4.3.2. Методические указания

Курсовой проект включает в себя:

Пояснительную записку (ПЗ) на 40-50 страницах стандартной писчей бумаги (формат А4)в составе:

• Титульный лист.

• Реферат.

• Содержание.

• Введение.

• Основная часть.

• Заключение.

• Список литературы.

• Приложения.

Графическую часть на 2 листах чертёжной бумаги формата А1.

Ниже приводятся рекомендации по выполнению ПЗ с необходимыми теоретическими положениями, а также графической части КП.

Реферат

Содержит лаконичное (в одном-двух абзацах) описание содержательной части КП.

Содержание (перечень разделов, глав и параграфов ПЗ с указанием страниц).

Введение……

Основная часть……

1. Задание на курсовой проект

2. Выбор основного оборудования ТЭЦ……

2.1. Тепловые нагрузки производственных потребителей по пару……

2.2. Тепловые нагрузки коммунально-бытовых и производственных потребителей по сетевой воде……

2.3. Выбор типа и количества основного оборудования ТЭЦ……

3. Регулирование отпуска теплоты от ТЭЦ……

4. Тепловые сети……

4.1. Выбор схемы, прокладки и оборудования тепловых сетей……

4.2. Гидравлический расчёт и пьезометрический график……

4.3. Тепловой расчёт теплопроводов……

4.4. Расчёт на прочность тепловых сетей ……

4.4.1. Компенсация температурных удлинений……

4.4.2. Расчёт на прочность……

5. Проектные решения по принципиальной тепловой схеме ТЭЦ……

Заключение……

Список литературы……

Приложение……

(С целью облегчения работы над проектом, которая связана с необходимостью использования значительного объёма справочных материалов из различных литературных источников, методические указания дополнены расширенным «Приложением»).

Введение

Приводится общая характеристика централизованного теплоснабжения, перспектив его развития и места в топливно-энергетическом комплексе России. Используемые материалы должны базироваться (с обязательными ссылками) на официально принятых документах (например, ЭС-2020 [1]) и в специализированных журналах: «Энергетик», «Промышленная энергетика», «Теплоэнергетика», «Электрические станции», «Новости теплоснабжения» и др.

Основная часть

Задание на курсовой проект

Приводятся исходные данные на проектирование в соответствии с выбранным по шифру вариантом (рис.1.КП, табл.1-3.КП) или с индивидуальным 223оссии223ем на основании заявки предприятия. При выдаче задания по заявке предприятия студент по согласованию с преподавателем формулирует соответствующее содержание «Основной части» КП.

Приступая к выполнению расчётов по КП, необходимо изучить теоретические основы, изложенные в соответствующих разделах основного учебника [1] или, хотя бы, опорного конспекта (ОК).

Выбор основного оборудования ТЭЦ

Выбор основного оборудования производственно-отопительной ТЭЦ определяется уровнем тепловых нагрузок по технологическому пару и сетевой воде.

Тепловые нагрузки производственных потребителей по пару

Расчетная технологическая нагрузка определяется по приведённой ранее формуле (7.КР) с поправкой на потери в паровых сетях = 0,05…0,08; кВт (МВт) и Гдж/ч¹

Q = D [h_п – β_к (h_к – h_х) – h_х] (1 + )·10^-3. (1.КП)

Необходимые для теплотехнических расчётов теплофизические характеристики воды и водяного пара принимаются по таблицам [11]

Годовой отпуск теплоты потребителям по технологическому пару равен, ГДж (МВт·ч)

(2.КП)

Годовой график технологических нагрузок строится в виде ступенчатой линии, а каждая ступенька характеризует среднюю нагрузку рассматриваемого месяца i, определяемую по формуле

(3.КП)

где - относительная величина средней технологической нагрузки месяца i;

- сумма относительных величин средних технологических нагрузок по месяцам за год (Приложение П2)

Таким образом, на графике по оси абсцисс откладываются месяцы года в виде равных отрезков, а по оси ординат – соответствующие им средние нагрузки в ГДж. График приводится в ПЗ в виде рисунка, иллюстрирующего результаты расчёта.

Все описанные выше и последующие расчёты рекомендуется выполнять при написании ПЗ на ПК в текстовом редакторе Word с помощью встроенной таблицы Excel, а для построения графиков использовать Мастер диаграмм.

Тепловые нагрузки коммунально-бытовых и производственных потребителей по сетевой воде

Нагрузки коммунально-бытовых потребителей определяются в соответствии с данными СНиП. рекомендации по их расчету приведены в справочниках [10.

