Разработка рекомендаций по повышению эффективности системы теплоснабжения поселка Комаричи Брянской области

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Исходные данные для выполнения дипломной работы

1.1 Общая характеристика системы теплоснабжения

1.2 Описание источника теплоты

1.3 Описание тепловых сетей

1.4 Описание потребителей тепловой энергии

1.5 Выводы и постановка задачи дипломной работы

2. Анализ основных параметров системы теплоснабжения

2.1 Анализ потребителей

2.1.1 Анализ потребления тепловой энергии в зимний период

2.1.1.1 Определение расхода теплоносителя

2.1.1.2 Скорость движения теплоносителя

2.1.1.3 Тепловые потери на участках

2.1.1.4 Затраты на транспортировку теплоносителя

2.2 Гидравлический режим тепловой сети

2.2.1 Расчёт гидравлического режима тепловой сети

2.2.2 Пьезометрический график

3. Разработка рекомендаций по повышению эффективности системы теплоснабжения

3.1 Рекомендации по отводящим трубопроводам

3.2 Рекомендации по осуществлению регулировки

3.3 Рекомендации тепловой сети

3.4 Рекомендации по реконструкции тепловых сетей

4. Технико-экономическая оценка инвестиций в реконструкции тепловых сетей

4.1 Расчет технико-экономической оценки по регулировке тепловых сетей

4.1.1 Расчет экономической эффективности от регулировки

4.1.2 Пример расчета регулировки тепловой сети

4.2 Расчет NPV (револьверный метод) по регулировке тепловых сетей

4.3 Расчет экономической эффективности замены отводящих трубопроводов

4.3.1 Экономическая эффективность от замены отводящих трубопроводов

4.3.2 Техническая эффективность проекта

4.4 Расчет тарифа на отпускаемую тепловую энергию

4.5 Рекомендации

5. Техника безопасности при эксплуатации, обслуживании и ремонте трубопроводов

5.1 Общие положения

5.2 Организация безопасной эксплуатации

5.3 Обслуживание трубопроводов

5.4 Организация ремонта трубопроводов

5.5 Обеспечение пожаробезопасности

5.6 Обеспечение безопасности при производстве работ

6. Автоматизация котельного агрегата

6.1 Общее положение

6.2 Контрольно-измерительные приборы

6.2.1 Местные приборы

6.2.2 Автоматические приборы

6.3 Система сигнализации

6.4 Система блокировки

6.5 Автоматическое регулирование

6.5.1 Заказная спецификация на технические средства автоматизации

6.6 Технико-экономическая эффективность автоматизации

Заключение

Список использованных источников

Введение

В современном высокотехнологичном мире энергетика - основа благополучия и процветания общества. От стабильности энергетических систем зависит бесперебойность работы государственных учреждений и промышленных предприятий, больниц и школ, организаций спортивной направленности и музеев, уют и тепло домов и квартир. Этот же фактор обуславливает подчас качество жизни каждого отдельно взятого человека. В настоящее время значимость энергетического и технического обеспечения очень важна как в экономическом вопросе, так и в политическом. Значительная часть территория России имеет суровые климатические условия, поэтому большое значение имеет обеспечение потребителей тепловой энергией. Проблемы энергосбережения сегодня стоят наиболее остро во всех странах мира. Эффективное использование энергии позволяет сократить ее расход и повысить энергетическую безопасность государства. Повышение энергоэффективности и реализация мероприятий в области энергосбережения - одна из гарантий энергетической безопасности государства.

В нашей стране широкое развитие получили централизованные системы теплоснабжения, которые позволяют создать комфортные условия жизни.

Теплоснабжение - это снабжение теплом с помощью теплоносителя (горячей воды или пара) систем отопления, вентиляции, горячего водоснабжения жилых, общественных и промышленных зданий и технологических потребителей.

Тепловое потребление - одна из основных статей топливно-энергетического баланса нашей страны. На удовлетворение тепловой нагрузки страны расходуется ежегодно более 600 миллионов тонн условного топлива, то есть около 30 % всех используемых первичных топливно-энергетических ресурсов.

Тепловое хозяйство России в течение длительного периода развивается по пути концентрации тепловых нагрузок централизации теплоснабжения и комбинированной выработки электрической и тепловой энергии.

Широкое развитие получила теплофикация, являющая наиболее рациональным методом использования топливных ресурсов для тепло- и электроснабжения.

Развитие теплофикации способствует решению многих важных народнохозяйственных и социальных проблем таких, как повышение тепловой и общей экономичности электроэнергетического производства, обеспечение экономического и качественного теплоснабжения промышленных комплексов и жилищно-коммунальных, улучшение экологической обстановки в городах и промышленных районах, снижение трудозатрат в тепловом хозяйстве.

Наряду с теплофикацией рационально используется теплоснабжение от экономичных котельных установок.

При всех видимых положительных тенденциях развития энергетики России сохраняются её основные недостатки - низкая эффективность использования энергетических ресурсов. Федеральный закон РФ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности» был принят Государственной Думой 11 ноября 2009 года. Целью настоящего Федерального закона является создание правовых, экономических и организационных основ стимулирования энергосбережения и повышения энергетической эффективности. В настоящее время до одной трети всех производимых в стране энергоресурсов расходуется непроизводительно либо в виде прямых потерь в нефтегазовых факелах, при перевозке угля, в теплотрассах либо в производствах, работающих сами на себя, не приносящих населению ни прямых, ни косвенных энергетических услуг города.

Следует отметить, что на сегодняшний день по экспертным оценкам возможности сбережения энергии достигают 40 %, и этот потенциал может быть эффективно использован при внедрении энергосберегающих технологий.

Путь повышения эффективности энергетического хозяйства - внедрение программ и мероприятий, позволяющих получить качественное, дешёвое, бесперебойное снабжение потребителей теплом и горячей водой.

Тепловые сети являются одним из самых ответственных и технически сложных элементов систем трубопроводов городского хозяйства и промышленности. Высокие рабочие температуры и давления теплоносителя (воды) обусловливают повышенные требования к надежности сетей теплоснабжения и безопасности их эксплуатации.

Неэффективное использование энергии ведёт к увеличению расхода топливных ресурсов, росту тарифов, поэтому необходимы срочные меры по повышению эффективности работы энергетических составляющих всего жилищно-коммунального комплекса.

Целью дипломной работы является разработка рекомендаций по повышению эффективности системы теплоснабжения поселка Комаричи. В 2010 году был принят Государственной думой Российской Федерации закон «О теплоснабжении, в котором изложены основные направления деятельности по повышению эффективности, производства распределения и потребления тепловой энергии»

Котельная снабжает потребителей тепловой энергией на отопление. В районе котельной основными потребителями являются жилые и административные здания. Жилой и нежилой фонд различается этажностью от 1-3 этажей.

