Теплоснабжение жилого района г.Маргелан
МИНИСТЕРСТВО ВЫСШЕГО И СРЕДНЕ-СПЕЦИАЛЬНОГО
ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ УЗБЕКИСТАН
ТАШКЕНТСКИЙ АРХИТЕКТУРНО-СТРОИТЕЛЬНЫЙ ИНСТИТУТ
ФАКУЛЬТЕТ ИНЖЕНЕРНО-СТРОИТЕЛЬНОЙ ИНФРАСТРУКТУРЫ
Кафедра “Проектирование, строительство и эксплуатация инженерных
коммуникаций”
Допустит к защите
декан факультета доц. Ташпулатов С.А.
_____________2012__ г.
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
К дипломному проекту для присвоения степени бакалавра по направлению
5580400-Строительство и монтаж инженерных коммуникаций
Тема проекта:: Теплоснабжение жилого района г.Маргелан”
Автор проекта:: Холопов Константин Александрович
Руководитель: Мамажанов Т.
Консультанты:
--по экономической части----------------------------------------------
по охране труда---------------------------------------------------------
Пояснительная записка __
Графическая часть ___ листов
Допустить к зашите кафедра ПСЭИК зав. каф доц. Рашидоа Ю.К
Тошкент 2012 й.
2
МИНИСТЕРСТВО ВЫСШЕГО И СРЕДНЕ-СПЕЦИАЛЬНОГО
ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ УЗБЕКИСТАН
ТАШКЕНТСКИЙ АРХИТЕКТУРНО-СТРОИТЕЛЬНЫЙ ИНСТИТУТ
ФАКУЛЬТЕТ ИНЖЕНЕРНО-СТРОИТЕЛЬНОЙ ИНФРАСТРУКТУРЫ
Кафедра “Проектирование, строительство и эксплуатация инженерных
коммуникаций”
Допущено к защите
декан факультета доц. Ташпулатов С.А.
_____________2012__ г.
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
К дипломному проекту для присвоения степени бакалавра по направлению
5180900 Профессиональная образования (5580400-Строительство и монтаж
инженерных коммуникаций)
Тема проекта:: Теплоснабжение жилого района г.Шахрисабз”
Автор проекта:: Юдин Илья Николаевич
Руководитель: Мамажанов Т.
Консультанты:
--по экономической части________________________________
по охране труда ________________________________
по педагогической части________________________________
Пояснительная записка __cтр.
Графическая часть ___ листов
Разрешить к зашите кафедра ПСЭИК зав. каф доц. Рашидов Ю.К
Ташкент 2012 г
3
Содержание
1. Введение…………………………………………………………………. 3
2. Характеристика района…………………………………………………7
3. Регулировка отпуска тепла по магистралям тепловых сетей……. 7
4. Определение тепловых нагрузок………………………………………13
5. Средние тепловые нагрузки по кварталам…………………………. 21
6. Определение расхода теплоносителя по кварталам………………. 26
7. Гидравлический расчт……………………………………………….. 33
8. Построение пьезометрического графика……………………………37
9. Тепловой расчт водоподогревателей………………………………..38
9.1 Водоподогреватели I ступени………………………………………38
9.2 Водоподогреватели II ступени……………………………………..40
10. Разработка монтажной схемы…………………………………………43
11. Конструктивные элементы тепловых сетей…………………………44
12. Техника безопасности и охрана труда………………………………. 48
13. Технико - экономические показатели…………………………………56
14. Литература……………………………………………………………….72
4
Введение
«Поступательное движение общества по пути демократии и успех
демократических реформ во многом зависит от уровня правосознания и
правовой культуры людей. Высокая правовая культура –основа
демократического общества и показатель зрелости правовой системы. В этой
связи с учтом современных политико – правовых реалий важно обеспечить
создание целевой комплексной программы мер, направленных на
кардинальное улучшение правового образования и просвещения в стране,
пропаганды правовых знаний в обществе.
Реализация программ об образовании должны обеспечить
формирование у населения уважительного отношения к правам и свободам
человека. Законопослушное поведение граждан», - резюмировал президент
Узбекистана Ислам Каримов. Особое внимание уделяет подготовке
квалифицированных кадров, созданию новых рабочих мест, обеспечению
занятости населения, особенно молоджи, повышения благосостояния и
доходов народа. Национальная программа по подготовке кадров является
важным фактором, способствующим образованию молоджи, подготовки
квалифицированных специалистов для реальных сфер экономики и вместе с
тем налаживанию неразрывного сотрудничества образования и
производственного процесса. Наука и просвещение, образование и
воспитание являются мощным факторами , определяющими развитие
общества. С первых лет независимости президент И.А. Каримов по вопросу
подготовки кадров, соответствующих современным требованиям и
способных вносить весомый вклад в дальнейшие развитие страны, уделяется
приоритетное значение, что дат свои ощутимые результаты. Система
непрерывного образования, созданная на основе разработанных по
инициативе главы государства Закона Республики Узбекистан «Об
образовании» и Национальной программы по подготовке кадров, механизм
воспитания всесторонне грамотного, гармонично развитого поколения,
5
обладающего высоким интеллектуальным потенциалом и духовностью,
служат важными факторами построению сильного демократического
государства. Принятая и последовательно реализуемая по инициативе
руководителя нашей страны И. Каримова Национальна программа по
подготовке кадров и Закон «Об образовании» способствует дальнейшему
развитию нашей страны, а также повышению благосостояния нашего народа.
Преступая к разработке собственной модели подготовке кадров,
национальной программы по е реализации, специалисты Узбекистана
глубоко и всесторонне изучили отечественный и зарубежный опыт
становления и развития систем образования и подготовки кадров. Анализ
показал: стратегия и тактика преобразований, направленных на повышения
качества подготовки кадров, чаще всего предусматривали оптимизацию
системы образования. Существовавшая система образования и подготовка
кадров не являлась научно обоснованной, не создавала стройной целостной
системы, учитывающей многообразие интересов и мотивов личности,
потребителей заказчиков кадров, структур, их готовящих.
Практически в не поля зрения оставались такие важные субъекты
процесса подготовки кадров, как личность, государственные структуры и
общественные институты, производство, наука и.т.д. В дальнейшем мы
верим в наше будущее и процветанию нашей великой Родины (И.Каримов).
Предусмотрение государственным планом развития народного
хозяйства грандиозные масштабы жилищного и промышленного
строительства обуславливают необходимость увеличения объма и
повышения темпов строительства канализационных систем. Проектирование
строительства и эксплуатация систем канализации должны возглавить
высококвалифицированные кадры. Вопросы связанные с охранной
окружающей среды и в частности с очисткой городских и производственных
сточных стоков в нашей стране уделяется самое серьзное внимание.
