Проектирование системы теплоснабжения больничного комплекса
Анализ существующей системы энергетики Санкт-Петербурга. Тепловые сети. Сравнительный анализ вариантов развития системы теплоснабжения. Обоснование способов прокладки теплопроводов. Выбор оборудования и строительных конструкций системы теплоснабжения.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 12.11.2014 |
| Размер файла | 476,5 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
- 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:
|
?Qopi |
1,74 |
МВт |
|
|
?Qвpi |
0,89 |
МВт |
|
|
?QГВСср.нi |
0,24 |
МВт |
|
|
?Q |
2,87 |
МВт |
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 |
°С |
||
|
ц0 |
0,26 |
0,474 |
0,604 |
0,674 |
1,000 |
|
|
цв |
0,38 |
0,73 |
0,89 |
1,000 |
1,48 |
|
|
Отопление, Qo МВт |
0,45 |
0,82 |
1,05 |
1,17 |
1,74 |
|
|
Вентиляция, Qв МВт |
0,338 |
0,65 |
0,792 |
0,89 |
1,32 |
|
|
ГВС, Qгвс МВт |
0,24 |
0,24 |
0,24 |
0,24 |
0,24 |
|
|
?Q МВт |
1 |
1,71 |
2 |
2,3 |
3,297 |
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 |
+8 |
|
|
час |
21 |
83 |
273 |
708 |
1533 |
2878 |
5256 |
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.
8. 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.
9. 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;
2) сохранение конденсата на станции, что имеет особенно важное значение для станции высокого давления;
3) возможность центрального регулирования однородной тепловой нагрузки или определённого сочетания двух разных видов нагрузки при одинаковом отношении расчётных величин этих нагрузок у абонентов;
4) более высокий КПД системы теплоснабжения вследствие отсутствия в абонентских установках потерь конденсата и пара, имеющих место в паровых системах;
5) повышенная аккумулирующая способность водяной системы.
Основные недостатки воды как теплоносителя:
1) больший расход электроэнергии на перекачку по сравнению с расходом электроэнергии на перекачку конденсата в паровых системах;
2) большая чувствительность к авариям, так как утечки теплоносителя из паровых сетей вследствие значительных удельных объёмов пара во много раз меньше, чем в водяных системах;
3) 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;
2) прост контроль герметичности системы теплоснабжения.
Основные преимущества открытых систем теплоснабжения;
1) возможность использования для ГВС низкопотенциального тепла;
2) упрощение и удешевление абонентских вводов (подстанций) и повышение долговечности местных установок ГВС.
Таким образом, при проектировании системы теплоснабжения производим выбор:
1) теплоносителя - горячая вода, т.к. в данном квартале (по заданию) отсутствует производственная (технологическая) нагрузка;
2) тип системы теплоснабжения - закрытая, т.к. в современных условиях большое значение имеет качество воды и в последние годы открытые системы теплоснабжения не применяются;
3) 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, oС |
ф1= ф3 |
ф2 |
д1 |
д2 |
ф1п |
ф2п |
ф2v |
|
|
+8 єС |
70 |
54,4 |
1 |
5.4 |
71.6 |
49 |
24 |
|
|
=-1,8 єС |
70 |
54,4 |
1 |
5.4 |
71,6 |
49 |
||
|
-7,8 oС |
70 |
54,4 |
1 |
5.4 |
71,6 |
49 |
||
|
tни =-8,3єС |
70 |
54,4 |
1 |
5.4 |
71,6 |
49 |
48,2 |
|
|
= -11 єС |
74 |
57,1 |
1.3 |
4,2 |
75.3 |
51.4 |
50,6 |
|
|
= -26 єС |
95 |
70 |
0 |
5,3 |
95 |
63 |
47 |
Определение балансовой нагрузки ГВС:
где = 1,2 - балансовый коэффициент.
=1,2*0,24=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.