С этой целью в рамках данной дипломной работы проводится анализ ряда известных энергосберегающих мероприятий:

- рекомендации по повышению эффективности тепловых сетей;

- обследование и описание системы теплоснабжения, расчет ее гидравлического режима и ТЭО регулировки ее гидравлического режима;

- расчет технико-экономической эффективности инвестиций в проект совершенствования тепловых сетей;

- раздел по технике безопасности.

Дипломная работа выполняется в двух вариантах: первый - стандартный, выполненный на листах формата А4, второй - компакт-диск, содержащий информацию, отраженную в первом варианте дипломной работы, полные тексты цитируемой литературы.

1. Исходные данные для выполнения дипломной работы

1.1 Общая характеристика системы теплоснабжения

Котельная расположена в посёлке Комаричи Брянского района города Брянска. Основные параметры климата для города Брянска согласно [42] следующие: средняя температура наиболее холодной пятидневки -32 ⁰С; средняя температура наиболее холодного месяца (январь) - 12,8 ⁰С; средняя температура за отопительный период - 4,1 ⁰С; продолжительность отопительного периода 231 дня.

В настоящее время котельная снабжает тепловой энергией 32 объекта. Это не очень благоустроенный поселок, где находятся жилые дома, а также, детские сады, магазины, клуб и другие сооружения. В основном все здания кирпичные различной этажности от одного до трех этажей. Котельная находиться в центре системы теплоснабжения. Водоснабжение котельной производится из водопровода, ввод диаметром 200 мм. Качество воды по всем показателям соответствует ГОСТу 2874-82 «Вода питьевая», но не соответствует требованиям, предъявляемым к подпиточной воде для систем теплоснабжения.

Система теплоснабжения состоит из следующих взаимно связывающих между собой элементов:

- тепловых сетей, соединяющих источник теплоснабжения с тепловыми пунктами, а также служащими для правильного распределения теплоты по потребителям;

- источника теплоснабжения (котельная), вырабатывающего тепловую энергию для теплоснабжения ее потребителей;

- систем отопления потребителей теплоты, которые служат для передачи ее на нагревание воздуха внутри закрытых помещений зданий.

Прокладка тепловых сетей по поселку выполнена подземно в непроходных каналах. Тепловая сеть двухтрубная тупиковая. Система теплоснабжения потребителей закрытого типа. Отпуск тепловой энергии осуществляется в виде

горячей воды по температурному графику 95-70 ⁰С. Годовые расходы тепловой энергии жилыми и общественными зданиями определялись по справочным данным исходя из расчетной нагрузки, число часов работы, режима. Система теплоснабжения закрытая, П-образная однотрубная. Полный перечень объектов, снабжаемых теплотой, приведен таблице [1.1], также приведены значения тепловых нагрузок для каждого потребителя в отдельности.

Таблица 1.1

№ п/п	Потребитель	Тип здания	Тепловая нагрузка на отопление, ккал/ч
0	Котельная		14750
1	Клуб		87800
2	1 кв. ж/д №1	ж/д	15475
3	1 кв. ж/д №4	ж/д	10838
4	1 кв. ж/д №5	ж/д	10073
5	1 кв. ж/д №3	ж/д	9423
6	Столовая ПМК		39480
7	1 кв. ж/д №2	ж/д	11280
8	33 кв. ж/д №26	ж/д	128445
9	33 кв. ж/д №25	ж/д	128445
10	33 кв. ж/д №24	ж/д	128445
11	33 кв. ж/д №23	ж/д	128445
12	Дет. сад.		32560
13	Магазин		25170
14	Баня		15680
15	16 кв. ж/д №8	ж/д	87835
16	16 кв. ж/д №5	ж/д	87835
17	16 кв. ж/д №3	ж/д	87835
18	12 кв. ж/д №1	ж/д	60005
19	33 кв. ж/д №2	ж/д	128445
20	ФАП		26000
21	24 кв. ж/д №14	ж/д	114015
22	24 кв. ж/д №15	ж/д	114015
23	16 кв. ж/д №9	ж/д	87835
24	Общежитие		55790
25	Школьные мастерские		20235
26	Школа		94750
27	12 кв. ж/д №7	ж/д	60005
28	Дет. сад. ПМК		52905
29	Пристройка к Дет. саду ПМК		64110
30	Новая контора		55983
31	4 кв. ж/д №21	ж/д	43600
32	33 кв. ж/д №22	ж/д	128445

1.2 Описание источника теплоты

Источник теплоты представляет собой производственно-отопительную котельную. Котельная работает на угле, снабжая тепловой энергией всех потребителей, и выдерживает необходимую присоединенную нагрузку. Мощность котельной меньше чем присоединенная нагрузка на потребителей. Данная ситуация говорит о том, что котельная испытывает дефицит в выработке тепловой энергии и не может выдерживать максимальные нагрузки при самой низкой температуре. И при температуре -31 ⁰С не будет выдавать тех параметров, которые необходимы для потребителей тепловой энергии. И в это время температура в помещениях несколько снизится. Но все, же котельная сможет держать те нагрузки в средних условиях и работать не в ущерб самой себе и, не обделяя самих потребителей. Нагрузки на потребителей, из которых складывается общая присоединенная нагрузка на котельную рассчитывается на температуру самой холодной пятидневки. Также часть теплоты, вырабатываемой котельной используется на собственные нужды котельной. Температурный режим котельной составляет 95-70 ⁰С. Котельная содержит 8 водогрейных котлов, а также в котельной уход дымовых газов осуществляется за счет естественной тяги в дымовой трубе. В котельной установлены сетевые насосы марки СД 250/22,5 и 8 К - 18,а так же подпиточный насос марки ВК - 5/24 и поршневой подпиточный насос. Так же в котельной установлены подогреватель подпиточной воды 07ОСТ - 34 - 588 - 68 - 5 секций и емкий подогреватель подпиточной воды (КВ - 300 - 2 штуки).

1.3 Описание тепловых сетей

Тепловые сети поселка отапливаемой котельной представляют собой двухтрубную замкнутую систему теплоснабжения с тупиковой разводкой с диаметрами от 80 до 200 мм на магистральных трубопроводах, а от 50 до 100 мм на отводящих трубопроводах, выполненных из труб стальных электросварных по ГОСТ 10704-63.

Общее количество объектов теплопотребления 32 потребителя тепловой энергии. Общая длина тепловых сетей 4656 метров.

По территории поселка применяется подземная прокладка теплопроводов. Общий расход теплоносителя 98,55 т/час. Минимальное расстояние от котельной до потребителя 134 метров. Тепловая изоляция трубопроводов выполнена из минеральной ваты, покрывной слой из 2-3 слоев изола или бризола при подземной прокладке трасс. Для устранения усилий, возникающих при тепловых удлинениях труб, используют П-образные гнутые и сварные компенсаторы, а также естественные повороты трассы.

