Разработка проекта системы теплоснабжения жилого района

1 2

---

Содержание

ВВЕДЕНИЕ
1 РАСЧЕТ ТЕПЛОПОТРЕБЛЕНИЯ
1.1 Определение теплопотребления для жилых и общественных зданий
1.2 Расчет годового расхода тепла
1.3 Построение графика годового теплопотребления
1.4 Разработка схемы присоединения местных тепловых нагрузок
1.5 Расчет регулирования отпуска тепла
2 РАЗРАБОТКА ПРОЕКТА СИСТЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
2.1 Конструирование тепловой сети
2.2 Определение расчетных расходов теплоносителя. Построение графика расходов
2.3 Гидравлический расчет системы теплоснабжения
2.4 Разработка гидравлического режима и построение пьезометрического графика
2.5 Подбор оборудования источника теплоснабжения
3 РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ СИСТЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
3.1 Расчет капитальных затрат на сооружение системы теплоснабжения
3.2 Расчет эксплуатационных затрат
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Централизованное теплоснабжение представляет собой сложный комплекс инженерных сооружений по производству, транспорту и распределению теплоты между потребителями и является одной из основных подсистем энергетики. Важнейшей составной частью систем централизованного теплоснабжения являются тепловые сети, предназначенные для транспортирования и распределения теплоносителя.

Связывая источники тепла (ТЭЦ и котельные) с большим числом потребителей теплоносителя, мы должны обеспечивать согласованную работу всех звеньев систем теплоснабжения. Соблюдение этого требования достигается не только рациональным проектированием и строительством теплосети, но и правильной эксплуатацией, и поддержанием соответствующих режимов, и организацией контроля, а также своевременных плановых профилактических мероприятий. Теплосети являются весьма дорогостоящими сооружениями, на их строительство и эксплуатацию затрачиваются значительные средства.

В связи с повышением требований к чистоте воздушного бассейна городов, крупные ТЭЦ стали сооружаться за пределами городской черты, на значительном расстоянии от районов теплового потребления. Это вызывает необходимость строительства протяженных транзитных магистралей, что в свою очередь требует увеличение капиталовложений. Бесперебойная и экономичная работа систем централизованного теплоснабжения зависит от качества строительства теплосетей и от того насколько правильно осуществляется их техническая эксплуатация. Основным фактором снижения себестоимости строительства теплосети является применение новых эффективных конструкции и материалов, новых методов строительства при комплексной механизации строительно-монтажных работ. Любое здание, промышленное или коммунальное предприятие являются потребителями энергии в виде теплоты, разнообразные процессы связанные с потреблением теплоты без ее превращения в другие виды энергии, можно по назначению расходуемой теплоты отнести к двум основным категориям:

1) Потребление теплоты для коммунально-бытовых нужд, то есть для обеспечения комфортных условий труда и быта в жилых, общественных и производственных помещениях.

2) Потребление теплоты для технологических нужд, то есть для обеспечения выпуска промышленной или же сельскохозяйственной продукции заданного качества.

Проектирование централизованного теплоснабжения является основным и важным вопросом. Первоочередной задачей проектирования тепловых сетей является выбор трассы, конструкции теплопроводов и способа прокладки. Проектное решение принимается на основании материала гидрогеологических изысканий и съемки местности, перспективы развития систем теплоснабжения и очередности строительства теплосетей. Выбор систем отопления и параметров теплоносителя производится на основании технико-экономического обоснования, в соответствии с требованиями санитарных и противопожарных норм в зависимости от назначения здания и режима его эксплуатации.

В жилищно-гражданском строительстве широко применяются централизованные системы, водяного, парового и воздушного отопления. Наиболее распространенная водяная система отопления, как наиболее гигиеническая, совершенная в эксплуатации и регулируемая в широких пределах в зависимости от температуры наружного воздуха.

Для централизованного теплоснабжения городов и поселков наиболее распространенными являются двухтрубные системы, в которых тепловые сети состоят из 2-х трубопроводов – подающего и обратного. В этой системе сетевая вода циркулирует по замкнутому кругу от ИТ по подающему трубопроводу к потребителю, откуда, отдав часть тепла, возвращается по обратному трубопроводу обратно к ИТ. В двух трубных системах открытого типа такой «возврат» осуществляется частично, а в замкнутой закрытого –полностью.

Целью исследования является разработка проекта системы теплоснабжения жилого района.

Задачи исследования:

1 Расчет теплопотребления;

2 Разработка проекта системы теплоснабжения;

3 Расчет технико-экономических показателей работы системы теплоснабжения.

Объектом исследования является район Павшинская пойма, мкр №1.

Предмет исследования – проектирование системы теплоснабжения.