10. 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
|
расход |
1-ая зона |
2-ая зона |
3-ья зона |
|
|
Gо кг/с |
5,94 |
14 |
14 |
|
|
Gв кг/с |
8,5 |
8,5 |
7,4 |
|
|
,кг/с |
14,4 |
22,5 |
21,4 |
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-ка |
G, кг/с |
Длина |
dнхS |
Wв, м/с |
Rлф, Па/м |
ДР, Па |
УР, Па |
|||
|
L |
Lэкв |
Lпр |
||||||||
|
ГЛАВНАЯ МАГИСТРАЛЬ |
||||||||||
|
1 |
25 |
100 |
12,8 |
112,8 |
219х6 |
0,76 |
33 |
3722,4 |
15830 |
|
|
2 |
22,4 |
30 |
7,1 |
37,1 |
219х6 |
0,7 |
26,6 |
986,9 |
12107,6 |
|
|
3 |
21,5 |
70 |
31 |
101 |
194х6 |
0,85 |
48,3 |
4878,3 |
11120,7 |
|
|
4 |
18,75 |
15 |
9,3 |
24,7 |
194х6 |
0,74 |
36,7 |
891,8 |
6242,4 |
|
|
5 |
1,6 |
35 |
6,5 |
41,5 |
76х3,5 |
0,44 |
43,6 |
1806,8 |
5350,6 |
|
|
6 |
0,75 |
20 |
4,34 |
24,34 |
57х3,5 |
0,4 |
52 |
1317,7 |
3543,8 |
|
|
7 |
0,58 |
22 |
4,34 |
26,34 |
57х3,5 |
0,3 |
31 |
816,5 |
2226,1 |
|
|
8 |
2,76 |
19 |
6,63 |
25,6 |
89х4 |
0,54 |
55 |
1409,6 |
1409,6 |
|
|
№ участка |
G, кг/с |
Длина |
dнхS |
Wв, м/с |
Rлф, Па/м |
ДР, Па |
УР, Па |
|||
|
L |
Lэкв |
Lпр |
||||||||
|
ОТВЕТВЛЕНИЯ |
||||||||||
|
А.1 |
17,14 |
16 |
14,2 |
30,2 |
194х6 |
0,68 |
30,7 |
927,15 |
5800 |
|
|
А.2 |
8,64 |
50 |
6,84 |
56,84 |
133х4 |
0,72 |
56 |
3183 |
4872,6 |
|
|
А.3 |
8,56 |
23 |
5,3 |
28,3 |
133х4 |
0,72 |
55 |
1556,5 |
1689,64 |
|
|
А.4 |
0,06 |
37 |
2,16 |
39,16 |
32х2,5 |
0,08 |
3,4 |
133,14 |
133,14 |
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
1 поворот - о=1
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
1 сужение потока - о=1
2 тройника - о=1х2=2
1 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
1 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
1 сужение потока - о=1
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
1 сужение потока - о=1
2 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
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
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
1 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
1 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
1 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:
1. 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. Размещены неподвижные опоры между компенсаторами и участками самокомпенсации и совмещены с ушами ответвлений для принятия горизонтальных боковых нагрузок на них.
В данном проекте расстояния между ними выбраны конструктивно, в зависимости от геометрического расположения трассы и не превышают рекомендуемые расстояния [26], которые зависят от параметров теплоносителя и диаметров трубопроводов.
3. Компенсаторы служат для восприятия температурных удлинений трубопроводов. Гибкие компенсаторы - самые распространенные. Наиболее простая компенсация достигается естественной гибкостью поворотов трубопровода, изогнутого под углом не более 130°.
В данном проекте проблема компенсации тепловых удлинений решена за счет П-образных компенсаторов, углов поворота трассы и сильфонных компенсаторов.
П-образные компенсаторы просты в изготовлении, не нуждаются в обслуживании, не требуют сооружения камер для них.
Для гибких компенсаторов и углов поворота приняты крутоизогнутые отводы с радиусом сгиба R=1,5 • Dу. Перед монтажом компенсаторы необходимо растянуть. Предварительная растяжка выполняется на величину, равную половине теплового удлинения трубопровода [19, 26].
Теплотрасса прокладывается с уклоном не менее 0,002 мм/.м для улучшения спуска воды и выпуска воздуха. На ответвлениях к отдельным зданиям уклон принят от здания к камере.
В высоких точках трассы установлены воздушники для выпуска воздуха, в низких точках - спускники для спуска воды. Диаметры воздушников и спускных устройств принимают в зависимости от диаметров дренируемых трубопроводов [6,26]. В высоких точках воздушники и открытом состоянии ускоряют выпуск волы из отключённого участка трубопровода. Спускаемая вода отводится в приемники теплофикационных камер, оттуда - в сбросной колодец и в канализацию.
Отключение зданий производится в теплофикационных камерах, где установлена отключающая арматура и неподвижные опоры, которые воспринимают нагрузки от отключаемого участка (горизонтальные боковые)
Строительные конструкции тепловых сетей принимаются сборными из унифицированных железобетонных и бетонных элементов. В данном проекте применены каналы из лотковых элементов размерами 1920x650. 1600x450. 1300x450 мм.
Теплофикационные камеры имеют высоту 2,1 м. и 2,3 м. В камерах предусмотрены люки, скобы для спуска и бетонированные приемники для спуска воды. В черте построек социально-культурного назначения камеры заглублены.