Для закрепления трубопроводов в отдельных точках, и разделения его на независимые по температурным деформациям участки используют неподвижные опоры. При подземной прокладке в непроходных каналах - щитовые, а при надземной прокладке лобовые и хомутовые. Также применяются подвижные опоры для восприятия и передачи на грунт веса трубопроводов. Запорная арматура в тепловой сети применяется с ручным приводом, в основном стальная, а также из ковкого чугуна с фланцевым соединением к трубопроводу. Для обслуживания ответвлений тепловой сети используются тепловые камеры из сборного железобетона. В камерах установлена запорная арматура, а также дренажные и воздушные краны. На вводе абонентов имеются тепловые пункты.

В целом можно сразу же выделить основные конструктивные недостатки тепловой сети. Потребители находится на значительном удалении от источника теплоты, и тепловые сети имеют относительно большую протяженность, что ухудшает условия теплоснабжения.

По результатам обследования тепловой сети можно сделать следующие выводы: в сетях не осуществляется регулировка гидравлического режима, что приводит к завышенному расходу теплоносителя, а следовательно к излишним затратам на перекачку теплоносителя; в тепловых сетях не применяется наиболее выгодная и оправданная прокладка трубопроводов.

1.4 Описание потребителей тепловой энергии

Централизованная система теплоснабжения осуществляет снабжением тепловой энергией 32 объекта. Большинство из них составляют жилые здания этажностью от 1 до 3 этажей. Так же имеются несколько административно-общественного назначения (дом культуры, школы, детские сады). Тепловая энергия, вырабатываемая на котельной, идет на отопление.

1.5 Выводы и постановка задачи дипломной работы

Уже по предварительно выявленным параметрам тепловой сети видно, что большая мощность котельного оборудования вкупе с суммарной протяженностью трубопроводов, являются явно не оптимальным решением в вопросе теплоснабжения поселка Комаричи.

Целью моей последующей работы в рамках данной дипломной работы является оптимизация данной тепловой сети, с помощью проведения модернизации определенных ее элементов, а также нахождение потребителей, которых было бы выгоднее вывести из системы теплоснабжения и перевести на собственные источники теплоты. Рассмотрим, какие методы наиболее эффективными кажутся на первый взгляд.

Энергосбережение в системе теплоснабжения (СТ) возможно следующими путями: совершенствование источника тепловой энергии (котельная или ТЭЦ), реконструкция тепловых сетей, выполнение ЭРСМ на объектах теплоснабжения, децентрализация теплоснабжения, когда объект теплопотребления в СТ переходит (частично или полностью) на индивидуальный источник теплоснабжения.

Совершенствование источника тепловой энергии (котельная или ТЭЦ). Существующие источники тепловой энергии имеют максимально возможный к.п.д., соответствующий используемому оборудованию и технологиям. Расчёты показывают, что модернизация оборудования при существующих тарифах на уголь и кредитных ставках невыгодна. Кроме того, применяемая методика тарифообразования на отпускаемую тепловую энергию [31] не стимулирует такие мероприятия.

Наиболее перспективный на сегодня путь - постепенное снижение мощности источника тепловой энергии с одновременной заменой оборудования более совершенным.

Реконструкция тепловых сетей.

Основным видом прокладки тепловых сетей в России традиционно являлась подземная прокладка (84 %). Бесканальная прокладка занимает 6 % и надземная 10 %. Что видно и на примере данной тепловой сети. Хотя в мире достаточно часто применяется надземная прокладка, которая является значительно более дешевой и в монтаже и в эксплуатации.

Но в нашей стране существует запрет по экологическим и архитектурно-планировочным соображениям надземной прокладки тепловых сетей в городах и населенных пунктах. Поэтому даже при реконструкции сети придется использовать только данный тип прокладки.

Основным теплоизоляционным материалом для прокладок в каналах являются изделия на основе минеральной ваты (маты и плиты), объем которых достигает 90 %. Цилиндры из стеклянной и минеральной ваты составляют не более 0,1 %.

Никакая гидроизоляция (защитные покрытия из стеклопластиков, гидроизола, полимерных пленок, кроме того, горючих материалов, и тем более штукатурных покрытий), а также гидрофобизация волокнистых материалов не защищает их от увлажнения в период длительной эксплуатации, и тем самым в несколько раз повышается их теплопроводность. Поэтому даже без расчета видно, что тепловые потери в нашей системе будут существенными и как один из эффективных вариантов модернизации будет замена устаревших трубопроводов на новые с более низким коэффициентом теплопроводности, то есть более совершенной тепловой изоляцией.

Таким образом, в сложившейся ситуации в сети тратятся гигантские средства на содержание некачественных и ненадежных тепловых сетей с большими фактическими тепловыми потерями из-за увлажненных грунтовыми водами трубопроводов в минераловатной изоляции, с утечками теплоносителя, во много раз превышающими нормы в развитых странах.

По той же причине увлажнения теплопроводов их фактический срок службы значительно ниже (магистральные сети - 12-15 лет, отводы - 7-8 лет) нормативного срока в 25 лет, что увеличивает в несколько раз затраты, приведенные к году эксплуатации.

На данный момент, и, по мнению многих российских специалистов, а также Госстроя России, применение труб с пенополиуретановой изоляцией действительно является выходом по повышению качественных характеристик теплоснабжения.

Есть и другие теплоизоляционные материалы типа армопенобетона и полимербетона, но они имеют ограниченные объемы производства [44], уступают пенополиуретану по основному теплофизическому показателю - теплопроводности почти в два раза и применение таких материалов может носить только местный характер. Следует также отметить, являясь гидрофильным материалом, армопенобетон увлажняется при контакте с массивом влажного грунта, вследствие чего теплозащитные свойства армопенобетона снижаются при эксплуатации за 10 лет в 1,2 раза.

Конструкции теплопроводов с пенополиуретаном, применяемые в странах Западной Европы более 40 лет, помогли ряду стран (Дания, Швеция, Норвегия) преодолеть энергетический кризис 70-х годов и показали высокую надежность.

В России предизолированные трубы производятся более 10 лет и успешно эксплуатируются.

Однако за счет их долговечности (более 25 лет), надежности, минимизации тепловых потерь (менее 2 %), сокращения сроков строительства стоимость работ по прокладке, приведенная к одному году эксплуатации, уменьшается на 20-30 %. Безусловно, при использовании новых более надежных конструкций может незначительно возрасти первоначальная стоимость тепловых сетей по сравнению с традиционными. Поэтому одним из основных факторов экономической эффективности применения новых конструкций следует считать не их первоначальную стоимость, а увеличение надежности и срока службы трубопроводов, снижение затрат на их техническое обслуживание в несколько раз.

За срок службы труб в ППУ-изоляции экономия от их применения превышает первоначальное удорожание в 3-6,5 раз. Соотношение стоимости обычной замены труб в проходных каналах и прокладки труб в ППУ-изоляции изменяется от 2,15 на мелких диаметрах до 1,36 на диаметре 300 мм.

