Здания служат аккумуляторами теплоты, выравнивающие недоподачу теплоты на отопление.

Построение температурного графика для закрытой системы теплоснабжения:

Где , - расчётные температуры сетевой воды в подающей и обратной магистрали; - температура в местном трубопроводе; - коэффициент расхода теплоты на отопление. Ранее выбрана система теплоснабжения при которой и = 95 oС.

20-8/20+26=0,26

=44,5-(95-70)·0,26=38 oС.

20+1,8/20+26=0,474

=20+62,5·0,4740,8+12,5·0,474=60,3oС.

=60,3-25·0,474=48,45 oС.

20+7,8/20+26=0,6

=20+62,5·0,60,8+12,5·0,6=69 oС.

=69-25Ч0,6=54oС.

20+11/20+26=0,674

=20+62,5·0,6740,8+12,5·0,674=74 oС.

=74-25·0,674=57,15 oС.

20+26/20+26=1

=20+62,5·10,8+12,5·1=95 oС.

=95-25·1=70 oС.

20+8,3/20+26=0,61

=20+62,5·0,610,8+12,5·0,61=69,7oС.

=69,7-25·0,61=54,4 oС.

Таблица №3

tн, oСф1= ф3ф2д1д2ф1пф2пф2v+8 єС7054,415.471.64924=-1,8 єС7054,415.471,649-7,8 oС7054,415.471,649tни =-8,3єС7054,415.471,64948,2= -11 єС7457,11.34,275.351.450,6= -26 єС957005,3956347

Определение балансовой нагрузки ГВС:

где = 1,2 - балансовый коэффициент.

=1,20,24=0,29 МВт.

Следовательно, применяем двухступенчатую последовательную схему присоединения водоподогревателей ГВС.

Определение суммарного перепада температур в верхней и нижней ступенях в течении отопительного периода:

Суммарный перепад температур:

Перепад температур в нижней ступени водоподогревателя для I температурной зоны tн=(+8 до -8,3)

где - температура горячей воды, поступающей из нижнего подогревателя; - температура сетевой воды в обратной магистрали при tни=-8,3?.

Перепад температур в верхней ступени водоподогревателя для I температурной зоны

Температура сетевой воды в подающей магистрали по повышенному температурному графику

Температура сетевой воды в обратной магистрали по повышенному температурному графику

Перепад температур в нижней ступени водоподогревателя для II и III температурных зон

Перепад температур в верхней ступени водоподогревателя для II и III температурных зон

Температура сетевой воды в подающей магистрали по повышенному температурному графику

Температура сетевой воды в обратной магистрали по повышенному температурному графику

Определение температуры сетевой воды на вентиляцию после калориферов системы вентиляции

Для 1 зоны (+8 до -8,3)

где - температурный напор в калорифере определяется при =+8 0С; - температурный напор в калорифере определяется при -8,3 0С; - температура сетевой воды в подающем трубопроводе перед калорифером и в обратном трубопроводе после калорифера соответственно, при =+80С, .

- температура сетевой воды в подающем трубопроводе перед калорифером и в обратном трубопроводе после калорифера в температуре точки излома (снимаются по графику).

0,5·(71,6+24)-0,5·(+8+20)=33,9 0С

0,5·(71,8+58,2)-0,5·(-8,3+20)=59,1 0С

0,475=0,482.

Для 2 зоны

= ф2п

Для 3 зоны (-11 до -26)

где - температура сетевой воды в подающем и в обратном трубопроводе при температуре = -110С (снимаются по графику); єС принимаем.

0,5·(95+47)-0,5·(-26+20)=740С

0,5·(75,5+50,6)-0,5·(-11+20)=67,5 0С

0,99~1

Регулирование отпуска теплоты по температурным зонам.