Расчетные тепловые нагрузки

Расчетная нагрузка отопления, Вт (МВт) и ГДж/ч

(4.КП)

где q_о – укрупненный показатель максимального теплового потока на отопление жилых зданий на 1 м² общей площади (Приложение П3), Вт/м²; A = mf – общая площадь жилых зданий, м²; f – норма общей площади в жилых зданиях на 1 чел. ( может приниматься равной 18 м²/чел); =0,25 – коэффициент, учитывающий долю теплового потока на отопление общественных зданий.

Расчетная нагрузка вентиляции, Вт (МВт) и ГДж/ч

(5.КП)

где = 0,6 – коэффициент, учитывающий долю теплового потока на вентиляцию общественных зданий.

Расчетная нагрузка горячего водоснабжения, Вт (МВт) и ГДж/ч

(6.КП)

где q_r – укрупненный показатель среднего теплового потока на горячее водоснабжение на 1 чел. (Приложение П.4), Вт/чел.

Расчетная нагрузка коммунально-бытовых потребителей, Вт (МВт) и ГДж/ч

(7.КП)

Средние тепловые нагрузки

Средняя нагрузка отопления, Вт (МВт) и Гдж/ч

(8.КП)

где - расчетная для отопления и средняя за отопительный период температуры наружного воздуха (Приложение П.5); - расчётная температура внутреннего воздуха отапливаемых зданий ( =18 - для жилых и общественных зданий при ≥ -30 , =20 - то же при < -30 ; =16 - для производственных зданий).

Средняя нагрузка вентиляции, Вт (МВт) и ГДж/ч

(9.КП)

Средняя за отопительный период нагрузка горячего водоснабжения, Вт (МВт) и ГДж/ч

. (10.КП)

Средняя за неотопительный период нагрузка горячего водоснабжения, Вт (МВт) и Гдж/ч

, (11.КП)

где = 5 и = 15 - соответственно температуры холодной (водопроводной) воды в отопительный и неотопительный период;  - коэффициент, учитывающий изменение среднего расхода воды на горячее водоснабжение в неотопительный период по отношению к отопительному (= 0,8 – для жилых и общественных зданий; =1,5 – то же для курортных и южных городов; =1 – для предприятий).

Средняя за отопительный период нагрузка коммунально-бытовых потребителей, Вт (МВт) и ГДж/ч

. (12.КП)

Годовые расходы теплоты

Годовой расход теплоты на отопление, МВт·ч и ГДж

, (13.КП)

где h _о – длительность отопительного периода (Приложение П5), ч.

Годовой расход теплоты на вентиляцию, МВт·ч и ГДж

, (14.КП)

где = 16 ч – время работы за сутки систем вентиляции общественных зданий.

Годовой расход теплоты на горячее водоснабжение, МВт·ч и ГДж . (15.КП)

Годовой расход теплоты на коммунально-бытовые нужды, МВт·ч и ГДж

. (16.КП)

Отпуск теплоты по сетевой воде

Сантехническая нагрузка промышленных предприятий покрывается сетевой водой и суммируется с нагрузкой коммунально-бытовых потребителей.

Расчетная сантехническая нагрузка, МВт и ГДж/ч

. (17.КП)

Средние нагрузки и годовые расходы теплоты на сантехнические нужды рассчитываются по приведённым выше зависимостям, с учетом особенностей предприятий.

Расчетная нагрузка потребителей по сетевой воде составит, МВт и ГДж/ч с учетом собственных нужд ТЭЦ и потерь в тепловых сетях

(1 + q_сн), (18.КП)

а годовой отпуск теплоты по сетевой воде, МВт·ч и ГДж

(1 + q_сн), (19.КП)

где = 0,04…0,06 – доля потерь в тепловых сетях; q_сн – доля расхода теплоты на собственные нужды ТЭЦ (принимается равной q_сн = 0,4…0,5 при сжигании на ТЭЦ природного газа и q_сн = 0,6…0,7 при сжигании твёрдого топлива.

Расчет нагрузок технологических и коммунально-бытовых потребителей может быть осуществлен на ПК по программе, алгоритм которой соответствует приведенной выше методике.

Результаты расчетов тепловых нагрузок необходимо свести в таблицу (Приложение П.6), а также представить в виде интегрального графика (рис. 1.3 ОК) и привести в ПЗ.

Выбор типа и количества основного оборудования ТЭЦ

К основному оборудованию ТЭЦ относят паровые и пиковые водогрейные котлы (ПК, ПВК) и паровые турбины. Принципы и методика их выбора были рассмотрены в контрольной работе. Их нужно использовать применительно к рассчитанным выше тепловым нагрузкам.

Не рекомендуется выбор паровых турбин и ПК на пониженную ступень параметров пара без обоснованной необходимости. Также, необходимо привести обоснование при их выборе на две ступени параметров или при выборе турбин типа Т с промежуточным перегревом пара.