Работа состоит из введения, трех глав, заключение и список литературы.

1 РАСЧЕТ ТЕПЛОПОТРЕБЛЕНИЯ

 

1.1 Определение теплопотребления для жилых и общественных зданий

 

Максимальное расстояние в системе теплоснабжения от ближайшего источника тепловой энергии до теплопотребляющей установки, при превышении которого подключение потребителя к данной системе теплоснабжения экономически нецелесообразно по причине увеличения совокупных расходов в системе теплоснабжения, носит название радиуса эффективного теплоснабжения. Расширение зоны теплоснабжения с увеличением радиуса действия источника тепловой энергии приводит к возрастанию затрат на производство и транспорт тепловой энергии. С другой стороны подключение дополнительной тепловой нагрузки приводит к увеличению доходов от дополнительного объема ее реализации. При этом понятием радиуса эффективного теплоснабжения является то расстояние, при котором вероятный рост доходов от дополнительной реализации тепловой энергии компенсирует возрастание расходов при подключении удаленного потребителя.

Эффективный радиус теплоснабжения рассчитан для действующего источника тепловой энергии путем применения фактических удельных затрат на единицу отпущенной потребителям тепловой энергии.

В основу расчетов радиуса эффективного теплоснабжения от теплового источника положены полуэмпирические соотношения, которые впервые были приведены в «Нормы по проектированию тепловых сетей» (Энергоиздат, М., 1938 г.). Для приведения указанных зависимостей к современным условиям функционирования системы теплоснабжения использован эмпирический коэффициент, предложенный В.Н. Папушкиным (ВТИ, Москва), К = 563.

Эффективный радиус теплоснабжения определялся из условия минимизации удельных стоимостей сооружения тепловых сетей и источников:

где  — удельная стоимость сооружения тепловой сети, руб./Гкал/ч;

— удельная стоимость сооружения котельной, руб./Гкал/ч.

Для связи себестоимости производства и транспорта теплоты с минимальным радиусом теплоснабжения использовались следующие аналитические выражения:

— максимальный радиус действия тепловой сети (длина главной тепловой магистрали самого протяженного вывода от источника), км;

— потери напора на гидравлическое сопротивление при транспорте теплоносителя по тепловой магистрали, м.вод.ст.;

— эмпирический коэффициент удельных затрат в единицу тепловой мощности котельной, руб./Гкал/ч;

— удельная стоимость материальной характеристики тепловой сети, руб./м²;

— среднее количество абонентов на единицу площади зоны действия источника теплоснабжения, шт./км²;

— тепловая плотность района, Гкал/ч*км²;

— расчетный перепад температур теплоносителя в тепловой сети, ºС;

— поправочный коэффициент, принимаемый равным 1,0 для котельных.

С учетом уточненных эмпирических коэффициентов связь между удельными затратами на производство и транспорт тепловой энергии с максимальным радиусом теплоснабжения определялась по следующей полуэмпирической зависимости, выраженной формулой:

Для выполнения условия по минимизации удельных стоимостей сооружения тепловых сетей и источника, полученная зависимость была продифференцирована по параметру  и ее производная приравнена к нулю:

По полученной формуле определен эффективный радиус теплоснабжения. Результаты расчетов приведены в таблице 4.

Полученные значения радиусов носят ориентировочный характер и не отражают реальную картину экономической эффективности, так как критерием выбора решения о трансформации зоны является не просто увеличение совокупных затрат, а анализ возникающих в связи с этим действием эффектов и необходимых для осуществления этого действия затрат.

Таблица 5. Расчет эффективного радиуса теплоснабжения котельных района на 2016 г.

1.2 Расчет годового расхода тепла

 

Балансы располагаемой тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки по состоянию на 2016-2030 гг. представлен в таблице 6.

 

Таблица 6. Балансы располагаемой тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки коммунальной котельной  по состоянию на 2016-2030 гг.

 

В 2016г производится установка 2-х новых водогрейных котлов Бийского котельного завода (Титан 1,4-95КР) мощностью по 1,2 Гкал/ч, в результате располагаемая тепловая  мощность котельной возрастает до 5,64 Гкал/ч.  В 2020г происходит увеличение тепловой нагрузки котельной (на 2,242 Гкал/ч ) вследствие подключения новой жилой застройки. В период 2017-2020гг проводиться перекладка существующих тепловых сетей котельной, что приводит к постепенному снижению потерь в тепловых сетях (на 0,801 Гкал/ч в целом) и увеличению резерва тепловой мощности котельной.

В таблице 8 приведены значения существующей и перспективной тепловой мощности котельных нетто, то есть располагаемой мощности котельной без учета затрат тепловой энергии на собственные нужды.