В 1-ой зоне регулирование отпуска тепла осуществляется:

на отопление путем центрального количественного регулирования (при автоматизации вводов у абонентов местным количественным регулированием), при этом в подающем трубопроводе поддерживается наименьшая температура, необходимая для системы ГВС потребителей;

на вентиляцию путем дополнительного местного количественного регулирования при постоянном расходе воздуха через калорифер или перепуском части воздуха по обводной линии калорифера при постоянном расходе сетевой воды;

па ГВС - в открытых системах отбор сетевой воды осуществляется из подающего трубопровода.

Во 2-ой зоне отпуск тепла осуществляется:

на отопление путем качественного регулирования; при понижении температуры наружного воздуха, повышают температуру сетевой воды и подающем трубопроводе - соответственно повышаются температуры в местном и обратном трубопроводах;

на вентиляцию путем качественного регулирования, причем температура воды системы вентиляции практически равна температуре обратной воды в системе отопления;

на ГВС - в открытых системах необходимая температура воды для горячего водоразбора достигается смешением сетевой воды из прямого и обратного трубопроводов.

В 3-й зоне регулирование осуществляется:

на отопление, так же как и во 2-ой зоне:

на вентиляцию так же, как и в 1-ой зоне, однако для поддержания необходимых температурных условий в помещении при отсутствии вредных выбросов вентиляционная установка обычно работает с рециркуляцией, т.е. с забором части воздуха из помещения и подмешиваем его вперед калорифером к свежему наружному воздуху;

на ГВС - в открытых системах вся вода берется только из обратной магистрали; при этом температура воды, идущей на водоразбор, несколько увеличивается, оставаясь в пределах требований СНиП, а ее расход снижается.

. Определение расходов теплоносителей

Расход сетевой воды на различные виды теплоснабжения (отопление, вентиляцию, и горячее водоснабжение) определяется в соответствии с принципами регулирования отпуска тепла по температурным зонам. Расчет ведется по суммарным тепловым нагрузкам.

Построение графиков расхода теплоносителя

Расчетный расход сетевой воды на отопление:

кг/с

В 1-ой зоне расход меняется (количественно);

Gо кг/с

Т.к. расход сетевой воды на отопление линейно зависит от температуры наружного воздуха, то расчет для 1-ой температурной зоны достаточно провести только для температуры (+8). Во 2-ой и 3-ей зоне регулирование качественное Gо2,3=Gор=14 кг/с. Расчетный расход сетевой воды на вентиляцию:

кг/с

В 1-ой зоне местное количественное регулирование.

Таблица №4

расход1-ая зона2-ая зона3-ья зонаGо кг/с5,941414Gв кг/с8,58,57,4,кг/с14,422,521,4

Во 2-ой зоне регулирование осуществляется по качественному способу Gв2=Gвр=8,5 кг/с

В 3-ой зоне местное количественное регулирование.

кг/с

Расчетный расход воды на ГВС:

Для 1-ой зоны

кг/с.

Для 2-й и 3-й зон считаем расход при выбранной tн

кг/с

кг/с

кг/с

11. Гидравлический расчет тепловых сетей. Построение пьезометрического графика и разработка гидравлических режимов водяных тепловых сетей

Методика гидравлического расчета тепловых сетей

Задачей гидравлического расчета является определение диаметров участков теплосети и падения давления в них.

Гидравлический расчет:

Q - суммарная нагрузка на отопление и вентиляцию, Гкал/час

L,D - диаметр труб, мм и длина участка, м

Кш - коэффициент шероховатости, мм. Определяется величиной выступов шероховатости (отложения, коррозии, накипи). В зависимости от технологии изготовления и условий эксплуатации Кш=0,05 - 3 мм. В данных расчетах принимаем Кш=1мм

в - поправочный коэффициент к величине удел.потерь давления.

Данная величина справочная; зависит от D трубопровода и Кш.

R - удельная пропускная способность на 1 погонный метр, кг/м2 .

Определяется по номограмме.

Gпр = ((Qот + Qв) ? 1000) / (Т1 - Т2) - расход в подающем трубопроводе, т/ч.