Состав основного оборудования ТЭЦ сводится в таблицу или 227оссии227ованется в виде: aE-…+ b ПТ-…+ cT-…+ dР-…+ еKB-…, где a, b, c, d, e – количество единиц выбранного оборудования соответствующего типа.

Следует иметь в виду, что рекомендуемая методика выбора оборудования носит предварительный (оценочный) характер. Окончательное уточнение выбора основного оборудования производится по результатам расчёта тепловой схемы ТЭЦ, который не входит в задачи рассматриваемого КП.

Регулирование отпуска теплоты от ТЭЦ

Выбор метода регулирования определяется типом преобладающей нагрузки, схемами присоединения потребителей к тепловым сетям, затратами на топливо в источнике теплоснабжения и т. д. Для учебных целей допустимо рассматривать схему несвязанного регулирования нагрузки отопления и горячего водоснабжения в СТО и схему одноступенчатого параллельного подключения подогревателя горячего водоснабжения к тепловым сетям в СТЗ. В этих случаях применяется центральное качественное регулирование по нагрузке отопления.

Построение соответствующих температурных графиков можно осуществить по рекомендациям СниП 41-02-2003 и справочным данным [10]. В Приложении П.7 приведены данные, необходимые для построения графиков изменения температуры прямой и обратной сетевой воды в системе отопления, а в Приложении П.8 – температуры обратной сетевой воды после подогревателей ГВС в зависимости от ее значения в точке излома температурного графика , принимаемого в пределах от 25 до 40 ^оС при рекомендуемом значении 30 ^оС.

Точка излома отопительного температурного графика определяется минимально допустимой температурой воды в подающем трубопроводе по условиям обеспечения нагрузки горячего водоснабжения, принимаемой равной 60 ^оС в СТО и 70^оС в СТЗ.

С целью упрощения построений в учебных целях предположим, что системы вентиляции цехов предприятия предназначены преимущественно для 227оссииния вредных выделений в рабочих зонах производственных помещений. Температура сетевой воды после системы вентиляции, должна совпадать по значению с температурой после системы отопления в диапазоне температур наружного воздуха от расчетной для отопления до соответствующей точке излома , а при дальнейшем повышении температуры наружного воздуха до = 8 (10) ^оС она снижается по слегка выпуклой кривой до = 18 (20) ^оС.

В пояснительной записке необходимо дать характеристику принятого метода регулирования отпуска теплоты и привести построение соответствующих графиков изменения температур сетевой воды (ОК), приняв за расчетные значения температур сетевой воды =150^оС и =70^оС.

Тепловые сети

Выбор схемы, прокладки и оборудования тепловых сетей

Достаточно подробно эти вопросы рассмотрены в учебнике [1]. В КП необходимо интерпретировать материалы ОК применительно к рассматриваемой системе теплоснабжения (рис. 1.КП) и её мощности.

Вне зоны застройки, на территориях промышленных зон и отдельных предприятий применяется надземная прокладка паровых и водяных сетей совместно (вне зоны застройки – на низких железобетонных опорах, а на территориях промзон и предприятий – на эстакадах, мачтах или кронштейнах вдоль стен зданий). При надземной прокладке паровых и водяных сетей предприятий в качестве теплоизоляции преимущественно используются изделия из минеральной ваты.

На некоторых предприятиях нашла применение совместная прокладка паровых и водяных сетей в открытых лотках с боковыми канавками для стока ливневых вод. При этом существенно упрощается техническое обслуживание и организация ремонтных работ. Стоимость строительной части внутриплощадочных тепловых сетей в открытых лотках ниже стоимости прокладки в непроходных каналах в 4 раза, а прокладки на высоких опорах в 2,5 раза. Недостатком прокладки в открытых лотках является увеличение площади промплощадки.

В населенных пунктах применяется подземная прокладка – канальная или бесканальная. Следует иметь в виду, что канальная прокладка дороже бесканальной на 30 – 40 %, а бесканальная дороже надземной на низких опорах на 20 -40 %. В связи с созданием и развитием в России базы для индустриального производства труб в изоляции из пенополиуретана (ППУ) с гидрозащитной полиэтиленовой оболочкой целесообразно в зоне застройки преимущественное применение бесканальной прокладки. Однако на участках установки упругих компенсаторов (П-, Z- образных и участков самокомпенсации) применяется канальная прокладка в непроходных каналах, а в местах поворота трубопроводов и на вылетах упругих компенсаторов при бесканальной прокладке применяются эластичные амортизирующие прокладки из вспененного полиэтилена.