Основная экономия при применении труб в ППУ-изоляции получается за счет снижения тепловых потерь на 70-80 % от общей экономии.

Шаровые краны тепло- и гидроизолируются и устанавливаются в грунте.

При бесканальной прокладке тепловых сетей трубами с пенополиуретановой изоляцией в полиэтиленовой оболочке отпадает необходимость устройства дорогостоящих каналов, строительства камер для установки запорной арматуры.

Конструкция трубопроводов тепловых сетей с пенополиуретановой изоляцией выгодно отличается от тепловых сетей с другими видами тепловой изоляции еще и тем, что она может иметь систему оперативного дистанционного контроля (ОДК), стоимость которой не превышает 1,5 % от стоимости тепловой сети. Ее наличие позволяет своевременно устанавливать и устранять возникающие дефекты (увлажнение пенополиуретана), тем самым предотвращать аварии, типичные для тепловых сетей других конструкций. Кроме того, нет необходимости защиты от блуждающих токов, а также устройства дренажа.

В качестве недостатков трубопроводов с пенополиуретановой изоляцией можно привести их горючесть, дымообразующую способность и токсичность выделяемых при горении продуктов, а также ограниченную предельную температуру применения 130 °С. Однако эти недостатки, присущие практически всем органическим материалам, не имеют никакого значения, учитывая рекомендуемые области их применения - подземную бесканальную прокладку (основной объем), в тоннелях и надземную прокладку с оцинкованным стальным защитным покрытием. Как показали исследования, проведенные органами пожарной безопасности, при использовании в качестве защитного покрытия оцинкованной стали, трубопроводы с пенополиуретановой изоляцией не распространяют пламя и не являются пожароопасными.

Это обстоятельство позволило включить их в [40] для транспортировки горючих веществ, в частности сжиженных газов. Для обеспечения полной пожарной безопасности в том же документе для надземной прокладки предусмотрено устройство вставок длиной 3 м из негорючих материалов через 100 м длины трубопровода.

Что касается температуры применения (130 °С и пиковые 150 °С), то при графике 150-70 °С продолжительность температуры более 130 °С в тепловых сетях по данным «Мосэнерго» не превышает 10 суток, а 150 °С - 30 часов в году даже для магистральных трубопроводов, что допускается ГОСТ 30732 на эти трубопроводы с пенополиуретановой изоляцией. Получается преимущества современной прокладки тепловых сетей индустриальным методом, то есть с предварительно изолированными пенополиуретаном трубами, просто огромны по сравнению с трубопроводами, которые используются сейчас.

Также совместно с использованием скорлуп из ППУ для изоляции теплопроводов можно привести возможность замены диаметров трубопроводов на меньшие, что снизит поверхность теплообмена теплопроводов с окружающей средой, следовательно, и бесполезные потери тепла в нее.

Так как у нас в сети четко видно несколько крупных потребителей тепла, удаленных от источника на достаточно приличное расстояние, то одно из эффективных мероприятий по повышению кпд системы может быть ее децентрализация, то есть попытка разместить источник теплоты как можно ближе к потребителю. При этом потребуется снизить мощность теплогенераторов, увеличив их количество. Такое альтернативное решение даст очевидное снижение тепловых потерь, снижение капитальных затрат на трубопроводы, но в качестве дополнительных расходов выступает дополнительное теплогенерирующее оборудование, так как стоимость котельных агрегатов падает далеко не пропорционально их мощности.

В этом разделе нашей задачей дипломной работы является:

- Дать полное описание существующей системы теплоснабжения, то есть общее описание района, источника теплоты, тепловых сетей и потребителей тепловой энергии;

- Определить основные направления деятельности;

- Выявить наиболее затратные элементы энергосистемы района.

После этого приступить к разработке практических рекомендаций по повышению эффективности работы системы теплоснабжения поселка.

2. Анализ основных параметров системы теплоснабжения

2.1 Анализ потребителей

2.1.1 Анализ потребления тепловой энергии в зимний период

2.1.1.1 Определение расхода теплоносителя

При расчете систем теплоснабжения различают два вида тепловых нагрузок: расчетные тепловые нагрузки и тепловые нагрузки, отличные от расчетных. Об их сопоставлении в практике эксплуатации систем отопления зданий и тепловых сетей возникает необходимость при регулировании систем отопления и тепловых сетей. Расчетные тепловые нагрузки позволяют определить расход теплоносителя, мощность источника теплоснабжения, расход топлива на выработку тепловой энергии источником теплоснабжения, диаметры трубопроводов тепловых сетей.

Расчетные тепловые нагрузки на отопление и вентиляцию зданий зависят от температуры наружного воздуха для данного района, наружного объема зданий и их удельных тепловых характеристик.

Однако при наличии проектной документации расчетные тепловые нагрузки и расходы теплоносителя следует принимать по проектным данным. Все приведенные далее расчеты касаются количества тепла, потребляемого непосредственно на объектах, а не отпущенного в сеть (тепловые нагрузки потребителей).

Часовой расход теплоты на отопление определяется, если известны строительные размеры зданий, по формуле [22]:

, Мкал/ч (2.1)

В данной дипломной работе расход тепловой энергии на отопление зданий за отопительный период определяется по формуле [22]:

, Гкал (2.2)

где -поправочный коэффициент, учитывающий зависимость тепловой характеристики здания q_o от расчетной температуры наружного воздуха, = 0,98;

- наружный строительный объем зданий, м³;

- удельная отопительная характеристика здания, зависящая от его назначения и объема, ккал/(м³ ч °С);

- усредненная расчетная температура внутреннего воздуха отапливаемых помещений, °С;

- расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления (температура наиболее холодной пятидневки обеспеченностью 0,92), °С [42];

- средняя температура наружного воздуха за отопительный сезон, °С [42];

- продолжительность отопительного периода, сут [42].

Зная общую нагрузку для теплоснабжения можно определить расход сетевой воды для обеспечения теплоснабжения [25]:

, т/ч (2.3)

где - температура сетевой воды в подающем трубопроводе, °С;

- температура сетевой воды в обратном трубопроводе, °С.