 

Таблица 8. Тепловая мощность котельных нетто

 

Существующие и перспективные значения потерь тепловой энергии в тепловых сетях теплопередачей через теплоизоляционные конструкции теплопроводов и потери теплоносителя, с указанием затрат теплоносителя на компенсацию этих потерь рассчитаны согласно данным расчета нормативных тепловых потерь в сетях каждой системы теплоснабжения по результатам обследования тепловых сетей и корректировки схем тепловых сетей на 2016 год МКП «ЖКХ». В ходе проведения расчетов, доля потерь тепловой энергии в тепловых сетях теплопередачей через теплоизоляционные конструкции теплопроводов составили для котельной: коммунальная  — 97 %,  доля тепловой энергии с потерями теплоносителя на компенсацию этих потерь – 3 %.

 

1.3 Построение графика годового теплопотребления

 

Часовой график расхода теплоты составляется для определения часового расхода тепловой энергии по отдельным видам тепловой нагрузки в зависимости от температуры наружного воздуха; график строится в координатах Q – tн. Для построения графика на оси абсцисс откладываются суточные температуры отопительного периода (от +8 до tно), а по оси ординат отключения расхода теплоты, в Гкал.

Суммарный график расхода тепла строят на основании часовых графиков расхода на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение. Его получают в результате сложения расходов при определенных значениях наружного воздуха. Этот график позволяет отпускать тепло от источника к потребителю, при изменении температуры наружного воздуха. Значения расходов при текущих температурах наружного воздуха приведены в таблице 1.3. Таблица 1.3 — Значения часовых расходов тепла при текущих температурах

При построении годового графика расхода тепловой энергии необходимо иметь построенный график «часовых расходов и годового расхода по продолжительности» и должны быть отложены число часов в состоянии наружной температуры, соответствующего диапазона часового графика которые берутся [1]. Точки пересечения перпендикуляров восстановленных от оси абсцисс с линиями часовых расходов соответствующих диапазонов наружных температур, проведённые параллельно абсцисс, образуют кривую графика продолжительности теплового потока. Конец кривой графика на оси абсцисс соответствует продолжительности отопительного периода. Площади ограничены осями координат и построенной верхней кривой, которая равна расходу тепла на отопление, вентиляцию и ГВС за отопительный период, рисунок 1.

Рисунок 1 — График тепловых нагрузок по продолжительности

 

График тепловых нагрузок по продолжительности (кривая Россандера) необходим для определения одним из численных методов, например методом Симпсона, годового количества потребленной тепловой энергии QГОД для заданного района теплоснабжения. По годовому расходу тепловой энергии далее оценивается расход натурального топлива.

 

1.4 Разработка схемы присоединения местных тепловых нагрузок

 

Исходные данные для расчета:

Общая нагрузка на котельную Qo=4,520 Гкал/час

Нагрузка на отопление Qo=3,950 Гкал/час

Нагрузка на ГВС Qгвс=0,470 Гкал/час.

Годовая выработка тепла Qгод=10742 Гкал/год

Годовая выработка на отопление Qгод o=1469,3 Гкал/год

Годовая выработка на ГВС Qгод гвс=1026 Гкал/год

Часовой расход топлива Вч=933,14 кг/час

Месячный расход топлива Вм=671,861 т/мес.

Годовой расход топлива Вг=6285,2 т/год.

Удельный расход топлива на единицу выработанной тепловой энергии Ву=0,585 т/Гкал.

Определение расхода топлива (угля) до реконструкции [1]:

максимальная нагрузка на отопление Q0=1,772 Гкал/час.

максимальная нагрузка на ГВС Qгвс=0,518 Гкал/час.

КПД котлов отопления – 53,2%

КПД котлов ГВС – 41%.

Общий расход топлива [1]:

В=653,1+247,8=900,9 кг/час = 653,1*239*24/1000)+(247,8*350*24/1000)=5827,72 т/год.

Где: Т=239 дней – продолжительность отопительного сезона ;

Т=350 дней – продолжительность подачи горячей воды.

Котельная «Тепличная» до реконструкции:

максимальная нагрузка на отопление Q0=0,87 Гкал/час.

максимальная нагрузка на ГВС Qгвс=0,23 Гкал/час.

КПД котлов отопления – 55,6%

КПД котлов ГВС – 49,5%

 

1.5 Расчет регулирования отпуска тепла

 

При качественном регулировании задача расчета состоит в определении температуры сетевой воды в зависимости от тепловой нагрузки. Расход воды остается постоянным в течение всего отопительного сезона.