В ПЗ необходимо привести обоснованный выбор конструкции прокладки тепловых сетей (паровых и водяных) на всех участках расчетной схемы (трассы). На участках бесканальной прокладки – ее вида (сборная, литая, монолитная), особенностей конструкции тепловых сетей на участках ввода в камеры и здания, а также сопряжения бесканальной и канальной прокладки. На участках канальной прокладки – типы и марки канала (непроходной или полупроходной, марки МКЛ, КЛ, КЛП, КЛС, и т. д.). На участках надземной прокладки – ее типа и особенностей конструкции (на отдельно стоящих мачтах или опорах, на эстакадах, на тягах или кронштейнах. Для подземной прокладки необходимо обоснование наличия или отказа от попутного дренажа. При этом можно считать, что максимальный уровень грунтовых вод составляет 2,0 м.

Вкратце также приводится описание и характеристики неподвижных опор, компенсаторов, тепловых камер и колодцев. Их примеры и разрезы применяемой прокладки тепловых сетей должны быть представлены в графической части проекта.

Гидравлический расчёт и пьезометрический график

В ПЗ необходимо разработать и привести схему тепловых сетей, которая будет использована в качестве основы для гидравлического, теплового и прочностного расчётов. При этом должны быть решены вопросы надёжного теплоснабжения подключённых потребителей.

Будем считать, что предприятие относится к потребителям первой категории, для которых необходимо обеспечивать непрерывную подачу расчётного расхода теплоносителя (п. 4.2, 5.4 СниП 41-02-2003). Это возможно при прокладке основного и резервного паропроводов, а также основной и резервной тепломагистрали от ТЭЦ.

В жилых районах к таким потребителям относятся больницы, родильные дома, детские дошкольные учреждения с круглосуточным пребыванием детей, картинные галереи и т.п. Остальные потребители относятся ко второй или третьей категории допустимый уровень снижения зависит от расчётной температуры наружного воздуха на топление :

, °С	-10	-20	-30	-40	-50
Допустимое снижение нагрузки (не ниже), % *	78	84	87	89	91
Промежуточные значения определяются интерполяцией

Рекомендуемые способы резервирования были перечислены в главе 5.1, а техническое исполнение некоторых из них приведено в § 4.1.1.

Основной задачей гидравлического расчета является оптимальный выбор диаметров трубопроводов и определение потерь давления теплоносителя в тепловых сетях. Основные характеристики труб для ТС приведены в Приложении П.9.

Наиболее просто эта задача решается для паровых сетей. Поскольку Генплан промплощадки не разрабатывается, представляется условно достаточной прокладка паровых и водяных сетей с дублированием (основной и резервный трубопроводы). Причём от ТЭЦ до промплощадки они прокладываются совместно на общих низких опорах. Предположим, что на промлощадке они прокладываются по периметру (основные и резервные с противоположных сторон), замыкая кольцо. На стыке основного и резервного трубопровода устанавливается автоматизированная задвижка, которая закрывается при аварии на одном из них.

Выбор диаметра паропровода от ТЭЦ производится по заданному расходу технологического пара по номограмме при k_э = 0,0002 м. (Приложение П.10). Ограничивающим фактором такого выбора является скорость перегретого / насыщенного пара, которая не должна превышать 50 / 35 м/с при d_у ≤ 200 мм и 80 / 60 м/с при d_у > 200 мм. Кроме того, предусматривается прокладка такого же резервного паропровода. В режиме нормальной эксплуатации оба паропровода будут работать с половиной нагрузкой 0,5 (условно), а при аварийной ситуации на одном из них, второй должен обеспечить полную нагрузку .

В соответствии с генпланом и исходными данными составляется расчетная схема водяных тепловых сетей, за концевые точки которой условно принимаются центры кварталов (микрорайонов). На стадии курсового проектирования можно не учитывать необходимость в секционирующих задвижках на магистральных трубопроводах (через 1-3 км) и блокировочных перемычках между магистралями (через 1-3 км).

На расчетной схеме, вычерченной в масштабе, нумеруются все участки, начиная от ТЭЦ. На каждом участке делается выноска с тремя полками, на которых проставляются: длина, м (сверху), расчетный расход теплоносителя, кг/с (посередине и условный диаметр трубопровода, мм (снизу).

Расчетные расходы сетевой воды (кг/с) рассчитываются по формулам (4.41…4.44. ОК), а суммарный – по формуле

, (20.КП)

где - коэффициент, учитывающий долю среднего расхода воды на ГВС при регулировании смешанной нагрузки по нагрузке отопления (Приложение П.11).

Для потребителей с нагрузкой 10 МВт и менее суммарный расчетный расход воды, кг/с

, (21.КП)

где G_г^max – максимальный расход воды на ГВС коммунально-бытовых потребителей

G = 2,4 G (22.КП)

Расчетный расход сетевой воды в неотопительный период определяется по формуле, кг/с

, (23.КП)

где - в СТО и =1 – в СТЗ; β – доля снижения водопотребления в неотопительный период (ОК).