Трубопроводы покрываются антикоррозионным покрытием, состоящей из холодной изольной мастики и двух слоёв изола, изолируются и покрываются защитным покрытием - рулонным стеклопластиком [6].
Правильное конструирование элементов тепловых сетей является главным условием надежной эксплуатации системы теплоснабжения.
14. Прочностные расчеты трубопроводов и опор тепловых сетей
Основными задачами расчета трубопроводов на прочность являются определение или проверка толщины стенок, пролетов между подвижными опорами, допускаемых компенсационных напряжении и усилии, действующих на опоры.
Определение напряжений в трубопроводах и пролета между опорами
Наиболее слабым местом стальных трубопроводов, по которому следует вести проверку напряжений, являются сварные стыки.
Расчет ведется для участка №35 (Ду 150).
Основные напряжения, возникающие в трубопроводах тепловых сетей:
1) Напряжение растяжения под действием внутреннего давления в двух плоскостях: торцевой, нормальной к оси трубы, у1 и продольной, проходящей через ось трубы у 2.
2) Напряжение изгиба у3 под действием собственного веса трубопровода, веса трубопровода, веса изоляции и теплоносителя;
3) Напряжение изгиба у4 действием самокомпенсации температурных деформации в гнутых компенсаторах и на участках естественной компенсации;
4) Напряжение от кручения ф под действием термической деформации (возникает при пространственной конфигурации теплопровода).
Напряжение растяжения в стенке трубы под действием внутреннего давления в торцевой у1 и продольной у2 плоскостях, Па:
у1 = (p • dв) / (4 • д • ц) (9.1)
у2 = (p • dв) / (2 • д • ц) (9.2)
где р - внутреннее давление. Пa;
dв - внутренний диаметр трубы, м;
д - толщина стенки трубы, м;
ц - коэффициент прочности продольного сварного шва, в зависимости от конструкции шва и способа сварки ц = 0,6 ч 0,9.
р=1,6 МПа; dв=0,15 м; д =0,0045 м; ц = 0,8; dн = 0,159 м.
у1 = (1,6 • 0,15)/4 • 0,0045 • 0,8 = 16,67 МПа
у2 = (1,6 • 0,15)/2 • 0,0045 • 0,8 = 33, 33 МПа
Суммарное напряжение от растяжения под действием внутреннего давления при у1 >0, Па:
у1 = (у12 + у22 - у1 • у2)1/2 = (p • dв)/(2,3 • д • ц) (9.3)
у1 = (1,6 • 0,15)/(2,3 • 0.0045 • 0,8) = 28,986 МПа
Максимальный изгибающий момент под опорами и в середине пролета между опорами М1/2, Н • м и максимальный прогиб f1/2, м:
-М = (q • l2)/12 (9.4)
М1/2 = (q • l2)/ 24 (9.5)
Эпюpa изгибающих моментов, действующих на трубопровод:
f1/2 = (q • l4)/384 • E • J (9.6)
где l - расстояние между подвижными опорами, м;
E - модуль продольной упругости, E = 19,62 • 1010 Па;
J - экваториальный момент инерции поперечного сечения трубы, м.
J = р/64 • (dн4 - dв4) (9.7)
J = 3,14/64 • (0,1594 - 0,154) = 0,52 • 10-6 м,
где: dн - наружный диаметр трубы, м;
q - удельная нагрузка 1 м в рабочем состоянии, выбирается по таблице, Н/м;
qв = m • g = 17,2 • 9,8= 68,56 (9.8)
q = qв = 168,56 Н/м
qв - вертикальная удельная нагрузка, учитывающая вес трубопровода с теплоносителем и изоляцией, выбирается но таблице, Н/м.
-М = (168,56 • 92)/12 = 1137,8 Н/м
М1/2 = (168,56 • 92)/ 24 = 568,89 Н/м
f1/2 = (168,56 • 94)/384 • 19,52 • 10-10 • 6,52 • 10-6
Напряжение изгиба от внешнего изгибающего момента, Па:
у3 = M / ц • W (9.9)
где W - момент сопротивления поперечного сечения трубы, м3
W = (2 • J) / dн = р/32 • (dн4 - dв4)/ dн (9.10)
цп = 0,6 ч 0,9 - коэффициент прочности поперечного сварного шва при изгибе.