Gобр = ((Qот + Qв) ? 1000) / (Т1 - Т2) - расход а обратном трубопроводе, т/ч.

ДРл = в ? R ? L - линейное падение давления и трубопроводе, Па.

ДРм = 0,3 ? ДРл - падение давления в местных сопротивлениях, Па.

ДРцтп = ?ДР/1000 + ДРпред - потери давления от ЦТП, м

на ответвлениях потери давления:

ДРотв = (?ДР/1000)гл+(ДР/1000)отв

ДР = P1 - P2 - перепад давления между прямым и обратным трубопроводом, м.

P1 = P1 - (ДРцтп / 2) ; P2 = P2 + (ДРцтп / 2) - давление в конце участка, м.

Dсопла = 9,6 ? (G2пр / ДР)1/4 ; Dшайбы = 10 ? (G2пр / ДР - 1)1/4 - диаметр шайбы и сопла, мм.

Гидравлический расчёт тепловой сети

Целью расчёта является: определение диаметров трубопроводов, падения давления на участках тепловой сети и суммарного падения давления тепловой сети.

УG = G0 + Gв

G0 = Qор/(ф1р - ф2р)*С

G1 = 1152/(95 - 70)*4,19 = 11кг/с

G2 = 192/(95 - 70)*4,19 = 1,8кг/с

G3 = 65/(95- 70)*4,19 = 0,62 кг/с

G4 = 174/(95 - 70)*4,19 = 1,67 кг/с

G5 = 51,6/(95- 70)*4,19 = 0,5 кг/с

G6 = 29,9/(95 - 70)*4,19 = 0,285 кг/с

G7 = 40,14/(95 - 70)*4,19 = 0,383 кг/с

G8 = 1,7/(95 - 70)*4,19 = 0,016 кг/с

G9 = 5,82/(95 - 70)*4,19 = 0,055 кг/с

G10 = 11,8/(95 - 70)*4,19 =0,113 кг/с

G11 = 8,62/(95 - 70)*4,19 = 0,082кг/с

Gв = Qв/(фґ1 - фЅ2)*С

G1 = 625,8/(75,5 - 50,6)*4,19 = 6 кг/с

G2 = 99/(75,5 - 50,6)*4,19 = 0, 95 кг/с

G4 = 101,68/(75,5 - 50,6)*4,19 = 0,975 кг/с

G5 = 36,76/(75,5 - 50,6)*4,19 = 0,35 кг/с

G7 = 20/(75,5 - 50,6)*4,19 = 0,19 кг/с

G11 = 4,2/(75,5 - 50,6)*4,19 = 0,004 кг/с

№ участ-каG, кг/сДлинаdнхSWв, м/сRлф, Па/мДР, ПаУР, ПаLLэквLпрГЛАВНАЯ МАГИСТРАЛЬ12510012,8112,8219х60,76333722,415830222,4307,137,1219х60,726,6986,912107,6321,57031101194х60,8548,34878,311120,7418,75159,324,7194х60,7436,7891,86242,451,6356,541,576х3,50,4443,61806,85350,660,75204,3424,3457х3,50,4521317,73543,870,58224,3426,3457х3,50,331816,52226,182,76196,6325,689х40,54551409,61409,6№ участкаG, кг/сДлинаdнхSWв, м/сRлф, Па/мДР, ПаУР, ПаLLэквLпрОТВЕТВЛЕНИЯА.117,141614,230,2194х60,6830,7927,155800А.28,64506,8456,84133х40,725631834872,6А.38,56235,328,3133х40,72551556,51689,64А.40,06372,1639,1632х2,50,083,4133,14133,14

Расчёт главной магистрали:

Участок 1

G = 25кг/с

Rл=20ч40 Па/м - удельные линейные потери теплотрассы; dнЧS = 219х6мм- диаметр трубопровода по сортаменту;Dу=200 мм- условный (удельный) диаметр трубы.