К нормируемым технологическим затратам теплоносителя (теплоноситель – вода) относятся:

-затраты теплоносителя на заполнение трубопроводов тепловых сетей перед пуском после плановых ремонтов и при подключении новых участков тепловых сетей;

-технологические сливы теплоносителя средствами автоматического регулирования теплового и гидравлического режима, а также защиты оборудования;

-технически обоснованные затраты теплоносителя на плановые эксплуатационные испытания тепловых сетей и другие регламентные работы.

К нормируемым технологическим потерям теплоносителя относятся технически неизбежные в процессе передачи и распределения тепловой энергии потери теплоносителя с его утечкой через неплотности в арматуре и трубопроводах тепловых сетей в пределах, установленных правилами технической эксплуатации тепловых энергоустановок.

Нормативные значения потерь теплоносителя за год с его нормируемой утечкой, м³, определялись по формуле:

G_ут.н = аV_годn_год10^–2 = m_{ут.год.н}n_год,

где а – норма среднегодовой утечки теплоносителя, м³/чм³, установленная правилами технической эксплуатации тепловых энергоустановок, в пределах 0,25% среднегодовой емкости трубопроводов тепловых сетей в час;

V_год – среднегодовая емкость трубопроводов тепловых сетей, эксплуатируемых теплосетевой организацией, м³;

n_год – продолжительность функционирования тепловых сетей в году, ч;

m_{ут.год.н} – среднегодовая норма потерь теплоносителя, обусловленных утечкой, м³/ч.

 

Значение среднегодовой емкости трубопроводов тепловых сетей, м³, определялась из выражения:

V_год = (V_отn_от + V_лn_л) / (n_от + n_л) = (V_отn_от + V_лn_л) / n_год,

где V_от и V_л – емкость трубопроводов тепловых сетей в отопительном и неотопительном периодах, м³;

n_от и n_л – продолжительность функционирования тепловых сетей в отопительном и неотопительном периодах, ч.

При расчете значения среднегодовой емкости учитывалась емкость трубопроводов, вновь вводимых в эксплуатацию, и продолжительность использования данных трубопроводов в течение календарного года; емкость трубопроводов, образуемую в результате реконструкции тепловой сети (изменения диаметров труб на участках, длины трубопроводов, конфигурации трассы тепловой сети) и период времени, в течение которого введенные в эксплуатацию участки реконструированных трубопроводов задействованы в календарном году; емкость трубопроводов, временно выводимых из использования для ремонта, и продолжительность ремонтных работ.

При определении значения среднегодовой емкости тепловой сети в значении емкости трубопроводов в неотопительном периоде учитывалось требование правил технической эксплуатации о заполнении трубопроводов деаэрированной водой с поддержанием избыточного давления не менее 0,5 кгс/см² в верхних точках трубопроводов.

Прогнозируемая продолжительность отопительного периода принималась в соответствии со строительными нормами и правилами по строительной климатологии.

Потери теплоносителя при авариях и других нарушениях нормального эксплуатационного режима, а также сверхнормативные потери в нормируемую утечку не включались.

Затраты теплоносителя, обусловленные вводом в эксплуатацию трубопроводов тепловых сетей, как новых, так и после плановых ремонтов или реконструкции, принимались в размере 1,5-кратной емкости соответствующих трубопроводов тепловых сетей.

Затраты теплоносителя, обусловленные его сливом средствами автоматического регулирования и защиты, предусматривающими такой слив, определяемые конструкцией указанных приборов и технологией обеспечения нормального функционирования тепловых сетей и оборудования, в расчете нормативных значений потерь теплоносителя не учитывались из-за отсутствия в тепловых сетях поселения действующих приборов автоматики или защиты такого типа.

Затраты теплоносителя при проведении плановых эксплуатационных испытаний тепловых сетей и других регламентных работ включают потери теплоносителя при выполнении подготовительных работ, отключении участков трубопроводов, их опорожнении и последующем заполнении.

Нормирование затрат теплоносителя на указанные цели производилось с учетом регламентируемой нормативными документами периодичности проведения эксплуатационных испытаний и других регламентных работ и утвержденных эксплуатационных норм затрат для каждого вида испытательных и регламентных работ в тепловых сетях для данных участков трубопроводов и принималось в размере 1,5-кратной емкости соответствующих трубопроводов тепловых сетей.

При изменении емкости (внутреннего объема) трубопроводов тепловых сетей, эксплуатируемых теплосетевой организацией, на 5%, ожидаемые значения показателя «потери сетевой воды» допускается определять по формуле:

где: –ожидаемые годовые потери сетевой воды на период регулирования, м³;

–годовые потери сетевой воды в тепловых сетях, находящихся в эксплуатационной ответственности теплосетевой организации, в соответствии с энергетическими характеристиками, м³;

– ожидаемый суммарный среднегодовой объём тепловых сетей, м³;

– суммарный среднегодовой объём тепловых сетей, находящихся в эксплуатационной ответственности теплосетевой организации, принятый при разработке энергетических характеристик, м³.