Теплоснабжение - снабжение теплом жилых, общественных и
промышленных зданий (сооружений) для обеспечения коммунально-
6
бытовых (отопление, вентиляция, горячее водоснабжение) и технологических
нужд потребителей. Различают местное и централизованное теплоснабжение.
Местное теплоснабжение ориентировано на одно или несколько зданий,
централизованное - на жилой или промышленный район.
Для централизованного теплоснабжения используются два типа
источников тепла: теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) и районные котельные (РК).
Система теплоснабжения состоит из следующих основных элементов :
источника тепла, тепловых сетей, абонентских вводов и местных систем
теплопотребления.
Источниками тепла в централизованных системах теплоснабжения
служат или теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), производящие одновременно и
электроэнергию, и тепло, или крупные котельные, именуемые иногда
районными тепловыми станциями. Системы теплоснабжения на базе ТЭЦ
называются «теплофикационными». Полученное в источнике тепло передают
тому или иному теплоносителю, который транспортируют по тепловым
сетям к абонентским вводам потребителей.
В централизованных системах теплоснабжения в качестве
теплоносителя используется вода и водяной пар, в связи, с чем различают
водяные и паровые системы теплоснабжения.
В зависимости от числа теплопроводов в тепловой сети водяные
системы теплоснабжения могут быть однотрубными, двухтрубными,
трехтрубными, четырехтрубными и комбинированными, если число труб в
тепловой сети не остается постоянным.
Наиболее экономичные однотрубные системы целесообразны только
тогда, когда среднечасовой расход сетевой воды, подаваемой на нужды
отопления и вентиляции, совпадает со среднечасовым расходом воды,
потребляемой для горячего водоснабжения.
При значительном удалении источника тепла от теплоснабжаемого
района целесообразны комбинированные системы теплоснабжения,
7
представляющие собой сочетание однотрубной системы и полузамкнутой
двухтрубной системы.
Трехтрубные системы находят применение в промышленных системах
теплоснабжения с постоянным расходом воды, подаваемой на
технологические нужды . Такие системы имеют две подающие трубы. По
одной из них вода с неизменной температурой поступает к технологическим
аппаратам и к теплообменникам горячего водоснабжения, по другой вода с
переменной температурой идет на нужды отопления и вентиляции.
Четырехтрубные системы из-за большого расхода металла
применяются лишь в мелких системах с целью упрощения абонентских
вводов. В таких системах вода для местных систем горячего водоснабжения
приготовляется непосредственно у источника тепла и по особой трубе
подводится к потребителям, где непосредственно поступает в местные
системы горячего водоснабжения. В этом случае у абонентов отсутствуют
подогревательные установки горячего водоснабжения и циркуляционная
вода систем горячего водоснабжения возвращается для подогрева к
источнику тепла. Две другие трубы в такой системе предназначаются для
местных систем отопления и вентиляции.
8
Характеристика района теплоснабжения.
В данном дипломном проекте разрабатывается система
теплоснабжения жилых районов в городе Маргилан.
Климатическая характеристика города определяется следующими
расчтными параметрами:
1. Расчтная температура наружного воздуха для проектирования систем
отопления и вентиляции tн.в = -14 0С
2. Средняя температура за отопительный период tср = +1,9 0С
3. Продолжительность отопительного периода n = 132 дня
4. Общая площадь жилых зданий А = 608000 м2
5. Всего город включает 49 жилых кварталов с зданиями этажностью 5,7,9
этажей.
Регулировка отпуска тепла по магистралям тепловых сетей.
Тепловая нагрузка абонентов не постоянна. Она изменяется в
зависимости от температуры наружного воздуха, режима расхода воды на
горячее водоснабжение, режима работы технологического оборудования
других факторов.
От правильной организации и надлежащего осуществления
регулирования во многом зависит качество и экономичность
теплоснабжения.
В зависимости от пункта осуществления регулирования различают
центральное, местное, групповое и индивидуальное регулирование.
Для обеспечения высокого качества теплоснабжения следует
применять комбинированное регулирование, которое должно являться
рациональным сочетанием по крайней мере трех ступеней регулирования-
центрального, группового и местного или индивидуального. Однако
индивидуальное регулирование непосредственно на тепло-потребляющих
приборах требует применение большого количества индивидуальных
9
регуляторов, что связанно с большими начальными затратами. Поэтому в
большинстве случаев регулирования ограничивается только двумя ступенями
– центральным, групповым или местным.
В данном проекте рассматривается центральное качественное
регулирование, которое заключается в регулировании отпуска тепла путем
изменения при сохранении постоянного количества теплоносителя,
осуществляемое на станции смещения и местное осуществляемое на ЦТП.
Центральное регулирование по суммарной нагрузке дает возможность
на нагрузку горячего водоснабжения обеспечить без дополнительного
увеличения расчетного расхода воды в сети по сравнению с расчетным
расходом воды на отопление. Снижение расчетного расхода воды в сети
приводит к уменьшению сечения трубопроводов тепловых сетей, и
следовательно начальных затрат на их строительство. Для построения
графика регулирования отпуска тепла по отопительной нагрузке определяет
следующие величины:
температура воды в подающей линии тепловой сети t1,
t1 = Tв+p 0.76 + ( cp-0.5 мp) , oC
температура воды в обратной линии тепловой сети, t2
t1 = Tв+p 0.76 -0.5 мp , oC
p – температурный напор определяется:
p= – Tв = - 18=64.5oC
t3-температура воды после элеватора.
t2-температура обратной воды.
Тв.н.- внутренняя температура воздуха в помещении.
Тр= Тв.н.- tн.о.=18-(-13)=31°С
10
tм.р.= t3- t2=95-70=25°С
tм.р.= t1- t2=150-70=80°С
При расчетной температуре наружного воздуха
t1=150°С
t2=70°С
Определяет температуру воды в подающем и обратном трубопроводе для
tн.о=-10°С; -5°С; 0°С; +5°С и +8°С.
tн.о=-10°С
Т=18-(-10)=28°С
Тр=18-(-13)=31°С
= 0,9
t1=18+64,5 0,76+(80-0,5x25)x =138,6°С
t2=18+64,5 0,76-0,5x25x =66,4°С
для tн.о=-5°С
t1=18+64,5 0,76+(80-0,5x25)x =119,0°С
t2=18+64,5 0,76-0,5x25x =60,1°С
для tн.о=0°С
t1=18+64,5 0,76+(80-0,5x25)x =99,5°С
t2=18+64,5 0,76-0,5x25x =53,4°С
11
для tн.о=+5°С
t1=18+64,5 0,76+(80-0,5x25)x =91,2°С
t2=18+64,5 0,76-0,5x25x =46,0°С
для tн.о=+8°С
t1=18+64,5 0,76+(80-0,5x25)x =66,9°С
t2=18+64,5 0,76-0,5x25x =41,3°С
Для определения промежуточных температур строим график.