W = 3,14/32 • (0,1594 - 0,154)/ 0,15 = 8,2 • 10-5 м3
цп = 0,8
у3 = 568,89 / 0,8 • 8,2 • 10-5= 17,34 МПа
Максимальный прогиб не должен превышать величину, м:
f1/2 < 0,25 • l • i (9.11)
где i - уклон трубопровода, i = 6,4% = 0,064
0,25 • l • i = 0,25 • 9 • 0,064 = 0,144 м
f1/2 = 0,002252 м < 0,144 м
Напряжение от изгиба:
у4 = 13 МПа (9.12)
Суммарное напряжение от изгиба, МПа:
уи = (у32 + у42)1/2 = (17,342 + 132)1/2 = 21,67
При одновременном действии всех видов деформации - растяжения и изгиба - приведенное максимальное напряжение не должно превосходить допустимого для сечение со сварным швом, Па:
упр = (ур2 + уи2)1/2 < [удоп] (9.13)
где [удоп] - допустимое напряжение, выбирается по таблице.
[удоп] = 110 МПа - для стали Ст 3КП
упр = (28,9862 + 21,672)1/2 = 36,19 МПа < [удоп] = 110 МПа
Длина пролета между подвижными опорами при одинаковом расстоянии между ними определяется по формуле, м:
L = (12 • у3доп • W/q)1/2 (9.14)
где у3доп - допускаемое напряжение изгиба под действием силы тяжести, Па
у3доп = в • ц • [удоп] (9.15)
в - коэффициент, в = 0,4ч0,5
ц - коэффициент прочности продольного сварного шва, ц = 0,6ч0,9
у3доп = 0,4 • 0,8 • 110 = 35,2 МПа
L = (12 • 35,2 • 8,2 • 10-5/168,56)1/2 = 14,34 м
Определение нагрузок на опоры
Расчёт ведётся для участка.
Вертикальную нормативную нагружу на опору труб Fv следует определять по формуле, Н:
Fv = qв • L (9.16)
Fv = 168,56 • 14,34 = 2416,3 H
Горизонтальные нормативные осевые Fhx и боковые Fhy, нагрузки на подвижные опоры труб от сил трения в опорах следует определить по формулам, Н:
Fhx = µx • qв • L (9.17)
Fhy = µy • qв • L (9.18)
где Fhx, Fhy - коэффициенты трения в опорах соответственно при перемещении опоры вдоль оси трубопровода и под углом к оси.
Для скользящих опор: µx = 0,3; µxу = 0,3.
Fhx = 0,3 • 168,56 • 14,34 = 724,9 Н
Fhy = 0,3 • 168,56 • 14,34 = 724,9 Н
Результирующее осевое усилие, действующее на неподвижную опору, Н:
N = a • p • р • (dв2 /4) + µ • q • ДL + ДS (9.19)
где ДL - разность длин участков трубопроводов с обеих сторон неподвижной опоры, м;
µ - коэффициент трения на подвижных опорах;
ДS - разность осевых сил компенсаторов с обеих сторон неподвижной опоры. Н;
а - коэффициент, а = 1 для неразгруженных неподвижных опор;
ДS = 35 кН - задаемся;
р = 1,6 MПа;
dв = 0,15 м;
µ = 0,3;
q = 168,56 Н/м;
ДL = 43 м
N = (1 • 1,6 • 3,14 • 0,152 / 4) + 0,3 • 168,56 • 34 + 35000 = 64,98 Н
15. Расчет самокомпенсации тепловых деформаций трубопроводов. Выбор и расчет компенсаторов
Для восприятия температурных деформаций и разгрузки трубопровода от термических напряжений применяют компенсирующие устройства или придают упругие свойства самому трубопроводу (самокомпенсация). При нагревании или остывании стального трубопровода длина его 1 нач. м и изменяется на 1,1-1,2 мм на каждые 100°С изменения температуры.
Трубопроводы, самокомпенсирующиеся за счёт собственной гибкости, находят самое широкое применение в проектировании и строительстве тепловых сетей. Участки трубопроводов с самокомпенсацией наиболее надёжны в эксплуатации, не имеют утечек теплоносителя и не требуют регулярного наблюдения за работой.
Наиболее широкое применение получила Г-образная схема.
Расчет сальниковых компенсаторов (или П-образных)
Расчет начинается с вычисления координат упругого центра, хs и уs. Вследствие симметричности упругий центр s лежит на оси у, поэтому хs= 0
В расчетах учитывается возрастание гибкости изогнутых участков по теории Кармана:
уs = (6,28 / k + 3,14 • m / k + m2 + 2 • m + p •(m + 2))•R / Lпр (10.1)
где: Lпр - приведенная длина оси компенсатора, м
Lпр = (2 • n + 2 • m + p + 6,28 / k) • R (10.2)
Расчетная схема П- образных компенсаторов:
Lпр = (2 • 83,3 + 2 • 5,55 + 8,33 + 6,28 / 0,42) • 0,36 = 72,35 м
где nR = 30 м, mR = 2 м, pR = 3 м.