 

 

2 РАЗРАБОТКА ПРОЕКТА СИСТЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ

 

2.1 Конструирование тепловой сети

 

Предложения по новому строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии сформированы на основе данных, определенных в разделах 2 и 3 настоящего отчета.

По данным прогноза перспективного спроса на тепловую энергию (мощность) и теплоноситель на период с 2016 г. до 2030 г.  не планируется строительство новых промышленных предприятий на территории района Павшинская пойма, мкр №1 на ближайшую перспективу.

Решения по развитию тепловых сетей и строительству жилых домов и общественных помещений принимаются согласно планам администрации района Павшинская пойма, мкр №1 «Отдел капитального строительства и архитектуры». Решения по подбору  инженерного оборудования источников тепла принимались на основании расчета мощности новых источников теплоснабжения с учетом старения и вывода из эксплуатации основного оборудования существующих источников. Подбор котлов осуществлялся по прайс-листам и рекламной продукции каталогов заводов-изготовителей. Марки оборудования, указанного в мероприятиях по реконструкции источников теплоснабжения, приняты условно, при необходимости можно заменить на аналогичные.

При определении приростов объемов потребления тепловой энергии принято, что все вновь вводимые индивидуальные жилые дома и многоквартирные жилые дома подключаются к системе централизованного теплоснабжения.

Прогнозируемые годовые объемы прироста теплопотребления для каждого из периодов так же, как и прирост перспективной застройки, определены по состоянию на начало следующего периода, то есть исходя из величины площади застройки, введенной в эксплуатацию в течение рассматриваемого периода (например, в период 2016-2019 гг.), приводится прирост тепла для условного 2019 г., в период 2019-2024 гг. – прирост теплопотребления за счет новой застройки, введенной в эксплуатацию в данный период и т.д. На основании данных по приростам жилого и общественного фонда выполнены расчеты тепловых нагрузок потребителей за 15-летний период с делением на пятилетки, результаты которых представлены в таблице 3, 4.

 

Таблица 3. Прогноз прироста тепловой нагрузки для перспективной застройки в период до 2030 г.

 

Таблица 4. Тепловая нагрузка для перспективной застройки в период до 2030 г.

 

Анализ данных таблиц 3, 4 показывает, что в  период 2016-2030 гг.  нагрузки жилого фонда будут  увеличиваться в 2 периода.

1. Период 2014-2019гг увеличение нагрузки жилого фонда в целом составят 0,224 Гкал/ч, в том числе нагрузки отопления – 0,185 Гкал/ч, на вентиляцию –не планируется, нагрузки ГВС – 0,039 Гкал/ч.
2. Период 2019-2024гг увеличение нагрузки жилого фонда в целом составят 2,242 Гкал/ч, в том числе нагрузки отопления – 1,883 Гкал/ч, на вентиляцию – не планируется, нагрузки ГВС – 0,359 Гкал/ч.
3. Период 2024-2030гг увеличение нагрузки жилого фонда не планируется.

Расчетные нагрузки системы теплоснабжения для обеспечения теплом в 2030 г. в целом составят 4,259 Гкал/ч, в том числе нагрузки отопления – 3,732 Гкал/ч, на вентиляцию – не планируется, нагрузки ГВС – 0,527 Гкал/ч

 

По данным прогноза перспективного спроса на тепловую энергию (мощность) и теплоноситель на период с 2016 г. до 2030 г. не планируется строительство новых промышленных предприятий на территории района на ближайшую перспективу.

 

 

2.2 Определение расчетных расходов теплоносителя. Построение графика расходов

 

Расход воды на собственные нужды водоподготовительных установок зависит от ряда факторов, основными из которых являются:

— принципиальная схема водоподготовки;

— качество исходной воды;

— рабочая обменная емкость применяемых ионитов;

— удельный расход воды на регенерацию и отмывку свежего ионита;

— степень отмывки ионита от продуктов регенерации;

— повторное использование части отмывочных вод (на взрыхление ионитов, на приготовление регенерирующих растворов).

Для определения расчетного расхода воды на собственные нужды водоподготовительных установок использовались усредненные данные, приведенные в таблицах 2-14, 2-15 тома 1 «Водоподготовка и водный режим парогенераторов» «Справочника химика-энергетика» под общей редакцией С.М. Гурвича (М. Энергия, 1972).