Исходные данные.
Tв.н.=18°С
t1=150°С
t2=70°С
t3=95°С
p= – Tв.н = - 18=64.5oC
Тр= Тв.н.- (tн.о.)=18-(-14)=32°С
tм.р.= 95-70=25°С
tм.р.= 150-70=80°С
При tн.о.=-14°С
t1=150°С; t2=70°С
tн.о.=-10°С
12
t1=18+64,5 0,76+(80-0,5x25)x =135,1°С
t2=18+64,5 0,76-0,5x25x =65°С
tн.о.=-5°С
t1=18+64,5 0,76+(80-0,5x25)x =116,2°С
t2=18+64,5 0,76-0,5x25x =59,1°С
tн.о.=0°С
t1=18+64,5 0,76+(80-0,5x25)x =97,6°С
t2=18+64,5 0,76-0,5x25x =52,6°С
tн.о.=+5°С
t1=18+64,5 0,76+(80-0,5x25)x =78,1°С
t2=18+64,5 0,76-0,5x25x =45,1°С
tн.о.=+8°С
t1=18+64,5 0,76+(80-0,5x25)x =66,3°С
t2=18+64,5 0,76-0,5x25x =40,5°С
tн.о -15 -10 -5 0 +5 +8
t1 150 135,1 116,2 97,6 78,1 66,3
t2 70 65 59,1 52,6 45,1 40,5
13
Определение тепловых нагрузок
На отопление:
Q0 max = q0*A (1+K1), МВт
На вентиляцию общественных зданий:
Qв max = q0*A*K1*K2, МВт
На горячее водоснабжение:
Qгв = q*m, МВт
Qгвmax = Qгв *2.4, МВт
1, 2, 4, 5, 7, 11 кварталы:
Q0 max = 68*11109(1+0,25)=0,94 МВт
Qв max =68*11109*0,6*0,25 = 0,11 МВт
Qгв = 376*694 = 0,26 МВт
Qгвmax = 2,4*0,26=0,63 МВт
3 квартал:
Q0 max = 68*12343(1+0,25)=1,05 МВт
Qв max =68*12343*0,6*0,25 = 0,126 МВт
Qгв = 376*771 = 0,29 МВт
Qгвmax = 2,4*0,29=0,69 МВт
6, 12, 15 кварталы:
Q0 max = 68*8091(1+0,25)=0,69 МВт
Qв max =68*8091*0,6*0,25 = 0,08 МВт
14
Qгв = 376*506 = 0,19 МВт
Qгвmax = 2,4*0,19=0,46 МВт
13, 10 кварталы:
Q0 max = 68*15360(1+0,25)=1,3 МВт
Qв max =68*15360*0,6*0,25 = 0,16 МВт
Qгв = 376*906 = 0,34 МВт
Qгвmax = 2,4*0,19=0,81 МВт
9 квартал:
Q0 max = 68*26469(1+0,25)=2,25 МВт
Qв max =68*26469*0,6*0,25 = 0,27 МВт
Qгв = 376*1654 = 0,61 МВт
Qгвmax = 2,4*0,61=1,46 МВт
12, 14 кварталы:
Q0 max = 68*5904(1+0,25)=0,5 МВт
Qв max =68*5904*0,6*0,25 = 0,06 МВт
Qгв = 376*369 = 0,14 МВт
Qгвmax = 2,4*0,14=0,33 МВт
16, 21 кварталы:
Q0 max = 68*10877(1+0,25)=0,92 МВт
Qв max =68*10877*0,6*0,25 = 0,11 МВт
15
Qгв = 376*680 = 0,26 МВт
Qгвmax = 2,4*0,26=0,61 МВт
27, 20 кварталы:
Q0 max = 68*7329(1+0,25)=0,62 МВт
Qв max =68*7329*0,6*0,25 = 0,075 МВт
Qгв = 376*458 = 0,17 МВт
Qгвmax = 2,4*0,17=0,41 МВт
22, 19кварталы:
Q0 max = 68*17280(1+0,25)=1,49 МВт
Qв max =68*17280*0,6*0,25 = 0,18 МВт
Qгв = 376*1080 = 0,41 МВт
Qгвmax = 2,4*0,41=0,97 МВт
22, 28 кварталы:
Q0 max = 68*9026(1+0,25)=0,77 МВт
Qв max =68*9026*0,6*0,25 = 0,09 МВт
Qгв = 376*564 = 0,21 МВт
Qгвmax = 2,4*0,21=0,51 МВт
23, 24, 26, 27, кварталы:
Q0 max = 68*8100(1+0,25)=0,69 МВт
Qв max =68*8100*0,6*0,25 = 0,08 МВт
Qгв = 376*506 = 0,19 МВт
Qгвmax = 2,4*0,19=0,46 МВт
25 квартал:
16
Q0 max = 68*20057(1+0,25)=1,7 МВт
Qв max =68*20057*0,6*0,25 = 0,2 МВт
Qгв = 376*1254 = 0,47 МВт
Qгвmax = 2,4*0,47=1,1 МВт
29, 30, 33, 34 кварталы:
Q0 max = 68*25920(1+0,25)=2,2 МВт
Qв max =68*25920*0,6*0,25 = 0,26 МВт
Qгв = 376*1620 = 0,61 МВт
Qгвmax = 2,4*0,61=1,46 МВт
31, 35 кварталы:
Q0 max = 68*5091(1+0,25)=0,43 МВт
Qв max =68*5091*0,6*0,25 = 0,052 МВт
Qгв = 376*318 = 0,12 МВт
Qгвmax = 2,4*0,12=0,29 МВт
32 квартал:
Q0 max = 68*12111(1+0,25)=1,03 МВт
Qв max =68*12111*0,6*0,25 = 0,12 МВт
Qгв = 376*757 = 0,29 МВт
Qгвmax = 2,4*0,29=0,68 МВт