Rлф=13,64·10-6· =13,64·10-6·=33 Па/м

W=0,76 м/с

Определение количества компенсаторов для данного участка трубопровода, а также сумму местных коэффициентов имеющихся на участке.

n= 1

1 задвижка - о=0,5

поворот - о=1

компенсатор - о=0,3

?о=0,5+1+0,3=1,8

Lэ=lэ?о=7,1·1,8=12,8 м

Lп=L+ Lэ=100+12,8= 112,8 м

ДP1= Rлф· Lп=33·112,8=3722,4 Па

Участок 2

G=22,4 кг/с

Rл=20ч40 Па/м

dнЧS = 219Ч6мм

Dу=200 мм

Rлф=13,64·10-6· =13,64·10-6·=26,6 Па/м

W=0,7 м/с

n= 0

1 тройник -

?о=1

Lэ=lэ?о=7,1·1=7,1 м

Lп=L+ Lэ=30+7,1= 37,1 м

ДP1= Rлф· Lп=26,6 ·37,1 =986,9 Па

Участок 3

G=21,5 кг/с

Rл=20ч40 Па/м

dнЧS = 194Ч6мм

Dу=175 мм

Rлф=13,64·10-6· =13,64·10-6·=48,3 Па/м

W=0,85 м/с

n= 1

1 компенсатор - о=0,3

сужение потока - о=1

тройника - о=1х2=2

поворот - о=1

?о=1+2+1+1=55

Lэ=lэ?о=6,2·5=31 м

Lп=L+ Lэ=70+31= 101 м

ДP1= Rлф· Lп=48,3 ·101 =4878,3 Па

Участок 4

G=18,75 кг/с

Rл=20ч40 Па/м

dнЧS = 194Ч6мм

Dу=175 мм

Rлф=13,64·10-6· =13,64·10-6·=36,7 Па/м

W=0,74 м/с

n= 0

1 задвижка - о=0,5

тройник на проток - о=1

?о=1+0,5=1,5

Lэ=lэ?о=6,2·1,5=9,3 м

Lп=L+ Lэ=15+9,3= 24,3 м

ДP1= Rлф· Lп=36,7 ·24,3 =891,8 Па

Участок 5

G=1,6 кг/с

Rл=20ч40 Па/м

dнЧS = 76Ч3,5мм

Dу=80 мм

Rлф=13,64·10-6· =13,64·10-6·=43,6 Па/м

W=0,44м/с

n= 0

2 задвижки - о=0,5*2=1

сужение потока - о=1

тройник на поворот - о=1,5

?о=3,5

Lэ=lэ?о=1,84·3,5=6,44 м

Lп=L+ Lэ=35+6,44= 41,44м

ДP1= Rлф· Lп=43,6 ·41,44 =1806,8Па

Участок 6

G=0,75 кг/с

Rл=20ч40 Па/м

dнЧS = dнЧS = 57Ч3,5мм

Dу=50 мм

Rлф=13,64·10-6· =13,64·10-6·=52Па/м

W=0,39 м/с

n= 0

1 задвижка - о=0,5

сужение потока - о=1

поворота - о=1*2=2

?о=1+0,5+2=3,5

Lэ=lэ?о=1,24·3,5=4,34 м

Lп=L+ Lэ=20+4,34= 24,34м

ДP1= Rлф· Lп=52 ·24,34 =1317,7 Па

Участок 7

G=0,58 кг/с

Rл=20ч40 Па/м

dнЧS = dнЧS = 57Ч3,5мм

Dу=50 мм

Rлф=13,64·10-6· =13,64·10-6·=31 Па/м

W=0,3м/с

n= 0

1 задвижка - о=0,5

1 поворот - о=1

тройник на расхождение - о=2

?о=0,5+1+2 =3,5

Lэ=lэ?о=1,24·3,5=4,34 м

Lп=L+ Lэ=22+4,34= 26,34м

ДP1= Rлф· Lп=31 ·26,34 =816,5Па

Участок 8

G=2,76 кг/с

Rл=20ч40 Па/м

dнЧS = dнЧS = 89Ч4мм

Dу=80 мм

Rлф=13,64·10-6· =13,64·10-6·=55 Па/м

W=0,54м/с

n= 0

1 задвижка - о=0,5

1 поворот - о=1

тройник на ответвление - о=1,5

?о=0,5+1+1,5 =3

Lэ=lэ?о=2,21·3=6,63 м

Lп=L+ Lэ=19+6,63= 25,6м

ДP1= Rлф· Lп=55 ·25,6 =1409,6 Па

Расчет ответвлений:

Ответвление - 1:

А.1

G=17,14кг/с

Rл=41 Па/м

dнЧS = 194Ч6мм

Dу=200 мм

Rлф=13,64·10-6· =13,64·10-6·=30,7 Па/м

W=0,68 м/с

n= 0

1 троиник о=1,5

задвижка о=0,5

?о=1,5+0,5=2

Lэ=lэ?о=7,1·2=14,2 м

Lп=L+ Lэ=16+14,2= 30,2м

ДP1= Rлф· Lп=30,7 ·30,2 =927,15 Па

А.2

G=8,64кг/с

Rл=41 Па/м

dнЧS = 133Ч4 мм

Dу=125 мм

Rлф=13,64·10-6· =13,64·10-6·=56 Па/м

W=0,72 м/с

n= 1

1 сужение о=0,5

компенсатор о=0,3

1 троиник о=1

?о=0,5+1+0,3=1,8

Lэ=lэ?о=3,8·1,8=6,84 м

Lп=L+ Lэ=50+6,84= 56,84м

ДP1= Rлф· Lп=56 ·56,84 =3183Па

А.3

G=8,56кг/с

Rл=41 Па/м

dнЧS = 133Ч4мм

Dу=125 мм

Rлф=13,64·10-6· =13,64·10-6·=55Па/м

W=0,72 м/с

n= 0

1 задвижка о=0,5

1 троиник о=1

?о=1+0,5=1,5

Lэ=lэ?о=3,8·1,5=5,3 м

Lп=L+ Lэ=23+5,3= 28,3м

ДP1= Rлф· Lп=55 ·28,3 =1556,5Па

А.4

G=0,06кг/с

Rл=41 Па/м

dнЧS = 32Ч2,5мм

Dу=30 мм

Rлф=13,64·10-6· =13,64·10-6·=3,4Па/м

W=0,08 м/с

n= 0

1 задвижку о=0,5

сужение о=0,5

2 поворота о=1*2=2

?о=2+0,5+0,5=3

Lэ=lэ?о=0,72·3=2,16 м

Lп=L+ Lэ=37+2,16= 39,16м

ДP1= Rлф· Lп=3,4 ·39,16 =133,14Па

Построение пьезометрического графика и разработки гидравлических режимов водяных тепловых сетей

По результатам гидравлического расчёта проводят построение пьезометрического графика.

Пьезометрический график даёт наглядное представление о давлении или напоре в любой точке тепловой сети. Этот график позволяет установить взаимное влияние профиля местности, высоты абонентских систем и падения давления в сети при выборе оптимального гидравлического режима.

Давление, выраженное в линейных единицах измерения, называется напором или пьезометрическим напором.

В системах теплоснабжения пьезометрические графики характеризуют напоры, соответствующие избыточному давлению, и они могут быть измерены обычными манометрами с последующим переводом результатов измерения в метры.

При построении пьезометрического графика выполняют следующие условия:

. Давление в непосредственно присоединяемых к сети абонентских системах не должно превышать допускаемого, как при статическом, так и при динамическом режиме. Для радиаторов систем отопления максимально избыточное давление должно быть не более 0,6 MПa, что примерно соответствует напору 60 м.

2.Максимальный напор в подающих трубопроводах ограничивается прочностью труб и всех водоподогревательных установок.

3.Напор в подающих трубопроводах должен исключить парообразование в системе.