По приведенным ниже формулам определен расход воды на собственные нужды водоподготовительного аппарата в процентах количества полученного в нем фильтрата:

— для натрий-катионитного фильтра первой ступени с загруженным в фильтр сульфоуглем

Р_Na1=Р_и*100Ж₀/е_су,

— для натрий-катионитного фильтра первой ступени с загруженным в фильтр катионитом КУ-2

Р_Na1=Р_и*100Ж₀/е_КУ-2,

— для натрий-катионитного фильтра второй ступени с загруженным в фильтр сульфоуглем

Р_Na2=Р_и(100+Р_Na1)Ж_Na1/е_су,

— для натрий-катионитного фильтра второй ступени с загруженным в фильтр катионитом КУ-2

Р_Na1=Р_и(100+РNa1)Ж_Na1/е_КУ-2,

где:

Р_и – удельный расход воды на собственные нужды фильтра м³/ м³:

для фильтра первой ступени, загруженного сульфоуглем в Na-форме – 5,0;

для фильтра второй ступени, загруженного сульфоуглем в Na-форме – 6,0;

для фильтра первой ступени, загруженного сульфоуглем в Н-форме – 5,0;

для фильтра второй ступени, загруженного сульфоуглем в Н-форме – 10,0;

для фильтра первой ступени, загруженного катионитом КУ-2 в Na-форме – 6,0;

для фильтра второй ступени, загруженного катионитом КУ-2 в Na-форме – 8,0.

для фильтра первой ступени, загруженного катионитом КУ-2 в Н-форме – 6,5;

для фильтра второй ступени, загруженного катионитом КУ-2 в Н-форме – 12,0.

е_су – значение рабочей обменной емкости ионита, г-экв/м³:

для сульфоугля марки СК в Na-форме – 267;

для сульфоугля марки СК в Н-форме  – 270;

для сульфоугля марки СМ в Na-форме – 357;

для сульфоугля марки СМ в Н-форме  – 270;

для катионита марки КУ-2 в Na-форме  – 950;

для катионита марки КУ-2 в Н-форме  – 650.

 

2.3 Гидравлический расчет системы теплоснабжения

 

Расчет перспективных балансов производительности водоподготовительных установок и максимального потребления теплоносителя теплопотребляющими установками, в том числе в аварийных режимах на котельных был выполнен с учетом перспективного развития потребителей тепловой энергии.

Перспективный годовой расход объема теплоносителя приведен в таблице 10.

 

Таблица 10. Годовой расход теплоносителя в зонах действия котельных района Павшинская пойма, мкр №1

** — расчетные значения.Примечание: * — в связи с отсутствием приборов учета на источниках тепловой энергии и у потребителей данные о сверхнормативных утечках теплоносителя отсутствуют;

В настоящее время на котельной района Павшинская пойма, мкр №1 установленны две  водоподготовительные установки производительностью 6 м³/ч и 3 м³/ч . Для определения перспективной проектной производительности водоподготовительных установок указанной котельной рассчитаны годовые и среднечасовые расходы подпитки тепловой сети.

В таблице 11 представлены балансы производительности водоподготовительных установок и подпитки тепловой сети в зоне действия котельной и перспективные значения подпитки тепловой сети, обусловленные нормативными утечками в тепловых сетях.

 

Таблица 11. Баланс производительности водоподготовительных установок и подпитки тепловой сети в зоне действия котельной района Павшинская пойма, мкр №1

 

** — расчетные значения.Примечание: * — в связи с отсутствием приборов учета на источниках тепловой энергии и у потребителей данные о сверхнормативных утечках теплоносителя отсутствуют;

 

Анализ таблицы 11 показывает, что расходы сетевой воды на горячее водоснабжение для коммунальной котельной  увеличится в связи с планируемой индивидуальной жилой застройкой с 2,15 м³/ч в 2014 г. до с 8,78 м³/ч в 2020 г.

Информация о предлагаемом оборудовании ВПУ для существующих котельных представлена в таблицах 12

Таблица 12. Предложение по выбору водоподготовительных установок для источников теплоснабжения района Павшинская пойма, мкр №1

 

Примечание: * —  марка оборудования в ходе проектирования может быть изменена.

Выбранная водоподготовительная установка PentairWater  TS 95-16 M производительностью 5,6 м³/ч предназначена для установки в коммунальной котельной  в дополнение к существующим водоподготовительным установкам производительностью  6 м³/ч и 3 м³/ч. Суммарная производительность установок водоподготовки — 14,6 м³/ч,   что удовлетворяет потребностям котельной с подключенной дополнительной нагрузкой от новой жилой застройки.