36, 37, 39, 40 кварталы:
Q0 max = 68*9450(1+0,25)=0,8 МВт
Qв max =68*9450*0,6*0,25 = 0,1 МВт
17
Qгв = 376*591 = 0,22 МВт
Qгвmax = 2,4*0,22=0,53 МВт
38 квартал:
Q0 max = 68*23400(1+0,25)=1,99 МВт
Qв max =68*23400*0,6*0,25 = 0,24 МВт
Qгв = 376*1463 = 0,55 МВт
Qгвmax = 2,4*0,55=1,32 МВт
41 квартал:
Q0 max = 68*10530(1+0,25)=0,90 МВт
Qв max =68*10530*0,6*0,25 = 0,08 МВт
Qгв = 376*658 = 0,25 МВт
Qгвmax = 2,4*0,25=0,6 МВт
42 квартал:
Q0 max = 68*7740(1+0,25)=0,66 МВт
Qв max =68*7740*0,6*0,25 = 0,08 МВт
Qгв = 376*486 = 0,18 МВт
Qгвmax = 2,4*0,18=0,44 МВт
43, 44 кварталы:
Q0 max = 68*8530(1+0,25)=0,73 МВт
Qв max =68*8530*0,6*0,25 = 0,09 МВт
Qгв = 376*534 = 0,2 МВт
Qгвmax = 2,4*0,2=0,48 МВт
45, 46, 47, 48 кварталы:
Q0 max = 68*10620(1+0,25)=0,9 МВт
Qв max =68*10620*0,6*0,25 = 0,11 МВт
18
Qгв = 376*664 = 0,25 МВт
Qгвmax = 2,4*0,25=0,6 МВт
49 квартал:
Q0 max = 68*14580(1+0,25)=1,24 МВт
Qв max =68*14580*0,6*0,25 = 0,15 МВт
Qгв = 376*911 = 0,34 МВт
Qгвmax = 2,4*0,34=0,82 МВт
Квартал Q0 max,
МВт
Qв max,
МВт
Qгв,
МВт
Qгвmax,
МВт
Gоmax,
м3/ч
Gвmax,
м3/ч
Gгвmax,
м3/ч
1 0,94 0,11 0,26 0,63 10,1 1,18 11
2 0,94 0,11 0,26 0,63 10,1 1,18 11
3 1,05 0,126 0,29 0,69 11,3 1,35 12
4 0,94 0,11 0,26 0,63 10,1 1,18 11
5 0,94 0,11 0,26 0,63 10,1 1,18 11
6 0,69 0,08 0,19 0,46 7,4 0,86 7,83
7 0,94 0,11 0,26 0,63 10,1 1,18 11
8 1,3 0,16 0,34 0,81 14 1,8 14
9 2,25 0,27 0,61 1,46 24,2 2,9 25
10 1,3 0,16 0,34 0,81 14 1,8 14
11 0,94 0,11 0,26 0,63 10,1 1,18 11
12 0,69 0,08 0,19 0,46 7,4 0,86 7,83
13 0,5 0,06 0,14 0,33 5,36 0,64 5,76
19
14 0,5 0,06 0,14 0,33 5,36 0,64 5,76
15 0,69 0,08 0,19 0,46 7,4 0,86 7,83
16 0,92 0,11 0,26 0,61 9,9 1,18 10,76
17 0,62 0,075 0,17 0,41 6,7 0,8 7
18 1,49 0,18 0,41 0,97 16 1,93 16,8
19 1,49 0,18 0,41 0,97 16 1,93 16,8
20 0,62 0,075 0,17 0,41 6,7 0,8 7
21 0,92 0,11 0,26 0,61 9,9 1,18 10,76
22 0,77 0,09 0,21 0,51 8,27 1 8,7
23 1,49 0,18 0,41 0,97 7,4 0,86 7,8
24 0,69 0,08 0,19 0,46 7,4 0,86 7,8
25 1,7 0,2 0,47 1,1 18,25 2,15 19,4
26 0,69 0,08 0,19 0,46 7,4 0,86 7,8
27 0,69 0,08 0,19 0,46 7,4 0,86 7,8
28 0,77 0,09 0,21 0,51 8,27 1 8,7
29 2,2 0,26 0,61 1,46 23,6 2,8 25,2
30 2,2 0,26 0,61 1,46 23,6 2,8 25,2
31 0,43 0,052 0,12 0,29 4,6 0,56 5,04
32 1,03 0,12 0,29 0,68 11,1 1,29 12
33 2,2 0,26 0,61 1,46 23,6 2,8 25,2
20
34 2,2 0,26 0,61 1,46 23,6 2,8 25,2
35 0,43 0,052 0,12 0,29 4,6 0,56 5,04
36 0,8 0,1 0,22 0,53 7,4 0,86 7,8
37 0,8 0,1 0,22 0,53 7,4 0,86 7,8
38 1,99 0,24 0,55 1,32 21,4 2,58 22,7
39 0,8 0,1 0,22 0,53 7,4 0,86 7,8
40 0,8 0,1 0,22 0,53 7,4 0,86 7,8
41 0,90 0,11 0,25 0,6 9,9 1,18 10,7
42 0,66 0,08 0,18 0,44 7,1 0,86 4,32
43 0,73 0,09 0,2 0,48 7,84 0,97 8,25
44 0,73 0,09 0,2 0,48 7,84 0,97 8,25
45 0,9 0,11 0,25 0,6 9,7 1,18 10,3
46 0,9 0,11 0,25 0,6 9,7 1,18 10,3
47 0,9 0,11 0,25 0,6 9,7 1,18 10,3
48 0,9 0,11 0,25 0,6 9,7 1,18 10,3
49 1,24 0,15 0,34 0,82 13,3 1,6 14
Итого: 49,72 5,95 13,7 32,83 537,09 64,13 566,63
Средние тепловые нагрузки по кварталам определяется по формулам:
Qocp=Qomax ,мВт.
Qвcp=Qвmax ,мВт.
21
Qhicp=Qhm , мВт в неотопительный период.