Построенный ранее график температур сетевой воды необходимо дополнить соответствующим ему графиком расходов сетевой воды (в зависимости от t_н).

Расчет целесообразно вести в табличной форме отдельно для расчетной 231огистрали (от источника до наиболее удаленного потребителя) и ответвлений (Приложение П.12) с использованием номограммы для трубопроводов при k_э = 0,0005 м. (Приложение П.10). Обычно удельные потери давления R_л в водяных тепловых сетях определяются на основании технико-экономических расчетов. Допускается выбор диаметров трубопроводов водяных тепловых сетей при R_л  80 Па/м в расчетной магистрали и R_л  300 Па/м в ответвлениях при скорости воды не выше 3 м/с. Доля потерь давления в местных сопротивлениях составляет _м = 0,2-0,3.

В той же таблице необходимо представить результаты гидравлического расчёта водяных сетей и коденсатопровода промплощадки. При гидравлическом расчёте коденсатопровода необходимо пользоваться номограммой П.10 при k_э = 0,001 м.

По результатам гидравлического расчета строится пьезометрический график водяных тепловых сетей и конденсатопровода в соответствии с требованиями, изложенными в ОК. Пьезометрический график строится для отопительного и неотопительного периодов, а в СТО дополнительно для режимов максимального водоразбора из подающего и обратного трубопроводов по расходу воды, кг/с

, (24.КП)

где - коэффициент, учитывающий метод регулирования смешанной нагрузки и режим водоразбора.

Потери напора в подающем и обратном трубопроводах при суммарных расходах сетевой воды , отличных от расчетного, пересчитываются пропорционально квадрату расходов сетевой воды, т.е.

(25.КП)

При построении пьезометрического графика учитывается возможность применения рациональных схем присоединения потребителей к тепловым сетям. Статическое давление не должно превышать допустимое по условиям прочности оборудования теплопотребляющих систем, но на 0,05 Мпа должно быть больше высоты потребителя с наибольшей геодезической отметкой. В противном случае предусматриваются независимые схемы присоединения потребителей и деление тепловых сетей на независимые зоны [1].

Давление воды в подающем трубопроводе при работе сетевых насосов принимается из условия обеспечения невскипания воды в расчетном режиме в трубопроводах и оборудовании системы теплоснабжения. Давление воды в обратном трубопроводе при работе сетевых насосов должно обеспечивать заполнение теплопотребляющих систем и не превышать допустимое по условиям их прочности.

По пьезометрическому графику осуществляется выбор требуемых напоров сетевых и подпиточных насосов. Напор сетевых насосов принимается равным сумме потерь напора в теплоподготовительной установке источника, в подающем и обратном трубопроводах расчетной магистрали и теплопотребляющих системах. Производительность сетевых насосов выбирается по суммарному расчетному расходу воды в СТЗ (29) и максимальному расходу воды при =1,4 в СТО (35) . Напор подпиточных насосов выбирается по статическому давлению системы, а производительность: в СТЗ по величине утечки (0,75 % от объёма воды в системе, оценочно равного 65 м³ / МВт, м³/ч); в СТО по сумме максимального водоразбора и утечки (0,75% от объёма воды в системе, равного 70 м³ / МВт, м³/ч).

Количество сетевых насосов (СН) должно быть не менее двух (один резервный), а подпиточных – не менее двух в СТЗ и не менее трех в СТО (один резервный). Выбор сетевых и подпиточных насосов осуществляется по соответствующим каталогам, выборка из которых приведена в Приложение П.14. Следует иметь в виду, что на современных ТЭЦ со значительным радиусом теплоснабжения применяется двухступенчатое повышение давления сетевой воды. Например, при установке на ТЭЦ турбин Т -250/300-240 в качестве СН I ст применяют насосы типа СЭ 5000-70, а II ст – типа СЭ 5000-160. Необходимость применения одно – или двухступенчатой схемы определяется величиной полного напора на ТЭЦ и величиной расчетного давления воды в сетевых подогревателях. В предлагаемых к установке на ТЭЦ типах турбин типа Т и ПТ (табл. 2.КР) применяются подогреватели типа ПСГ с расчетным давлением воды 0,88 Мпа.

В заключение необходимо выбрать количество и объем центральных баков-аккумуляторов (БА) в СТО и баков запаса подпиточной химобессоленной воды в СТЗ. В СТО емкость БА принимается равной 10 , м³ ( в м³/ч), а в СТЗ емкость баков подпиточной воды (БЗПВ) – 3 % от объема воды в системе. Количество БА или БЗПВ должно быть не менее двух по 50 % рабочего объема. Обычно на ТЭЦ устанавливаются баки емкостью по 1; 5 и 10 тыс. м³.