Общий часовой расход теплоносителя определяется по формуле:

_, т/ч

Результаты расчета часовых расходов теплоносителя потребителей тепловой энергии приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1. Часовые расходы теплоносителя в зимний период

Потребитель	Номер участка	Расход сетевой воды на отопление, о, т/ч	Расход сетевой воды на нужды В зимой, Gгв.р., т/ч	Общий расход сетевой воды, Gч, т/ч
1	2	3	4	5
Котельная	0	98,55	0	98,55
Клуб	1	3,51	0	3,51
1 кв. ж/д №1	2	0,62	0	0,62
1 кв. ж/д №4	3	0,62	0	0,62
1 кв. ж/д №5	4	0,62	0	0,62
1 кв. ж/д №3	5	0,62	0	0,62
Столовая ПМК	6	1,58	0	1,58
1 кв. ж/д №2	7	0,45	0	0,45
33 кв. ж/д №26	8	5,91	0	5,91
33 кв. ж/д №25	9	5,91	0	5,91
33 кв. ж/д №24	10	5,91	0	5,91
33 кв. ж/д №23	11	8,09	0	8,09
Дет. сад.	12	1,3	0	1,3
Магазин	13	0,62	0	0,62
Баня	14	0,63	0	0,63
16 кв. ж/д №8	15	3,51	0	3,51
16 кв. ж/д №5	16	3,51	0	3,51
16 кв. ж/д №3	17	3,51	0	3,51
12 кв. ж/д №1	18	2,76	0	2,76
33 кв. ж/д №2	19	5,91	0	5,91
ФАП	20	1,2	0	1,2
24 кв. ж/д №14	21	6,49	0	6,49
24 кв. ж/д №15	22	6,49	0	6,49
16 кв. ж/д №9	23	3,51	0	3,51
Общежитие	24	2,57	0	2,57
Школьные мастерские	25	0,81	0	0,81
Школа	26	4,36	0	4,36

2.1.1.2 Скорость движения теплоносителя

Для проверки значений расходов сетевой воды используется величина скорости теплоносителя, которая не должна превышать 1 м/с.

Скорость движения сетевой воды в м/с на расчетном участке трубопровода определяется по формуле:

, м/с (2.5)

где - расчетный расход сетевой воды на участке, найден по формуле (2.4), т/ч;

d_уч - диаметр расчетного участка трубопровода, м.

Исходя из расчетов скорости движения теплоносителя по магистральным трубопроводам (таблица 2.2), построим диаграмму (рисунок 2.1) Таблица 2.2 содержит: 1 столбец - номер магистрального участка; 2 столбец - диаметр участка, d_уч, мм; 3 столбец - длина участка l_уч, м; 4 столбец - расход воды, G_ч, т/ч; 5 столбец - скорость движения теплоносителя, , м/с.

Таблица 2.2. Скорость движения теплоносителя по магистральным трубопроводам

Номер магистрального участка	Диаметр dуч, мм	Длина участка Lуч, м	Расход воды Gч,т/ч	Скорость теплоносителя V, м/с
102-1	70	60	3,51	0,25
105-2	50	35	0,62	0,09
107-3	50	30	0,62	0,09
107-4	50	30	0,62	0,09
128-5	50	30	0,62	0,09
108-6	50	25	1,58	0,22
109-7	50	15	0,45	0,06
110-8	80	55	5,91	0,33
111-9	70	40	5,91	0,43
112-10	50	5	5,91	0,84
112-11	70	75	8,09	0,58
102-12	50	35	1,3	0,18
113-13	100	80	0,62	0,02
114-14	50	21	0,63	0,09
117-15	50	38	3,51	0,50
118-16	50	11	3,51	0,50
119-17	50	10	3,51	0,50
119-18	50	60	2,76	0,39
120-19	50	5	5,91	0,84
120-20	50	35	1,2	0,17
122-21	80	40	6,49	0,36
122-22	80	30	6,49	0,36
123-23	50	11	3,51	0,50
123-24	100	22	2,57	0,09
124-25	50	11	0,81	0,11
124-26	80	50	4,36	0,24
115-27	50	20	2,4	0,34
125-28	50	30	2,12	0,30
125-29	70	50	2,56	0,18
126-30	50	20	2,34	0,33
127-31	100	10	2,2	0,08
127-32	70	55	5,91	0,43
101-102	200	56	93,83	0,83
104-105	200	56	30,33	0,27
106-107	100	56	1,24	0,04
106-128	200	5	28,47	0,25
128-108	200	27	27,85	0,25
108-109	200	56	26,27	0,23
109-110	125	40	25,82	0,58
110-111	100	40	19,91	0,70
111-112	100	40	14	0,50
103-113	125	5	48,28	1,09
113-114	125	33	47,66	1,08
116-117	100	38	39,46	1,40
117-118	100	34	16,89	0,60
118-119	100	50	13,38	0,47
119-120	80	40	7,4	0,41
121-122	100	45	12,98	0,46
121-123	100	20	6,08	0,22
116-124	80	90	5,17	0,29
114-115	125	57	47,03	1,07
101-125	70	85	3,28	0,24
104-126	100	83	10,45	0,37
126-127	100	63	8,11	0,29
117-121	100	40	19,06	0,67
103-104	150	41	40,78	0,64
105-106	200	53	29,71	0,26
102-103	200	57	89,06	0,79
115-116	125	23	44,68	1,01
0-101	200	41	98,55	0,87

Из диаграммы видно, что примерно на половине участков скорость меньше 0,5 м/с это говорит о завышенных диаметрах трубопровода и о больших тепловых потерях. Но уменьшать диаметры магистральных трубопроводов не целесообразно, так как строятся новые здания и присоединяются к централизованной системе теплоснабжения.

Скорость теплоносителя в отводящих трубопроводах представлена в таблице 2.3.

На рисунке 2.2 построена диаграмма скоростей теплоносителя на отводящих трубопроводах в зимний период.

Таблица 2.3. Скорость теплоносителя в отводящих трубопроводах

Потребитель	Диаметр участка, dуч, мм	Длина участка, lуч, м	Расход сетевой воды на участке, Gч, т/ч	Скорость теплоносителя, v, м/с
1	2	3	5	6
Клуб	70	60	3,51	0,25
1 кв. ж/д №1	50	35	0,62	0,09
1 кв. ж/д №4	50	30	0,62	0,09
1 кв. ж/д №5	50	30	0,62	0,09
1 кв. ж/д №3	50	30	0,62	0,09
Столовая ПМК	50	25	1,58	0,22
1 кв. ж/д №2	50	15	0,45	0,06
33 кв. ж/д №26	80	65	5,91	0,33
33 кв. ж/д №25	70	40	5,91	0,43
33 кв. ж/д №24	50	5	5,91	0,84
33 кв. ж/д №23	70	75	8,09	0,58
Дет. сад.	50	35	1,3	0,18
Магазин	100	80	0,62	0,02
Баня	50	21	0,63	0,09
16 кв. ж/д №8	50	38	3,51	0,50
16 кв. ж/д №5	50	11	3,51	0,50
16 кв. ж/д №3	50	10	3,51	0,50
12 кв. ж/д №1	50	60	2,76	0,39
33 кв. ж/д №2	50	5	5,91	0,84
ФАП	50	35	1,2	0,17
24 кв. ж/д №14	80	40	6,49	0,36
24 кв. ж/д №15	80	30	6,49	0,36
16 кв. ж/д №9	50	11	3,51	0,50
Общежитие	100	22	2,57	0,09
Школьные мастерские	50	11	0,81	0,11
Школа	80	50	4,36	0,24
12 кв. ж/д №7	50	20	2,4	0,34
Дет. сад. ПМК	50	30	2,12	0,30
Пристройка к Дет. саду ПМК	70	50	2,56	0,18
Администрация	50	20	2,34	0,33
4 кв. ж/д №21	100	10	2,2	0,08
33 кв. ж/д №22	70	55	5,91	0,43