tcs=15°C; tc=5°C; =0,8
1,2,4,5,7,11 кварталы
Qocp=0,94 =0,47
Qвcp=0,11 =0,06
Qhicp=0,26 х0,8=0,17
3-квартал
Qocp=1,05 =0,53
Qвcp=0,126 =0,063
Qhicp=0,29 х0,8=0,19
6,12,15 квартал
Qocp=0,69 =0,35
Qвcp=0,08 =0,04
Qhicp=0,46 х0,8=0,29
8,10 квартал
Qocp=1,3 =0,65 мВт
Qвcp=0,16 =0,08 мВт
Qhicp=0,34 х0,8=0,22 мВт
9 квартал
Qocp=2,25 =1,13 мВт
Qвcp=0,27 =0,14 мВт
Qhicp=0,61 х0,8=0,39мВт
13,14 квартал
22
Qocp=0,5 =0,25 мВт
Qвcp=0,06 =0,03 мВт
Qhicp=0,14 х0,8=0,09 мВт
16,21 квартал
Qocp=0,92 =0,46 мВт
Qвcp=0,11 =0,06 мВт
Qhicp=0,26 х0,8=0,17 мВт
17,20 квартал
Qocp=0,62 =0,31 мВт
Qвcp=0,075 =0,04 мВт
Qhicp=0,17 х0,8=0,11 мВт
18,19 квартал
Qocp=1,49 =0,75 мВт
Qвcp=0,18 =0,09 мВт
Qhicp=0,41 х0,8=0,26 мВт
22,28 квартал
Qocp=0,77 =0,39 мВт
Qвcp=0,09 =0,05 мВт
Qhicp=0,21 х0,8=0,13мВт
23,24,26,27 квартал
Qocp=0,69 =0,35 мВт
Qвcp=0,08 =0,04 мВт
23
Qhicp=0,19 х0,8=0,12 мВт
5 квартал
Qocp=1,7 =0,85 мВт
Qвcp=0,2 =0,1 мВт
Qhicp=0,47 х0,8=0,3 мВт
29,30,33,34 квартал
Qocp=2,2 =1,1 мВт
Qвcp=0,26 =0,13 мВт
Qhicp=0,61 х0,8=0,39 мВт
31,35 квартал
Qocp=0,43 =0,22 мВт
Qвcp=0,052 =0,026мВт
Qhicp=0,12 х0,8=0,08 мВт
32 квартал
Qocp=1,03 =0, 5 мВт
Qвcp=0,12 =0,06 мВт
Qhicp=0,29 х0,8=0,19 мВт
36,37,39,40 квартал
Qocp=0,8 =0,4 мВт
Qвcp=0,1 =0,05 мВт
Qhicp=0,22 х0,8=0,14 мВт
38 квартал
Qocp=1,99 =1,0 мВт
24
Qвcp=0,24 =0,12мВт
Qhicp=0,55 х0,8=0,35 мВт
41,45, 46, 47, 48 квартал
Qocp=0,9 =0,45 мВт
Qвcp=0,1 =0,06 мВт
Qhicp=0,25 х0,8=0,16 мВт
42 квартал
Qocp=0,66 =0,33 мВт
Qвcp=0,08 =0,04мВт
Qhicp=0,18 х0,8=0,12 мВт
43,44 квартал
Qocp=0,73 =0,37 мВт
Qвcp=0,09 =0,0,5 мВт
Qhicp=0,2 х0,8=0,13 мВт
49 квартал
Qocp=1,24 =0,62 мВт
Qвcp=0,15 =0,08мВт
Qhicp=0,34 х0,8=0,22 мВт
Определение расхода теплоносителя по кварталам
G0 max =
Gв max =
Gгв =
Gгвmax = 2.4*Qгв
1, 2, 4, 5, 7, 11 кварталы:
25
G0 max = = 10,1 м3/ч
Gв max = = 1,18 м3/ч
Gгв = =4,58 м3/ч
Gгвmax = 2.4*4,58 = 11 м3/ч
3 квартал:
G0 max = = 11,3 м3/ч
Gв max = = 1,35 м3/ч
Gгв = =5 м3/ч
Gгвmax = 2.4*5 = 12 м3/ч
6, 12, 15 кварталы:
G0 max = = 7,4 м3/ч
Gв max = = 0,86 м3/ч
Gгв = =3,26 м3/ч
Gгвmax = 2.4*3,26 = 7,83 м3/ч
8, 10 кварталы:
G0 max = = 14 м3/ч
Gв max = = 1,8 м3/ч
Gгв = =5,84 м3/ч
Gгвmax = 2.4*5,84 = 14 м3/ч
9 квартал:
G0 max = = 24,2 м3/ч
Gв max = = 2,9 м3/ч
26
Gгв = =10,5 м3/ч
Gгвmax = 2.4*10,5 = 25 м3/ч
13, 14 кварталы:
G0 max = = 5,36 м3/ч
Gв max = = 0,64 м3/ч
Gгв = =2,4 м3/ч
Gгвmax = 2.4*2,4 = 5,76 м3/ч
16, 21 кварталы:
G0 max = = 9,9 м3/ч
Gв max = = 1,18 м3/ч
Gгв = =4,47 м3/ч
Gгвmax = 2.4*4,47 = 10,76 м3/ч
17, 20 кварталы:
G0 max = = 6,7 м3/ч
Gв max = = 0,8 м3/ч
Gгв = =2,92 м3/ч
Gгвmax = 2.4*2,92 = 7 м3/ч
18, 19 кварталы:
G0 max = = 16 м3/ч
Gв max = = 1,93 м3/ч
Gгв = =7 м3/ч
Gгвmax = 2.4*7 = 16,8 м3/ч
22, 28 кварталы:
27
G0 max = = 8,27 м3/ч
Gв max = = 1 м3/ч
Gгв = =3,6 м3/ч
Gгвmax = 2.4*3,6 = 8,7 м3/ч
23, 24, 26, 27 кварталы:
G0 max = = 7,4 м3/ч
Gв max = = 0,86 м3/ч
Gгв = =3,26 м3/ч
Gгвmax = 2.4*3,26 = 7,8 м3/ч
25 квартал:
G0 max = = 18,25 м3/ч
Gв max = = 2,15 м3/ч
Gгв = =8,1 м3/ч
Gгвmax = 2.4*8,1 = 19,4 м3/ч
29, 30, 33, 34 кварталы:
G0 max = = 23,6 м3/ч
Gв max = = 2,8 м3/ч
Gгв = =10,5 м3/ч
Gгвmax = 2.4*10,5 = 25,2 м3/ч
31, 35 кварталы:
G0 max = = 4,6 м3/ч
Gв max = = 0,56 м3/ч
28
Gгв = =2,1 м3/ч
Gгвmax = 2.4*2,1 = 5,04 м3/ч
32 квартал:
G0 max = = 11,1 м3/ч
Gв max = = 1,29 м3/ч
Gгв = =5 м3/ч
Gгвmax = 2.4*5 = 12 м3/ч
36, 37, 39 кварталы:
G0 max = = 8,6 м3/ч
Gв max = = 1,07 м3/ч
Gгв = =3,78 м3/ч
Gгвmax = 2.4*3,78 = 9,1 м3/ч
36, 37, 39, 40 кварталы:
G0 max = = 7,4 м3/ч
Gв max = = 0,86 м3/ч
Gгв = =3,26 м3/ч
Gгвmax = 2.4*3,26 = 7,8 м3/ч
38 квартал:
G0 max = = 21,4 м3/ч
Gв max = = 2,58 м3/ч
Gгв = =9,45 м3/ч
Gгвmax = 2.4*9,45 = 22,7 м3/ч
41 квартал:
29
G0 max = = 9,9 м3/ч
Gв max = = 1,18 м3/ч
Gгв = =4,47 м3/ч
Gгвmax = 2.4*9,45 = 10,7 м3/ч
42 квартал:
G0 max = = 7,1 м3/ч
Gв max = = 0,86 м3/ч
Gгв = =1,8 м3/ч
Gгвmax = 2.4*1,8 = 4,32 м3/ч
43, 44 кварталы:
G0 max = = 7,84 м3/ч
Gв max = = 0,97 м3/ч
Gгв = =3,44 м3/ч
Gгвmax = 2.4*3,44 = 8,25 м3/ч
45, 46, 47, 48 кварталы:
G0 max = = 9,7 м3/ч
Gв max = = 1,18 м3/ч
Gгв = =4,29 м3/ч
Gгвmax = 2.4*4,29 = 10,3 м3/ч
49 квартал:
G0 max = = 13,3 м3/ч
Gв max = = 1,6 м3/ч
30
Gгв = =5,84 м3/ч
Gгвmax = 2.4*5,84 = 14 м3/ч
Гидравлический расчт
Определение расхода теплоносителя по участкам.