Тепловой расчёт теплопроводов

Выше было отмечено, что на прмплощадках предприятий, а также вне их зоны применяется совместная надземная прокладка паровых и водяных сетей. В этом случае каждый трубопровод рассматривается раздельно. Задача теплового расчёта сводится к выбору материала и толщины теплоизоляционной конструкции каждого трубопровода для обеспечения нормативной плотности теплового потока в соответствии с требованиями СниП 41-03-2003. Кроме того, необходимо определить снижение температуры теплоносителя в подающих трубопроводах и возможное выпадение конденсата в паропроводе.

Для изоляции паропроводов с температурой теплоносителя до 450 ^оС и водяных стей при надземной прокладке применяются маты минераловатные плотностью 55 кг/м³ (коэффициент теплопроводности  = 0,034 + 0,00028 t_m, где t_m1 = 0,5 и t_m2 = 0,5 - средняя температура теплоизоляционного слоя подающего и обратного трубопроводов в среднезимнем режиме). Покровный слой трубопроводов делается из тонколистовой стали. Методика такого расчёта с достаточной полнотой изложена в главе 4.4 ОК. Нормы плотности теплового потока, необходимые для расчёта, приведены в СниП 41-03-2003.

ППУ в качестве тепловой изоляции применяется в зоне жилой застройки для трубопроводов водяных тепловых сетей преимущественно бесканальной прокладки, т.е. при рабочей температуре теплоносителя до 130/150 ^оС. Рекомендации по выбору и расчету теплоизоляционных конструкций приведены в справочной и учебной литературе [1, 10]. В ней, однако, отсутствуют подробные данные по ППУ-изоляции. Эти материалы и методика расчета приведены в альбоме 313.ТС-002.000 ОАО «ВНИПИэнергопром».

В соответствии с указанной методикой тепловые потери двухтрубным бесканальным теплопроводом рассчитываются по формуле, Вт/м

, (26.КП)

где - среднегодовые температуры сетевой воды в подающем и обратном трубопроводе, ^оС; t_гр – среднегодовая температура грунта, ^оС; - удельные тепловые потери, рассчитываемые по формуле

. (27.КП)

В формуле (43) R_i – термическое сопротивление i-го слоя теплоизоляционной конструкции и грунта, м^оС/Вт. Учитывают R_из, R_ги, R_гр и R_о – термические сопротивления изоляции, гидрозащитной оболочки, грунта и теплопередачи между трубопроводами, которые отыскиваются по формулам, м^оС/Вт

R_из =[ln(D_виз /D_низ )]/2_из; (28.КП)

R_ги =[ln(D_вги /D_нги )]/2_ги; (29.КП)

R_гр =[ln4(Н+0,0685_гр /D_нги)]/2_гр; (30.КП)

, (31.КП)

где D_из, D_ги – диаметры слоя изоляции и гидроизоляционной оболочки( индексы «в» и «н» - соответственно для внутреннего и наружного диаметра), м; _из ,_ги ,_гр – коэффициенты теплопроводности изоляции (ППУ), гидроизоляции (полиэтилена) и грунта, Вт/(м ^оС); Н – глубина заложения осей трубопроводов (Н = D_нги + h, где h – толщина слоя грунта над теплопроводом, принимаемая не менее 0.5 м), м; C – расстояние между осями трубопроводов ( С = D_нги + С`, а С` - расстояние в свету между изолированными трубопроводами, принимаемая не менее 0,15-0,2 м), м.

Расчет ведется в предположении, что диаметры подающего и обратного трубопроводов без изоляции и в ППУ‑изоляции одинаковы. В Приложении П.15 приведены расчетные значения q, полученных при следующих исходных данных:

_из = 0,03 Вт/(м ^оС); _ги = 0,43 Вт/(м ^оС); _гр = 1,5 Вт/(м ^оС); h = 0,5 м; = 0,15 м.

Тепловые потери (27.КП) необходимо сопоставить с суммой нормируемых тепловых потерь подающим и обратным трубопроводом, в соответствии со СНиП 41-03-2003. При этом можно принимать: = 90^оС, = 50 ^оС, t_гр = 8 ^оС. Если реальные значения , и t_гр значительно отклоняются от этих значений, необходима корректировка расчета тепловых потерь.

Полный тепловой расчет теплоизоляционной конструкции с 234оссии234ованиием выражений (28-31) делается в качестве расчётной практики только для головного участка тепловых сетей от входа в зону застройки до 1-й тепловой камеры ТК-1 с ответвлениям на два смежных микрорайона. Для остальных участков используются соответствующие значения по СНиП 41-03-2003. Головной участок тепломагистрали от ТЭЦ до района жилой застройки прокладывется надземно с минераловатным изоляционным слоем и покровным слоем из тонколистовой стали. Его расчёт аналогичен рассмотренному для промплощадки.