Из диаграммы видно, что более чем на половине участков скорость меньше 0,5 м/с это говорит о завышенных диаметрах трубопровода и о больших тепловых потерях теплоносителя. Если уменьшать диаметры магистральных трубопроводов не целесообразно в связи с архитектурным сектором, то отводящие трубопроводы завышены, не оправдано. Также удорожание затрат на транспортировку, амортизацию и повышение тарифов. Далее в дипломной работе рассчитаю новые трубопроводы с более низким диаметром для уменьшения тепловых потерь и дам технико-экономическую оценку мероприятия по замене трубопроводов.

2.1.1.3 Тепловые потери на участках

Тепловые потери в Гкал/ч расчетного участка трубопровода в соответствии с [1] определяется по формуле:

Гкал/ч

где - длина расчетного участка трубопровода, м.

r_tot - норма плотности теплового потока в непроходном канале, Вт/м, [1];

Для составления рейтинга необходимо определить долю тепловых потерь участка тепловой сети от общего количества проходящей через этот участок теплоты. Долю тепловых потерь в процентах от общего количества проходящей через участок теплоты можно определить по выражению:

где - тепловые потери участка, Гкал/год;

- количество проходящей через участок теплоты, Гкал/год.

Расчет тепловых потерь на отводящих трубопроводах приведен в таблице 2.4. На основании расчетов построена рейтинговая диаграмма (Рисунок 2.3).

Таблица 2.4. Тепловые потери на отводящих трубопроводах

Потребитель	Диаметр участка, мм	Длина участка, м	Тип прокладки	Потери тепловой энергии, Гкал	Доля тепловых потерь зимой, Х, %
Клуб	70	60	Подземная	9,72	2,00
1 кв. ж/д №1	50	35	Подземная	5,01	5,84
1 кв. ж/д №4	50	30	Подземная	4,29	7,15
1 кв. ж/д №5	50	30	Подземная	4,29	7,69
1 кв. ж/д №3	50	30	Подземная	4,29	8,21
Столовая ПМК	50	25	Подземная	3,58	1,63
1 кв. ж/д №2	50	15	Подземная	2,15	3,43
33 кв. ж/д №26	80	65	Подземная	11,46	1,61
33 кв. ж/д №25	70	40	Подземная	6,48	0,91
33 кв. ж/д №24	50	5	Подземная	0,72	0,10
33 кв. ж/д №23	70	75	Подземная	12,16	1,71
Дет. сад.	50	35	Подземная	5,01	2,78
Магазин	100	80	Подземная	15,64	11,19
Баня	50	21	Подземная	3,00	3,46
16 кв. ж/д №8	50	38	Подземная	5,43	1,12
16 кв. ж/д №5	50	11	Подземная	1,57	0,32
16 кв. ж/д №3	50	10	Подземная	1,43	0,29
12 кв. ж/д №1	50	60	Подземная	8,58	2,58
33 кв. ж/д №2	50	5	Подземная	0,72	0,10
ФАП	50	35	Подземная	5,01	5,27
24 кв. ж/д №14	80	40	Подземная	7,06	1,12
24 кв. ж/д №15	80	30	Подземная	5,29	0,84
16 кв. ж/д №9	50	11	Подземная	1,57	0,32
Общежитие	100	22	Подземная	4,30	1,39
Школьные мастерские	50	11	Подземная	1,57	1,40
Школа	80	50	Подземная	8,82	1,68
12 кв. ж/д №7	50	20	Подземная	2,86	0,86
Дет. сад. ПМК	50	30	Подземная	4,29	1,46
Пристройка к Дет. Саду ПМК	70	50	Подземная	8,10	2,28
Администрация	50	20	Подземная	2,86	0,92
4 кв. ж/д №21	100	10	Подземная	1,95	0,81
33 кв. ж/д №22	70	55	Подземная	8,91	1,25

Анализируя данные рейтинговой диаграммы на рисунке 2.3 по процентам тепловых потерь можно дать следующие выводы, что ситуация в целом спокойная. Но присутствуют одно здание, для которого можно предложить следующие рекомендации, которые позволят изменить обстановку. Необходимо улучшить теплоизоляцию отводящих трубопроводов или поменять старые трубы на ППУ с целью снижения тепловых потерь в тепловой сети.

2.1.1.4 Затраты на транспортировку теплоносителя

Удельная стоимость транспортировки тепловой энергии по участку тепловой сети можно определить из уравнения [26]:

С_тр = ?Q_уч/?Q_год, руб/Гкал

где ?Q_уч - сумма затрат участка, руб/год;

?Q_год - годовое потребление тепловой энергии потребителем, Гкал/год.

?Q_{уч =} ?З_а + ?З_тп + ?З_ээ, руб

Где ?З_а - доля годовых амортизационных отчислений тепловой сети, приходящаяся на рассматриваемый участок сети, руб/год;

?З_тп - стоимость годовых тепловых потерь участка сети, руб/год;

?З_ээ - затраты, обусловленные перекачкой теплоносителя по участку сети, руб/год.

Величину амортизационных отчислений можно вычислить по формуле 2.10.

?З_а = , руб/год

где С - стоимость трубопроводов на участке тепловой сети, руб;

А - срок амортизации, год.

Стоимость тепловых потерь участка тепловой сети можно определить по формуле 2.11.

?З_тп = Q_тп Т_т , руб/год

где Q_тп - потери тепловой энергии на участке сети, Гкал/час;

Т_т - установленный тариф на тепловую энергию, руб/Гкал;

- время работы системы теплоснабжения в час/год.

Затраты на перекачку теплоносителя определяются из соотношения:

?З_ЭЭ = N T_ээ , руб/год,

где N - мощность сетевых насосов, необходимая для преодоления гидравлического сопротивления отводящих трубопроводов, кВт;

Tээ - тариф на электрическую энергию, руб/кВт.

N = 10^-3, кВт

где Р - напор сетевого насоса, Па;

G - расход сетевой воды, м³/с;

_н - к.п.д. сетевого насоса.

Результаты расчета представлены в таблице 2.5. Таблица 2.5 содержит: 1 столбец - потребитель; 2 столбец - условный диаметр участка; 3 столбец - длина участка; 4 столбец - затраты на транспортировку теплоносителя за год, руб; 5 столбец - удельная стоимость транспортировки тепловой энергии зимой, руб/Гкал.