При гидравлическом расчете тепловых сетей определяют потери
давления на участках трубопроводов для последующей разработки
гидравлического режима и выявления располагаемых напоров и тепловых
пунктах потребителей. Расчет производится в следующем порядке:
1. Выбираем на трассе тепловых сетей расчет магистрали наиболее
протяженную и загруженную, соединяем источник теплоты с дальнейшим
потребителем.
2. Разбиваем тепловую сеть на расчетные участки и ответвления и
определяем для них расчетные расходы теплоносителя и заносим в таблицу.
Измеряем по ген плану длину участков и ответвлений и заносим в таблицу
3. Исходя из расходов теплоносителя задамся удельными потерями
давления на трение. Для участков
R
4. диаметр трубопровода и скорость теплоносителя по
номограммам для расчета гидравлических потерь.
5. Определяем эквивалентную длину участков и ответвлений по формуле:
lэкв = lгеом Ч , м
где -принимается от принятого диаметра трубопровода.
6. Определяем приведенную длину по формуле:
lприв = lгеом +lэкв, м
7. Определяем потери давления на участке или ответвлениях по формуле:
H = R Ч l прив, мм.вод.ст
8. Определяем полные потери давления, т.е. сумму потерь на участке
или ответвлениях.
1. Магистрали:
31
G1 = 10.9 + 11.1 = 22 т/час
G2= 10.9 + 22 + 10.9 = 43.8 т/час
G3 = 10.9 + 10.9 + 43.8 = 65.6 т/час
GIV = 10.9 + 65.6 + 24 = 100.5 т/час
GV = 9.7 + 100.5 + 8.81 = 119 т/час
GVI= 119 + 8.81 + 14.9 = 142.7 т/час
GVII = 142.7 + 7.96 + 9.7 = 160.4 т/час
GVIII= 160.4 + 5.2 + 26.4 +12.4 +5.2+ 26.4+ 9.3+9.3 +11.1+ 7.5+8.3+
18+8.32+ 0.4+ 17.9+8.3+26.4+26.4+7.5+8.3+11.1 =434.1 т/час
GIX= 434.1 + 6 + 8.3 + 8.3+ 8.3 + 11.3 + 11.3 + 11.3 + 15.8 + 27.1 + 12.7 +
11.3 + 15.8 + 6+ 11.3 + 11.3 = 610.2 т/час
2. Ответвления:
G10 = 26.4+5.2=31.6 т/час
G11 = 31,6+12,4=44 т/час
G12 = 44+5,2+26,4=75,6 т/час
G13 = 75,6+9,3=84,9 т/час
G14 = 84,9+11,1+9,3=105,3 т/час
G15 = 105,3+7,5+8,3=121,1 т/час
G16 = 121,1+8,3+17,9=147,3 т/час
G17 = 147,3+20,4=167,7 т/час
G18 = 167,7+8,3+17,9=193,9 т/час
G19 = 193,9+26,4+26,4=246,7т/час
G20 = 246,7+7,5+8,3=262,5 т/час
G21 = 262,5+11,1=273,6 т/час
32
G22 = 11,1+9,3=20,4 т/час
G23 = 8,3+6=14,3 т/час
G24 = 14,3+8,3+8,3=30,9 т/час
G25 = 30,9+11,3+11,3=53,5 т/час
G26 = 53,5+11,3+15,8=80,6 т/час
G27 = 80,6+27,1+12,7=120,4 т/час
G28 = 120,4+11,3=131,7 т/час
G29 = 131,7+15,8+6=153,5 т/час
G30 = 153,5+11,3+11,3=176,1 т/час
G31 = 8,3+8,3=16,6 т/час
G32 = 6 т/час
G33 = 6+15,8+11,3=33,1 т/час
G34 = 26,4 т/час
G35 = 26,4+26,4=52,8 т/час
Полученные данные заносим в таблицу:
Построение пьезометрического графика:
1. Принимая за нуль отметку самой низкой точки тепловой сети, наносят
профиль местности на трассе основной магистрали ответвлений, отметки
земли, которые отличаются от отметок магистрали. На профиле проставляют
высоты присоединенных зданий.
2. Наносим линию S-S , определяющий статический напор в системе.
Если давление в отдельных точках системы превышают пределы прочности,
необходимо предусмотреть подключение отдельных потребителей по
независимой схеме или деление тепловых сетей на зоны с выбором для
33
каждой зоны своей линии статического напора. В узлах деления
устанавливают автоматические устройства рассечки и подпитки тепловой
сети.
3. Наносим линию пьезометрического графика напоров обратной
магистрали. Уклон линии определяют на основании гидравлического расчета
тепловой сети. Линия пьезометрического графика обратного трубопровода
магистрали в точке пересечения с ординатой, соответствующей началу
теплосети определяет необходимый напор в обратном трубопроводе,
обеспечиваемый подпиточным насосом.
4. Наносим линию пьезометрического графика подающей магистрали.
Уклон линии определяют на основании гидравлического расчета тепловой
сети. Линия пьезометрического графика подающего трубопровода в точке
пересечения с ординатой, соответствующая началу теплосети определяет
требуемый напор на выходе из подогревательной установки.
Тепловой расчт водоподогревателей.
Расчёт ведётся по инструкции «Сантехпроекта - Водоподогреватели»
I. Водоподогреватели 1 ступени:
1. Расчтный расход тепла - 0,63 МВт (1 квартал)
2. Температура греющей воды на входе в водоподогреватель – t1 = 42.5
o
C.
3. Температура греющей воды на выходе из водоподогревателя – t2 =31
o
C.
4. Температура нагреваемой воды на входе в водоподогреватель 1 =
5oC.
5. Тоже на выходе из водоподогревателя 2= t1-10 = 32.5 oC.
6. Внутренний диаметр корпуса водоподогревателя принимаем
d=150мм.
7. Наружный и внутренний диаметр латунных трубок
водоподогревателя – 16/14.
8. Число трубок в живом сечении n = 37 штук.
34
9. Площадь живого сечения трубок fтр = 0,00477 м2.
10. Площадь живого сечения межтрубного пространства fмт = 0,0115
м2.
11. Эквивалентный диаметр межтрубного пространства dэкв = 0,012 м.
Греющая вода проходит в межтрубном пространстве, нагреваемая вода
проходит по трубам.