Существующий бак-аккумулятор (60 м³ )  не удовлетворяют потребностям подпитки тепловой сети, систем отопления и ГВС. Согласно величине расчетного отпуска теплоносителя из тепловых сетей на цели горячего водоснабжения суммарная емкость баков-аккумуляторов должна составлять 88 м³ .  Требуется установки дополнительного бака-аккумулятора емкостью 30 м³

 

2.4 Разработка гидравлического режима и построение пьезометрического графика

 

Для обеспечения нормативной надежности и безопасности теплоснабжения рекомендуется производить замену участков трубопроводов тепловых сетей выработавший ресурс (прослужившие более 30 лет).

В район предлагается заменить несколько участков тепловых сетей от коммунальной котельной, а именно:

— Ду25, протяженностью 14,5 м построены в 1973 г;

— Ду50, протяженностью 790,5 м построены в 1966 г;

— Ду65, протяженностью 462 м построены в 1976 г;

— Ду100, протяженностью 300,5 м построены в 1976 г;

— Ду150, протяженностью 473 м построены в 1995 г;

— Ду200, протяженностью 212 м построены в 1966 г.

Суммарная длинна всех  тепловых сетей подлежащих замене в 2-х трубном исчислении составляет 2252,5 м. Замену предлагается осуществить в 4 этапа.  2017 г. планируется заменить участок тепловых сетей протяженностью 563,5 м, в 2018 г., 2019 г. и в 2020 г.   планируется заменить по 563 м ежегодно.

В период 2021-2027 гг. для  подключением новой жилой застройки планируется построить в районе 4477 м (в 2-х трубном исполнении) новых тепловых сетей, а именно:

— Ду250, протяженностью 3645 м;

— Ду80, протяженностью 363 м;

— Ду65, протяженностью 275 м;

— Ду40, протяженностью 194 м.

Строительство планируется вести равными частями в течении 7 лет (2021-2027гг).

Тип прокладки новых и подлежащих замене тепловых сетей – надземный, изоляция трубопроводов тепловых сетей скорлупами ППУ.

Расчёт расширительного бака выполняют для определения его объёма, минимального диаметра присоединительного трубопровода, начального давления газового пространства и начального эксплуатационного давления в системе отопления. В методике расчёта расширительных баков можно установить такую зависимость между объёмом бака и влияющими на него параметрами: • Чем больше ёмкость системы отопления, тем больше объём расширительного бака. • Чем выше максимальная температура воды в системе отопления, тем больше объём бака. • Чем выше максимально допустимое давление в системе отопления, тем меньше объём. • Чем меньше высота от места установки расширительного бака до верхней точки системы отопления, тем меньше объём бака.

Так как, расширительные баки в системе отопления необходимы не только для компенсации изменяющегося объёма воды но и для пополнения незначительных утечек теплоносителя — в расширительном баке предусматривают некоторый запас воды, так называемый эксплуатационный объём. В выше приведенном алгоритме расчёта заложен эксплуатационный объём воды в размере 3% от ёмкости системы отопления. Компенсация температурного расширения и подпитка системы отопления происходит при помощи мембранного бака WRV 300 (Ру=6 бар) установленного на систему отопления. 46 2.7.4 Подбор регулятора перепада давления Регулятор перепада давления — это регулирующая трубопроводная арматура, предназначенная для автоматического поддержания заданной разницы давлений воды, в местах отбора импульсов. Поддержание постоянного перепада давлений осуществляется изменением проходного сечения клапана регулятора. По реакции на изменение перепада регуляторы делятся на закрывающиеся и открывающиеся при увеличении перепада. Принцип работы регулятора прямого действия основан на использовании энергии воды для управления клапаном без подвода энергии от внешнего источника. Степень открытия клапана пропорциональна степени отклонения перепада от заданного значения. Расчёт регулятора перепада давления заключается в определении пропускной способности, требуемого диапазона настройки, проверке на возникновения шума и кавитации. Зависимость потерь напора от расхода через регулятор перепада давления называется пропускной способностью — Kvs. Kvs — пропускная способность численно равная расходу в м³/ч, через полностью открытый затвор регулятора перепада, при котором потери напора на нём равны 1бар. Kv – то же, при частичном открытии затвора регулятора. Зная, что при изменении расхода в «n» раз потери напора на регуляторе изменяются в «n» в квадрате раз не сложно определить требуемый Kv регулятора перепада давления подставив в уравнение расчётный расход и избыток напора. Некоторые производители рекомендуют выбирать регулятор перепада давления с ближайшим большим значением Kvs от полученного значения Kv.