Таблица 2.5. Затраты на транспортировку теплоносителя

Потребитель	Условный диаметр участка, мм	Длина участка, м	Затраты на транспортировку теплоносителя за год, руб.	Удельная стоимость транспортировки тепловой энергии зимой, руб/Гкал
Котельная	200	41	2120821	70190
Клуб	70	60	196889	966
1 кв. ж/д №1	50	35	77345	1945
1 кв. ж/д №4	50	30	68066	2444
1 кв. ж/д №5	50	30	68066	2630
1 кв. ж/д №3	50	30	68066	2811
Столовая ПМК	50	25	77977	851
1 кв. ж/д №2	50	15	36831	1271
33 кв. ж/д №26	80	65	267863	812
33 кв. ж/д №25	70	40	202621	614
33 кв. ж/д №24	50	5	127415	386
33 кв. ж/д №23	70	75	320121	970
Дет. сад.	50	35	90937	1087
Магазин	100	80	217743	3840
Баня	50	21	51564	1162
16 кв. ж/д №8	50	38	140681	623
16 кв. ж/д №5	50	11	90575	401
16 кв. ж/д №3	50	10	88720	393
12 кв. ж/д №1	50	60	166516	1080
33 кв. ж/д №2	80	5	129654	393

Удельную стоимость транспортировки следует сравнивать с тарифом на тепловую энергию. Если удельная стоимость транспортировки будет выше тарифа, то следует децентрализовать эти здания.

2.2 Гидравлический режим тепловой сети

2.2.1 Расчёт гидравлического режима тепловой сети

Гидравлический расчет тепловых сетей, выполняемый для подбора дроссельных устройств и разработки эксплуатационного режима, производится в целях определения потерь давления в трубопроводах тепловой сети от источника теплоты до каждого потребителя при фактических тепловых нагрузках и существующей тепловой схеме сети.

При гидравлическом расчёте трубопроводов определяют расчётный расход сетевой воды, складывающийся из расчётных расходов на отопление. Перед гидравлическим расчётом составляют расчётную схему тепловой сети с нанесением на ней длин и диаметров трубопроводов, местных сопротивлений и расчётных расходов теплоносителя по всем участкам тепловой сети. Выбирают расчётную магистраль. За расчётную магистраль принимают направление движения теплоносителя от котельной до одного из абонентов, причём этот абонент должен быть наиболее удаленным.

В настоящей дипломной работе гидравлический расчёт тепловой сети выполнен на ЭВМ с применением системы электронных таблиц «Excel».

Суммарные потери напора в трубопроводе определяются по формуле:

где Н_л - линейные потери напора на участке, м;

Н_м - потери напора в местных сопротивлениях, м;

R_л - удельное линейное падение напора, кг/м²м;

l_уч - длинна расчетного участка, м;

а - осреднённый коэффициент местных потерь;

1_экв - эквивалентная длина местных сопротивлений, м;

l_np - приведенная длина рассчитываемого участка трубопровода, м;

р - плотность теплоносителя, кг/м³,Удельное падение давления от трения:

где - коэффициент гидравлического трения;

- скорость воды в трубопроводе, м/с;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

р - плотность теплоносителя, кг/м³;

d - внутренний диаметр трубопровода, м ;

Коэффициент гидравлического трения при Re < Re_пр - рассчитывается по формуле Альтшуля:

где К_э - абсолютная эквивалентная шероховатость в водяных сетях принимается 0,001м при существующей схеме), 0,0005 м (при проектируемой схеме);

Re - действительный критерий Рейнольдса, Re>>68.

Скорость воды в трубопроводе вычисляется и одного из основных уравнения - уравнения неразрывности

, м/с

где G_сет - расход сетевой воды на участке, кг/сек;

d_вн - внутренний диаметр трубопровода, м.

Длина прямолинейного участка трубопровода диаметром d_вн, линейное падение давления, на котором равно падению давления в местных сопротивлениях, является эквивалентной длиной местных сопротивлений:

, м

Где - сумма коэффициентов местных сопротивлений.

При нахождении коэффициентов местных сопротивлений нам необходимо знать расположение всех углов поворотов трассы, задвижек и прочей арматуры. За не имением такой информации, в связи с большой протяжённостью теплотрассы, большим количеством объектов теплопотребления гидравлический расчет будет выполнен без учёта местных сопротивлений. Осредненный коэффициент местных потерь a как и было указано принимаем равный 0,1. Весь гидравлический расчёт был выполнен с учётом этого правила.

Приведенная длина участка тепловой сети вычисляется по формуле:

Стабилизацию гидравлического режима, поглощение избыточных напоров на тепловых пунктах при отсутствии автоматических регуляторов производят с помощью постоянных сопротивлений - дроссельных диафрагм.

Дроссельные диафрагмы устанавливают перед системами теплопотребления или обратном трубопроводе или на обоих трубопроводах в зависимости от необходимого для системы гидравлического режима.

Диаметр отверстия дроссельной диафрагмы определяют по формуле:

где G - расчетный расход воды через дроссельную диафрагму, т/ч;

Н - напор, дросселируемой диафрагмой, м.

Дросселируемый в диафрагме напор находят как разность между располагаемым напором перед системой теплопотребления или отдельным теплоприемником и гидравлическим сопротивлением системы (с учетом сопротивления установленных в ней дроссельных устройств) или сопротивлением теплообменника. При расчетном диаметре диафрагмы менее 2,5 мм избыточный напор дросселируют в двух диафрагмах, устанавливая их последовательно (на расстоянии не менее 10 диаметров трубопровода) либо на подающем и обратном трубопроводах. Во избежание засорения не следует устанавливать дроссельные диафрагмы с диаметром отверстия менее 2,5 мм. Дроссельные диафрагмы, как правило, устанавливают во фланцевых соединениях (на тепловом пункте после грязевика) между запорной арматурой, что позволяет заменять их без спуска воды из системы.

Расчеты производилось с помощью электронных таблиц Excel для Windows.

К гидравлическому режиму данной тепловой сети предъявляются следующие требования:

а) напор в обратном трубопроводе должен обеспечивать залив верхних приборов систем отопления и не превышать допустимое рабочее давление в местных системах. В системах отопления рассчитываемых зданий установлены чугунные секционные радиаторы с допустимым рабочим давлением 60 м.вод.ст.;

б) давление воды во всасывающих патрубках сетевых и подпиточных насосов не должно превышать допустимого по условиям прочности конструкции насосов и быть не ниже 0,5 кгс/см²;

в) давление воды в обратных трубопроводах тепловой сети во избежании подсоса воздуха должно быть не менее 0,5 кгс/см²;

г) давление в подающем трубопроводе при работе сетевых насосов должно быть таким, чтобы не происходило кипение воды при ее максимальной температуре в любой точке подающего трубопровода, в оборудовании источника тепла и в приборах систем теплопотребителей, непосредственно присоединенных к тепловым сетям, при этом давление в оборудовании источника тепла и тепловой сети не должно превышать допустимых пределов их прочности;

д) статическое давление в системе теплоснабжения должно быть таким, чтобы в трубопроводах в случае остановки сетевых насосов, обеспечило залив верхних отопительных приборов в зданиях и не разрушило нижние приборы.