1. Определяем расход греющей воды:
Gт = = = 47 т/час
2. Определяем расход нагреваемой воды:
Gт = = = 19,7 т/час
3. Задавшись ориентировочно типом и номером водоподогревателя с
диаметром корпуса d = 150 мм находим:
а) Скорость греющей воды в межтрубном пространстве
WT = = = 1.14 м/сек
б) Скорость нагреваемой воды в трубках
WT = = = 1.15 м/сек
4. Средняя температура греющей воды:
T = = = 36.75 oC
5. Средняя температура нагреваемой воды:
T = = = 18.75 oC
6. Определяем коэффициент теплопередачи от греющей воды,
проходящей в межтрубном пространстве к стенкам труб:
1 = (1400 +18 *T -0.035*T2) , ккал/м2 час гр
1 = (1400+18*36,75-0,035*36,752) = 5037 ккал/м2 час гр.
35
7. Определяем коэффициент теплопередачи от стенок труб к
нагреваемой воде, проходящей по трубкам:
1 = (1400 +18 *t -0.035*t2) , ккал/м2 час гр
1 = (1400+18*18.75-0.035*18.752) = 4308 ккал/м2 час гр
8. Определяем коэффициент теплопередачи
K = = 2267 ккал/м2 час гр
9. Определяем поверхность нагрева подогревателя:
F =
где – коэффициент учитывающий загрязнение трубок и образования
накипи, =0.75
F = = 28.7 м2
Поверхность нагрева одной секции водоподогревателя типа ВВП – 150
составляет 6,95 м2
Количество секций: m= = 4.1
К установке принимаем водоподогреватель типа ВВП – 150, состоящий из
четырх секций.
Гидравлический расчёт.
Потери напора складываются в водоподогревателях из потери напора
на трение и потери напора на местных сопротивлениях.
Определяем потери напора внутри трубок:
h = 0.75 * WT * n, мм.вод.ст
h = 0.75 * 1.14 * 37 = 31.6 мм.вод.ст
Определяем потери напора в межтрубном пространстве:
h = A * WHB * n, мм.вод.ст
A – постоянная величина, принимаемая от диаметра и длины трубок, в нашем
случае А = 0,906
36
h = 0,906*1,15*37 = 38,5 мм.вод.ст
II. Водоподогреватели 2 ступени:
1. Расчтный расход тепла - 0,63 МВт (1 квартал)
2. Температура греющей воды на входе в водоподогреватель – t1 = 70 oC.
3. Температура греющей воды на выходе из водоподогревателя – t2 =42,5
o
C.
4. Температура нагреваемой воды на входе в водоподогреватель 1 =
32,5oC.
5. Тоже на выходе из водоподогревателя 2= 55 oC.
6. Внутренний диаметр корпуса водоподогревателя принимаем d=150мм.
7. Наружный и внутренний диаметр латунных трубок водоподогревателя
– 16/14.
8. Число трубок в живом сечении n = 37 штук.
9. Площадь живого сечения трубок fтр = 0,00477 м2.
10. Площадь живого сечения межтрубного пространства fмт = 0,0115 м2.
11. Эквивалентный диаметр межтрубного пространства dэкв = 0,012 м.
Греющая вода проходит в межтрубном пространстве, нагреваемая вода
проходит по трубам.
1. Определяем расход греющей воды:
Gт = = = 19,7 т/час
2. Определяем расход нагреваемой воды:
Gт = = = 24 т/час
3. Задавшись ориентировочно типом и номером водоподогревателя с
диаметром корпуса d = 150 мм находим:
а) Скорость греющей воды в межтрубном пространстве
WT = = = 0.47 м/сек
б) Скорость нагреваемой воды в трубках
37
WT = = = 1.4 м/сек
4. Средняя температура греющей воды:
T = = = 56 oC
5. Средняя температура нагреваемой воды:
T = = = 44 oC
6. Температурный напор:
tср = T – t = 56-44 = 12 0C
7. Определяем коэффициент теплопередачи от греющей воды,
проходящей в межтрубном пространстве к стенкам труб:
1 = (1400 +18 *T -0.035*T2) , ккал/м2 час гр
1 = (1400+18*56-0,035*562) = 3082.9 ккал/м2 час гр.
8. Определяем коэффициент теплопередачи от стенок труб к
нагреваемой воде, проходящей по трубкам:
1 = (1400 +18 *t -0.035*t2) , ккал/м2 час гр
1 = (1400+18*44-0.035*442) = 6787 ккал/м2 час гр
9. Определяем коэффициент теплопередачи
K = = 2073 ккал/м2 час гр
10. Определяем поверхность нагрева подогревателя:
F =
где – коэффициент учитывающий загрязнение трубок и образования
накипи, =0.75
F = = 29 м2
Поверхность нагрева одной секции водоподогревателя типа ВВП – 150
составляет 6,95 м2
38
Количество секций: m= = 4
К установке принимаем водоподогреватель типа ВВП – 150, состоящий из
четырх секций.
Гидравлический расчёт.
Потери напора складываются в водоподогревателях из потери напора
на трение и потери напора на местных сопротивлениях.
Определяем потери напора внутри трубок:
h = 0.75 * WT * n, мм.вод.ст
h = 0.75 * 0.47 * 37 = 13 мм.вод.ст
Определяем потери напора в межтрубном пространстве:
h = A * WHB * n, мм.вод.ст
A – постоянная величина, принимаемая от диаметра и длины трубок, в нашем
случае А = 0,908
h = 0,908*1,4*37 = 47 мм.вод.ст
Разработка монтажной схемы
Разработка монтажной схемы начинается с разработки трассы, т.е.
вычерчиваем две линии, причем подачу располагаем с правой стороны от
источника теплоты. На трассе предусматриваем один ввод тепловых сетей в
каждом квартале. В местах присоединения вводов с главной магистралью
устанавливаем тепловые камеры, номерующиеся с конца магистрали. При
этом рядом расположенные кварталы целесообразно подключать из одного
теплового узла. На участках между узловыми камерами размещаем
неподвижные опоры, расстояние между ними выбираем в зависимости от
диаметра теплопровода участка, типа компенсатора, способа прокладки.
Между опорами устанавливаем компенсаторы причем повороты трассы на
90-120 используем для самокомпенсации тепловых удлинений в
соответствии для каждого участка
теплопровода указывают диаметр и длину трубопровода, расчетный расход
данного участка и тип сварного железобетонного канала.
39
Конструктивные элементы тепловых сетей
Определение усилия на неподвижные опоры
Усилия воспринимаемые неподвижными опорами, складываются из
неуравновешенных сил внутреннего давления, сил трения в сальниковых
компенсаторах, в подвижных опорах и сил упругой деформации. П-образных
компенсаторов и самокомпенсации. При определении усилий на
неподвижные опоры учитывается схема участка трубопровода, тип
неподвижных опор и компенсирующих устройств, расстояние между
неподвижными опорами и наличие запорных органов и ответвлений.