Тепловой расчет теплоизоляционной конструкции водяных и паровых сетей необходимо вести в табличной форме (Приложение П.16). Там же приводится расчет тепловых потерь от подающего трубопровода q₁ с целью последующего определения снижения температуры теплоносителя в расчетной магистрали по формуле, ^оС

, (32.КП)

где j – номер участка расчетной магистрали; l_i – длина j- го участка, м; G_1j- cреднегодовой расход теплоносителя на j-м участке подающего трубопровода, кг/с; _т – доля потерь теплоты от арматуры и фланцев (_т =0,15-0,2); q_1j –тепловые потери от j-го участка подающего трубопровода по формуле, Вт/м

. (33.КП)

Расчёт на прочность тепловых сетей

Компенсация тепловых удлинений

Компенсация тепловых удлинений осуществляется с помощью сальниковых и гибких компенсаторов. Сальниковые компенсаторы сложны в эксплуатации и постепенно вытесняются гибкими. Наиболее перспективны сильфонные компенсаторы для прямых участков между двумя неподвижными опорами. В углах поворота тепловых сетей используется естественная компенсация (самокомпенсация). Из других типов гибких компенсаторов широко применяются П‑образные, что связано со значительными капиталовложениями.

При установке сильфонных компенсаторов (Приложение П.17) допустимое расстояние между двумя смежными неподвижными опорами определяется по формуле, м

L  L_max =c /t, (34.КП)

где с – коэффициент, учитывающий тип прокладки (с = 0,9 при канальной и надземной прокладке, с = 1,15 при бесканальной прокладке);  - расчетное тепловое удлинение трубопровода (амплитуда осевого хода компенсатора, мм – Приложение П.18);  - коэффициент, учитывающий релаксацию напряжений и предварительную растяжку компенсатора, равную 50% полного теплового удлинения ( = 0,5 в холодном и рабочем состоянии при температуре теплоносителя до 250 ^оС );  - средний коэффициент линейного расширения стали в расчетном диапазоне температур, мм/м ^оС (  0,012 мм/м ^оС); t – расчетная разность температур (между расчетной температурой теплоносителя и ), ^оС.

Рекомендации и номограммы для выбора П-образных компенсаторов и участков самокомпенсации приведены в литературе [1, 10]. Их компенсирующая способность приведена в Приложение П.19, а рекомендуемые расстояния между неподвижными опорами – в Приложение П.20.

Расчёт на прочность элементов тепловых сетей

Расчеты на прочность сводятся к:

1) определению напряжений, возникающих в стенках трубопроводов при выбранных толщинах от сил внутреннего давления, и сопоставлению их с допускаемыми для стали труб, из которой они изготовлены (табл. 4.7 ОК);

2) определению компенсационных напряжений в упругих компенсаторах или выбору упругих компенсаторов с известными геометрическими и прочностными характеристиками (Приложение П.18, П.19);

3) к определению нагрузок на подвижные и неподвижные опоры и выбор их типа и количества по участкам.

В курсовом проекте в учебных целях производится определение нагрузок на неподвижные опоры: разгруженные и неразгруженные, т.е. на которые не передается или передается сила внутреннего давления теплоносителя. Расчет производится в соответствии с требованиями СниП 41-02-2003. В частности, при установке сильфонных компенсаторов на неподвижные опоры могут действовать силы:

1). Сила трения в подвижных опорах при надземной или канальной прокладке, кН

(35.КП)

где m_l - масса 1 м трубопровода с теплоносителем и изоляционной конструкцией (Приложение П.21), кг/м; g = 9,81 м/с²; L – расстояние между двумя смежными неподвижными опорами, м;  - коэффициент трения скользящих подвижных опор (=0,3).

2). Сила трения изолированного трубопровода о грунт при бесканальной прокладке, кН

(36.КП)

где к – коэффициент перегрузки от давления грунта на трубопровод (к=1,15);  - коэффициент трения гидрозащитной оболочки о грунт (=0.4); D_гн – наружный диаметр гидрозащитной оболочки, м; - средняя интенсивность давления грунта на теплопровод, кН/м² (зависит от угла внутреннего трения грунта, составляющего обычно 19-30^о - Приложение П.22).

3). Жесткость сильфонного компенсатора, кН (Приложение П.18)

Р_ж = 0,5R, (37.КП)

где R – жесткость компенсатора при сжатии на 1 мм, кН/мм.

4). Распорное усилие от внутреннего давления, кН

Р_д = Р_рА_s, (38.КП)

где Р_р – рабочее давление теплоносителя, кПа; А_s – эффективная площадь поперечного сечения компенсатора, м² (Приложение П.18) .