е) перепад давлений на тепловых пунктах потребителей должен быть не меньше гидравлического сопротивления систем теплопотребления, с учетом потерь давления в дроссельных диафрагмах и в соплах элеваторов;

Исходя из этих требований, минимальное положение линии статического пьезометра должно быть на 3-5 метров выше наиболее высоко расположенных приборов, а максимальное значение не превышать 80 м.

Для учета взаимного влияния рельефа местности, высоты абонентских систем, потерь давления в тепловых сетях и ряда требований в процессе разработки гидравлического режима тепловой сети необходимо строить пьезометрический график. На пьезометрическом графике величины гидравлического потенциала выражены в единицах напора.

Пьезометрический график представляет собой графическое изображение напоров в тепловой сети относительно рельефа местности, на которой она расположена. На пьезометрическом графике в определенном масштабе наносят рельеф местности, высоту присоединенных зданий величины напоров в сети. На горизонтальной оси графика откладывают длину сети, а на вертикальной оси графика напоры. Линии напоров в сети наносят как для рабочего, так и для статического режимов.

2.2.2 Пьезометрический график

Пьезометрический график представляет собой графическое изображение напоров в тепловой сети относительно местности, на которой она проложена. На пьезометрическом графике в определенном масштабе наносят рельеф местности, высоту присоединенных зданий, величины напоров в сети. На горизонтальной оси графика откладывают длину сети, а на вертикальной оси - напоры. Пьезометрический график строят следующим образом:

1) принимая за ноль отметку самой низкой точки тепловой сети, наносят профиль местности по трассе основной магистрали и ответвлений, отметки земли которых отличаются от отметок магистрали. На профиле проставляют высоты присоединенных зданий;

2) наносят линию, определяющую статический напор в системе (статический режим). Если давление в отдельных точках системы превышает пределы прочности, необходимо предусмотреть подключение отдельных потребителей по независимой схеме или деление тепловых сетей на зоны с выбором для каждой зоны своей линии статического напора. В узлах деления устанавливают автоматические устройства рассечки и подпитки тепловой сети;

3) наносят линию напоров обратной магистрали пьезометрического графика. Уклон линии определяют на основании гидравлического расчета тепловой сети. Высоту расположения линии напоров на графике выбирают с учетом вышеприведенных требований к гидравлическому режиму. При неровном профиле трассы не всегда возможно одновременно выполнять требования заполнения верхних точек систем теплопотребления, не превысив допустимые давления. В этих случаях выбирают режим, соответствующий прочности нагревательных приборов, а отдельные системы, залив которых не будет обеспечен вследствие низкого расположения.

Линия пьезометрического графика обратного трубопровода магистрали в точке пересечения с ординатой, соответствующей началу теплосети, определяет необходимый напор в обратном трубопроводе водоподогревательной установки (на входе сетевого насоса);

4) наносят линию подающей магистрали пьезометрического графика. Уклон линии определяют на основании гидравлического расчета тепловой сети. При выборе положения пьезометрического графика учитывают предъявляемые к гидравлическому режиму требования и гидравлические характеристики сетевого насоса. Линия пьезометрического графика подающего трубопровода в точке пересечения с ординатой, соответствующей началу теплосети, определяет требуемый напор на выходе из подогревательной установки. Напор в любой точке тепловой сети определяется величиной отрезка между данной точкой и линией пьезометрического графика подающей или обратной магистрали.

Из пьезометрического графика видно, что статический напор на вводах из котельной составляет ДН=20 м.в.ст.

3. Разработка рекомендаций по повышению эффективности системы теплоснабжения

Данная глава содержит рекомендации по повышению эффективности системы теплоснабжения поселка Комаричи, которые заключаются в регулировке гидравлического режима тепловой сети, замене отводящих трубопроводов на трубопроводы с меньшим диаметром и децентрализации некоторых объектов от централизованной системы теплоснабжения.

3.1 Рекомендации по отводящим трубопроводам

В российских тепловых сетях теряется около 30 % тепловой энергии, вырабатываемой на нужды теплоснабжения. Одним из способов повышения эффективности системы теплоснабжения поселка, отапливаемого котельной является уменьшение диаметров существующих трубопроводов, то есть необходимо произвести замену старых труб, желательно на трубы с пенополиуретановой изоляцией, в связи с их долговечностью, простотой монтажа и низкими теплопотерями.

Одной из причин этого является завышенный диаметр трубопроводов тепловой сети.

Если завышение диаметров магистральных трубопроводов оправдано запасом для развития системы и присоединение новых объектов, то завышение диаметров отводящих трубопроводов является причиной неоправданных потерь тепловой энергии в ТС.

На наш взгляд, наиболее перспективным является снижение среднего диаметра трубопроводов ТС путём замены используемых отводящих трубопроводов на трубопроводы меньшего диаметра при аварийных или планово-предупредительных ремонтах. Такой подход позволит оптимизировать систему теплоснабжения, сохранив потенциал ТС по транспортировке тепловой энергии на случай подключения новых потребителей, окажет наименьшее влияние на существующую систему теплоснабжения.

Сущность способа заключается в прокладке нового прямого или обратного отводящего трубопроводов, осуществляемой путем установки трубопроводов меньшего диаметра. При этом диаметр устанавливаемых трубопроводов выбирают таким образом, чтобы гидравлическое сопротивление прямого и обратного трубопровода было максимально приближено к гидравлическому сопротивлению сужающего устройства, но не превышало его. Преимущество отдаётся подающим трубопроводам, так как их потери тепловой энергии больше ввиду более высокой температуры проходящего по ним теплоносителя.

В соответствии с существующей методикой гидравлического расчёта тепловых сетей [12] минимальный диаметр трубопроводов может быть рассчитан как:

, м

где G - расход теплоносителя, т/ч;

- плотность теплоносителя, кг/м³;

h_м - перепад давления на ответвлении от магистрального трубопровода к объекту, Па;

h_п - требуемый перепад давления для системы теплоснабжения объекта, Па.

к_э - абсолютная эквивалентная шероховатость трубопроводов.

При расчёте минимального допустимого диаметра трубопроводов используется максимальное допустимое значение коэффициента шероховатости. При отсутствии более точных данных можно принять значение к_э = 0,001м.

К установке принимается трубопроводы с ближайшим по значению большим внутренним диаметром. Возможен вариант установки подающего и обратного трубопроводов разного диаметра, при этом средний диаметр отводящих трубопроводов данного участка сети должен быть больше минимально допустимого диаметра.