уs = (6,28 / 0,42 + 3,14 • 0,42 / k + 5,552 + 2 • 5,55 + 8,33 •(5,55 + 2)) • 0,36 / 72,35 = 0,8023 м
Далее вычисляем момент инерции упругой линии оси компенсатора относительно оси xs, м3
Jxs = (9,42 / k + 10.28 / k + 3,14 • m / k + 0,67 • m3 + 2 • m2 + 2 • m + p • (m + 2)2) • R3 - Lпр • ys2 (10.3)
Jxs = (9,42 / 0,42 + 10.28 / 0,42 + 3,14 • 5,5 / 0,42 + 0,67 • 5,53 + 2 • 5,52 + 2 • 5,5 + 8,3 • (5,5 + 2)2) • 0,363 - 72,35 • 0,80232 = -11,6 м3
Сила упругого отпора компенсатора, Pх Н:
Px = ДLк •E • J / Jxs (10.4)
ДLк = б • Дt • Lпр = 12 • 10-6 • 176 • 72,35 = 0,153 м
Px = 0,153 • 19,62 • 10-10 • 84 • 10-8 / -11,6 = -2173,7 H
Максимальный изгибающий момент действующий вверху компенсатора (на прямом участке в месте начала изгиба)
Mmax = Px • (H - ys) = -2173,7 • (3 - 3,16) = 347,8 Нм (10.5)
Подобные документы
Расчет нагрузок отопления, вентиляции и горячего водоснабжения зданий жилого микрорайона. Гидравлический и тепловой расчет сети, блочно-модульной котельной для теплоснабжения, газоснабжения. Выбор источника теплоснабжения и оборудования ГРУ и ГРПШ.
курсовая работа [1,1 M], добавлен 12.03.2013Исследование надежности системы теплоснабжения средних городов России. Рассмотрение взаимосвязи инженерных систем энергетического комплекса. Характеристика структуры системы теплоснабжения города Вологды. Изучение и анализ статистики по тепловым сетям.
дипломная работа [1,4 M], добавлен 10.07.2017Параметры наружного воздуха. Расчет нагрузок потребителей теплоты. Выбор системы теплоснабжения. Определение расходов сетевой воды. Построение пьезометрического графика. Температурный график регулирования закрытой независимой системы теплоснабжения.
курсовая работа [321,4 K], добавлен 23.05.2014Проектирование системы теплоснабжения с использованием теплового насоса (отопление и горячее водоснабжение). Теплотехнический расчет системы. Расчет системы теплового насоса, теплопередающая поверхность конденсатора и производительность хладагента.
контрольная работа [158,3 K], добавлен 04.03.2012Эффективность водяных систем теплоснабжения. Виды потребления горячей воды. Особенности расчета паропроводов и конденсатопроводов. Подбор насосов в водяных тепловых сетях. Основные направления борьбы с внутренней коррозией в системах теплоснабжения.
шпаргалка [1,9 M], добавлен 21.05.2012Описание систем теплоснабжения исследуемых помещений. Оборудование, используемое для аудита систем теплоснабжения, результаты измерений. Анализ результатов исследования и план энергосберегающих мероприятий. Финансовый анализ энергосберегающих мероприятий.
дипломная работа [93,3 K], добавлен 26.06.2010Оценка расчетных тепловых нагрузок, построение графиков расхода теплоты. Центральное регулирование отпуска теплоты, тепловой нагрузки на отопление. Разработка генерального плана тепловой сети. Выбор насосного оборудования системы теплоснабжения.
курсовая работа [2,5 M], добавлен 13.10.2012Расчет и анализ основных параметров системы теплоснабжения. Основное оборудование котельной. Автоматизация парового котла. Предложения по реконструкции и техническому перевооружению источника тепловой энергии. Рекомендации по осуществлению регулировки.
дипломная работа [1,4 M], добавлен 20.03.2017Характеристика города Благовещенска, характеристика здания. Сведения о системе солнечного теплоснабжения. Расчет целесообразности установки системы для учебного корпуса №6 Амурского государственного университета. Выбор оборудования, срок окупаемости.
курсовая работа [1,6 M], добавлен 23.05.2015Исследование и проектирование геотермальных установок, а также системы отопления, работающих на геотермальных источниках теплоснабжения. Расчет коэффициента эффективности для различных систем геотермального теплоснабжения. Подбор отопительных приборов.
контрольная работа [139,6 K], добавлен 19.02.2011