4.Для предупреждения кавитации во всасывающем патрубке сетевого насоса должен быть в пределах 5ч25 м.вод.ст.(в зависимости от марки насоса).

5.В точках присоединения абонентов обеспечивается достаточный напор для создания циркуляции воды в местных системах.

6.В любой точке сети давление воды не должно быть ниже атмосферного.

Движение теплоносителя осуществляется за счет разности давлений в разных точках системы.

Пьезометрический график показывает располагаемый напор (разность давлений в подающем и обратном трубопроводах) в любой точке теплосети, что необходимо для решения следующих вопросов:

1)проверка правильности выбора диаметров;

2)определение давлений при разных режимах, что необходимо для выбора сетевых и подпиточных насосов;

3)выявление располагаемого напора на вводе у каждого потребителя;

4)определение мест образования вакуума, в которых возможен подсос воздуха из атмосферы, препятствующее нормальной работе теплосети.

При построении пьезометрического графика за начало координат принимается точка установки сетевого насоса.

Вправо от этой точки строится профиль теплотрассы и наносятся высоты зданий.

По оси абсцисс откладываются в масштабе длины участков теплотрассы, а по оси ординат - высоты зданий, напоры и потери напора на участках (из таблиц гидравлического расчёта).

Соединяя верхние точки этих отрезков, получают ломаную линию, которая является пьезометрической линией для обратной магистрали. От последней точки вверх откладывается необходимый располагаемый напор для последнего абонента основной магистрали.

Затем строится пьезометрическая линия подающей магистрали по аналогии с обратной магистралью, учитывая потерю напора в узле сетевых подогревателей.

Далее строится пьезометрический график ответвлений (аналогично построению пьезометров для главной магистрали откладывают потери напора по участкам ответвления). Располагаемый напор концевого абонента на ответвлении должен находиться на том же уровне, что и для концевого абонента главной магистрали, и соответствовать ему по величине.

12. Выбор основного оборудования ЦТП

Улучшение качества теплоснабжения потребителей в настоящем проекте достигается за счет замены устаревших кожухотрубных подогревателей на пластинчатые теплообменники.

Пластинчатые теплообменники предназначены для нагрева воды в системах отопления и горячего водоснабжения, а также для охлаждения воды, масла, конденсата и других жидкостей и различных системах энергетических установок в промышленных технологических процессах.

На ЦТП отопление осуществляется по двухконтурной схеме (через теплообменники), ГВС по открытой смесительной схеме приготовления горячей воды. Греющая вода 1-го контура имеет расчетные параметры: Т1=150 °С, Т2=75 °С; нагреваемая вода 2-го контура: T3=130 °С. Т4=70 °С.

Расчет пластинчатого теплообменника

Расчёт пластинчатых теплообменников производился в специальной программе под названием: CAS 200 производства фирмы Alfa Laval. Эта программа написана в формате WINDOWS и является новой передовой программой для расчета пластинчатых теплообменников.

Тепловая нагрузка (отопление+вентиляция) 22,49 Гкал/ч=26155,87 кВт.

Расчет производим для различных температур наружного воздуха:

tно=-26°C; tно = tнв = -11°С; tно = tни = +3°С.

Результаты расчетов пластинчатых теплообменников представлены в распечатке программы CAS 200.

К установке приняты 4 теплообменника мощностью по 13 080 кВт модели M15-B, количество пластин составляет 412 шт. с площадью поверхности теплообмена 254,2 м2.

Компенсация возможного недогрева до расчетных параметров в первом контуре осуществляется 20% резервированием поверхности нагрева

Выбор насосов для тепловых сетей

Выбор насосов системы теплоснабжения осуществляется по требуемому напору и производительности. Напор сетевых насосов следует определять для отопительного и неотопительного периодов и принимать равным сумме потерь давления в установках на источнике теплоты, в подающем и обратном трубопроводах от источника теплоты до наиболее удалённого потребителя и в системе потребителя (включая потери в тепловых пунктах и насосных).