Такой подход выбора позволяет с большей точностью регулировать расходы ниже заданного при расчёте, но не даёт возможности увеличить расход выше заданного значения, которое довольно часто приходится превышать. Регулятор перепада давления, рассчитанный таким образом, сможет с достаточной точностью как уменьшить расход относительно заданного, так и несколько увеличить его. 47 Настройка регулятора перепада давления выполняется после заполнения трубопровода водой во время пусконаладочных работ всего узла. В случае если точно известно давление настройки и чётко определена позиция на настроечной шкале, допускается настройка перепада до момента заполнения трубопровода водой. Настраивается регулятор перепада, вращением регулировочного винта сжимающего пружину до момента выравнивания перепада давлений в месте отбора импульсов с заданным значением. Вращение регулировочного винта плавно изменяет давление настройки и каждому числу оборотов соответствует определённый перепад в поддерживаемом диапазоне. Проверка регулятора перепада давления выполняется путём изменения расхода воды проходящего через него. Расход воды изменяют любой регулирующей или запорной арматурой установленной на том же трубопроводе, при этом обращают внимание на скорость срабатывания и точность поддержания перепада регулятором. Допустимая погрешность калибровки пружины на граничных значениях диапазона настройки составляет 10%. Для облегчения настройки давления и контроля за работой регулятора в местах отбора импульсов необходимо установить манометры. Для данных тепловых пунктов запроектирован регулятор перепада давления TA DA 616 с пропускной способностью Kvs= 32 м3 /ч. Регулятор настроить на перепад 2 бара. 2.8 Автоматизация ИТП Автоматика теплового пункта обеспечивает: — поддержание температуры теплоносителя, поступающего в системы отопления и вентиляции в зависимости от температуры наружного воздуха; — поддержание заданной температуры воды в системе горячего водоснабжения; — управление насосами систем теплопотребления в ручном и автоматическом режиме, защиту двигателей, вывод сигнала аварии на щит 48 управления и включение резервного насоса, переключение насосов по таймеру, для равномерной наработки ресурса электродвигателей; — поддержание давления в системах теплопотребления в автоматическом режиме;

Регулирование температуры теплоносителя, осуществляется за счет изменения расхода сетевой воды, поступающей к соответствующим теплообменникам систем отопления, вентиляции и горячего водоснабжения с помощью регулирующих клапанов с электрическими исполнительными механизмами серии IMI CV 216/MC55. Управление системой автоматики ИТП осуществляется программируемым контроллером ТРМ-232М/МР1 (Россия) Установленная система автоматизации и погодного регулирования позволяет осуществлять подачу требуемых параметров теплоносителя. Для автоматизации теплового пункта установлен контроллер ТРМ-232М/МР1 который управляет насосами, клапаном с электроприводом серии IMI CV 216/MC 55, а также соленоидным клапаном в зависимости от температуры наружного воздуха, тем самым позволяя держать требуемые параметры теплоносителя. 2.9 Электрооборудование и освещение ИТП Подключение ИТП предусмотрено от отдельного вводно-распределительного устройства (ВРУ) по независимой схеме (от двух кабельных вводов) по II категории электроснабжения с установкой АВР и щита учета электроэнергии. Ввод силового кабеля электропитания осуществляется непосредственно в помещение ИТП. Контроллер системы управления и автоматики, а так же система аварийного освещения подключается через щит аварийного питания. Подключение электрооборудования выполняется проводом или кабелем с медными жилами в электрических лотках из оцинкованной стали. Щиты управления инженерными системами выполняются комплектно, заводской сборки. Исполнение шкафов (пыле-влагозащищенность) – согласно категории помещения ИТП — не менее IP54. На наружных дверцах щитов 49 управления устанавливаются переключатели управления электродвигателями насосов («ручной» / «автомат»), а также световая сигнализация состояния насосов («работа» / «авария»). Все электродвигатели оборудовать ключами безопасности (отсутствие прямой видимости в зоне установки щитов управления насосных агрегатов). [16] Так же в помещении ИТП предусматривается: — заземление помещения, каркасов щитов и металлических частей оборудования в соответствии с требованиями ПУЭ, гл. 1.7 и СО-153-34.21.122- 2003; — подключения сварочного аппарата (I=25А) при помощи отдельного рубильника с предохранителями; — для ремонтного освещения предусмотреть установку ящика с понижающим трансформатором 220/36 В; — рабочее и аварийное освещение с применением светильников с лампами накаливания по нормам освещенности (для VI разряда зрительной работы) от разных панелей ВРУ. В помещении ИТП выполняется освещение в соответствии с нормами освещенности по СП 52.13330.2011. Тип и степень защиты светильников — в соответствии с категорией помещения ИТП, с установкой в светильниках люминесцентных или энергосберегающих ламп. Над дверью в помещении ИТП устанавливается светильник эвакуационного освещения с табличкой «ВЫХОД» и автономным режимом работы не менее 1 часа.

---

1 2