Горизонтальная осевая нагрузка на концевую неподвижную опору определяется как сумма действующих сил, а на промежуточную – как разность сумм сил, действующих с каждой стороны. Величина нагрузок для бесканальных теплопроводов с сильфонными компенсаторами приведены в Приложении П.18, а примеры расчетных схем и формул для определения расчетных осевых нагрузок на концевые и промежуточные неподвижные опоры приведены в Приложении П.23.

По величине расчетной нагрузки выбирают соответствующий тип неподвижной опоры (Приложение П.24). При надземной прокладке применяются хомутовые опоры, при подземной канальной и бесканальной прокладке в камерах применяются лобовые опоры (на каркасах), а между камерами – щитовые.

В пояснительной записке необходимо привести расчетные схемы ряда участков тепловых сетей с надземной и подземной прокладкой (бесканальной и канальной, если последняя применена), на которых приняты к установке неподвижные опоры (промежуточные и концевые), представить расчеты горизонтальных нагрузок на опоры и по Приложение П.24 выбрать соответствующие опоры. Результаты расчетов и выбора неподвижных опор целесообразно привести в табличной форме, подобной Приложению П.24 с добавлением необходимых столбцов:

1) номер расчетного участка,

2) диаметр трубопровода (D или D₁, D₂),

3) длина участка (L или L₁, L₂),

4) горизонтальная нагрузка,

5) тип опоры (хомутовая, лобовая или щитовая),

6) номер опоры.

Проектные решения по принципиальной тепловой схеме ТЭЦ

Приводится описание принятых проектных решений по разработке принципиальной схемы системы теплоснабжения. При этом необходимо:

- обосновать принятые решения в зависимости от типа системы теплоснабжения, величины и вида расчётных тепловых нагрузок;

- дать подробное описание принципиальной схемы системы теплоснабжения: источника, тепловых сетей и потребителей;

- подчеркнуть назначение и особенности эксплуатации оборудования ТЭЦ (деаэраторов, баков-аккумуляторов, регенеративных и сетевых подогревателей, конденсаторов, сетевых, подпиточных, питательных и дренажных насосов, …);

- подчеркнуть достоинства и недостатки принятых схем присоединения потребителей к тепловым сетям.

Примеры принципиальных схем систем теплоснабжения по подсхемам (источник, тепловые сети, потребители) и их описание приведены в литературе [1, 10], в ОК и по сайтам заводов-изготовителей паровых турбин.

При подробной разработке проекта, сопряженной с расчетом тепловой схемы источника, что оговаривается особо при выдаче задания, может быть использована программа расчета тепловой схемы производственно-отопительной ТЭЦ на ПК.

Распечатки с результатами расчета тепловых нагрузок, гидравлического расчета, расчета тепловой схемы источника теплоснабжения, теплового расчета теплоизоляционной конструкции теплопровода на ПК приводятся в Приложении к пояснительной записке.

Заключение

В форме кратких выводов перечисляются результаты расчётов и принятых проектных решений с учётом конкретных особенностей системы теплоснабжения по варианту (типа СТ, уровня тепловых нагрузок, вида топлива, типа выбранных котлов и турбин, схемы и прокладки ТС, особенностей схем присоединения потребителей к ТС и т.д.).

Список литературы

Список литературы должен включать основной учебник, справочники и таблицы [1, 10, 11,]. Использование дополнительных источников, соответствующих заданию на проектирование, только подчеркнёт индивидуальный характер и творческий подход автора к своему проекту.

Графическая часть КП

Графическая часть проекта выполняется на двух листах формата А1. На одном листе приводится принципиальная схема системы теплоснабжения, а на втором – конструктивные и компоновочные чертежи элементов системы.

На принципиальной схеме системы теплоснабжения необходимо представить принципиальную схему источника (ТЭЦ), тепловые сети (паропроводы, конденсатопроводы, водяные сети) и схемы присоединения потребителей (паровых и водяных) к тепловым сетям. На схемах источников теплоснабжения должны быть представлены:

-паровые котлы и паровые турбины выбранных типов с системой регенерации, сетевыми подогревателями;

-водогрейные котлы;

- установки для подготовки подпиточной и добавочной воды и т.д.

На втором листе приводятся выбранные типы прокладки тепловых сетей на конкретных участках (по одному примеру) с необходимыми размерами; чертежи тепловой камеры, «П»- образного, сальникового или сильфонного компенсатора (узла), неподвижной опоры, разрезов теплопроводов на участках канальной и бесканальной прокладки и других элементов тепловых сетей.

В пояснительной записке необходимо привести генплан, графики тепловых нагрузок, график регулирования отпуска теплоты, график изменения расходов сетевой воды (от t_н) и расчетную схему тепловых сетей, выполненные наПК с помощью «Мастера диаграмм» или от руки на миллиметровой бумаге формата А4.