Число сетевых насосов следует принимать: не менее двух, из которых один является резервным.

В проекте выбраны следующие насосы:

1).В качестве сетевого насоса, установленном на вторичном контуре выбран насос марки 1Д-200-90.

К установке приняты 3 насоса: 2 основных и 1 резервный.

Характеристики насоса:

расход 0=200 т/ч;

напор Н=90 м;

число оборотов n = 2 900 об/мин;

мощность электродвигателя Nэл.дв. = 90 КВт.

1).В качестве насоса ГВС был выбран насос марки К-100-80-160.

К установке приняты 4 насоса: 3 основных и 1 резервный.

Характеристики насоса:

расход G=100 т/ч;

напор Н=32 м;

число оборотов n = 2 900 об /мин;

мощность электродвигателя Nэл.дв. = 15 КВт.

13. Обоснование способов прокладки теплопроводов. Выбор оборудования и строительных конструкции тепловых сетей

Способы прокладки тепловых сетей

При проектировании трассы тепловых сетей для населённых пунктов по архитектурным соображениям, рекомендуется применять подземную прокладку теплопроводов, независимо от качества грунта, загруженности подземных коммуникаций и стесненности проездов.

Данным проектом предусмотрена бесканальная, канальная и подвальная прокладка теплопроводов в непроходном канале в изоляции из пенополиуретана марки 345 заводского изготовления с продольным дренажём с системой дистанционного контроля влажности изоляции.

Бесканальная прокладка теплопроводов вследствие низкой первоначальной стоимости по сравнению с другими видами подземных прокладок получила наибольшее распространение.

Глубина заложения тепловых сетей принимается исходя из минимального объема земляных работ и надежного укрытия от раздавливания транспортом. В данном проекте заглубление от поверхности земли до верха перекрытия каналов принимается 0,5ч 1,0 м.

В соответствии с нормативными документами, трасса тепловых сетей выбрана параллельно оси автодорог и линиям застройки.

Трасса максимально приближена к зданиям, обеспечивает надежность теплоснабжения, быструю ликвидацию возможных неполадок и аварий.

Теплотрасса прокладывается с попутным дренажом.

Конструкции трубопроводов

Тепловая сеть - это система прочно и плотно соединенных между собой участков теплопроводов, по которым теплота с помощью теплоносителя транспортируется от источников к тепловым потребителях [2].

Теплопровод состоит из трех основных элементов:

1) трубопровода, по которому транспортируется теплоноситель;

2)изоляционной конструкции, предназначенной для защиты наружной поверхности;

3)несущей конструкции, которая воспринимает весовую нагрузку трубопровода, веса грунта, движущегося наземного транспорта.

1.Трубы являются наиболее ответвленными элементами тепловой сети, поэтому они должны обладать прочностью, герметичностью, устойчивостью против термических напряжений, коррозии, малой шероховатостью внутренний поверхности.

В настоящее время для строительства тепловых сетей используются стальные трубы, наиболее удовлетворяющие этим требованиям.

В данном проекте для трубопроводов сетевой воды предусмотрены стальные электросварные трубы по ГОСТ 10704 -76.

Соединение труб производится на сварке, за исключением мест присоединения, мест фланцевой арматуры.

В качестве запорной арматуры, арматуры для выпуска воздуха и слива воды выбраны стальные фланцевые вентили и задвижки из углеродистой стали.

2.Опорные конструкции по своему назначению подразделяются на подвижные и неподвижные.

Подвижные опоры воспринимают вес трубопровода и обеспечивают ему свободное перемещение на строительных конструкциях при температурных деформациях.

Неподвижные опоры фиксируют отдельные точки трубопровода, делят его на независимые друг от друга в отношении температурных удлинений участки, и воспринимают усилия, возникающие в местах фиксации под действием температурных деформаций и внутреннего давления.

В проекте приняты щитовые неподвижные опоры, которые фиксируют в данной точке всю группу трубопроводов.