Сила трения в сальниковых компенсаторах Ncf, Н, определяем по формулам:
H
H
где:
Рр - рабочее давление теплоносителя п. 10.6 [2], Па, (но не менее 1*106
Па)
LС - длина слоя набивки по оси сальникового компенсатора, м (65-^70) мм у
компенсаторов с Dy < 175 мм и 120 мм у компенсаторов с D>175 мм)
dec - наружный диаметр патрубка сальникового компенсатора, 0,325 м
µc - коэффициент трения набивки о металл, принимаем равным 0,15
n - число болтов компенсатора, п=8 болтов.
Ас -площадь поперечного сечения набивки сальникового компенсатора,
м 2
= 1 -106 * 0.12 *0,325 * 0,15 * З.14 = 18369 Н
= 2 -106 * 0.12 * 0,325 * 0,15 * 3,14 = 36738 Н
Для расчетов примем большее значение силы трения = 36738Н
Величина теплового удлинения трубопровода определяется по формуле
L = l(t1 -t2), мм
где:
40
а - коэффициент линейного расширения углеродистых трубных сталей,
мм/м*°С
1 - длина рассматриваемого участка трубопровода, м
t1 - максимальная температура стенки трубы, принимаемая равной
максимальной температуре теплоносителя, °С
t2 - минимальная температура стенки трубы, принимаемая равной расчетной
температуре наружного воздуха для отопления
L = 1,242-10-2 *132*(140-(-14))) = 252 мм
Расчетное тепловое удлинение с учетом предварительной растяжки в размере
50% (температура теплоносителя до 250°С) составит
Lрасч = 0,5L
Lрасч = 0,5*252=126 мм
Рассчитаем усилия на неподвижные опоры
H0>о,з +µ*Gh*(L1-0.7*L2)
где: Gh - вес одного метра трубопровода в рабочем состоянии, включающий
вес трубы, теплоизоляционной конструкции и воды для водяных сетей, Н/м
Н > 0,3 * 36738 + 0,3*1637,71 * (0,09 - 0,7 * 0,071) = 11041.2 H
Расчет компенсации тепловых удлинений трубопровода
Для компенсации тепловых удлинений трубопроводов используются
повороты трассы, и применяются сальниковые, а также П- образные
компенсаторы.
Расчет ведем для компенсаторов находящихся в УТ-2
Расчетная компенсирующая способность компенсатора:
Lрасч = Lk – z, мм
где:
lK - наибольшая компенсирующая способность сальникового компенсатора,
мм
z - величина учитывающая возможное смещение неподвижных опор и
неточность изготовления ( для односторонних компенсаторов z = 40 – 50мм,
для двусторонних компенсаторов z=100 мм).
41
Lрасч = 600 -100 = 500, мм
При определении габаритов камер в случаи неполного использования
компенсирующей способности компенсатора, установочную длину находят
по формуле:
Lycm=AM-Z-(Lрасч-l), мм
где:
Ам - максимальная длина компенсатора, мм
Z - величина учитывающая возможное смещение неподвижных опор и
неточность изготовления мм
Lрасч - расчетная компенсирующая способность компенсатора мм
l - величина теплового удлинения трубопровода мм
Lycm = 1170 -100 - (500 -1274,89) = 1844,89 мм
Монтажная длина сальникового компенсатора определяется с учетом
наружного воздуха при монтаже трубопровода по формуле:
LM = Lycm-0,0125-(tM-tо)*l, мм
где:
tM -температура воздуха, при которой производится монтаж трубопровода,
°С
LM = 1844,89 - 0,0125 * (1 0 + 14) * 611 = 1661,6 мм
Техника безопасности и охрана труда.
Магистральные и распределительные трубопроводы систем
теплоснабжения часто работают при значительных напряжениях,
возникающих в стенках труб из-за внутренних давлений. Поэтому любые
дефекты в стыках или в теле труб представляют большую опасность.
Надежность работы трубопроводов обеспечивается высоким качеством
строительных работ. Качество строительства определяется степенью
соответствия проложенного водопровода требованиям проекта, ТУ и СНиПа.
Для их соблюдения организуют контроль качества применяемых материалов,
изделий, конструкций, а также контроль соблюдения технологии
42
строительно-монтажных работ. Качество материалов и изделий проверяют в
подготовительный период строительства трубопровода в лабораториях и на
трубозаго-товительных предприятиях, сопоставляя данные сертификатов
поставщиков с требованиями ГОСТа, ТУ и проекта, а при отсутствии
сертификатов — лабораторными испытаниями. Качество строительно-
монтажных работ определяют путем систематического контроля качества
каждой операции: соединения труб (сборки и уплотнения стыков, наложения
сварных швов и т.п.), их изоляции и укладки, соблюдения проектных
уклонов и др. Применяют три вида контроля: текущий, периодический и
приемочный (по окончании работ). Важнейшим из них является текущий,
который может быть сплошным (пооперационным) и выборочным.
Применяемые при этом методы контроля качества могут быть визуальными
(непосредственный осмотр выполненных работ), инструментальными (с
применением инструментов и приборов) и лабораторными, требующими
испытания взятых проб.
При монтаже стальных водоводов самыми ответственными операциями
являются сварочные и изоляционно-укладочные. От качества сборки и
сварки стыков в основном зависит эксплуатационная надежность
трубопроводов, поскольку большинство аварий происходит вследствие
разрывов стыков, а не самих труб. Контроль качества сварочно-монтажных
работ обычно начинают с проверки условий выгрузки, перевозки и
складирования труб, чтобы исключить при этом их повреждение. Затем
производят пооперационный контроль по текущей проверке соблюдения
установленной технологии производственного процесса. Причем вначале на
трубосварочной базе и в последующем при потолочной сварке на трассе
проверяют качество (состояние) труб и применяемых материалов, а потом
качество сборки и сварки стыков. В заключение производят внешний осмотр
сварных стыков и проверяют исправление выявленных дефектов.
Пооперационным контролем определяют внешние дефекты сборки и сварки
труб, а прочность сварных соединений или наличие внутренних дефектов
43
проверяют механическими и физическими методами контроля. При
необходимости осуществляют металлографические испытания образцов.
Окончательную проверку прочности и герметичности
(водонепроницаемости) трубопроводов производят приемочными
гидравлическими и пневматическими испытаниями. Качество изоляционных
покрытий трубопроводов проверяют по мере их нанесения, перед и после
укладки трубопроводов в траншею. Выявленные дефекты и повреждения
должны быть исправлены. Для обеспечения водонепроницаемости стыков
соединений нельзя допускать эллипсности гладких концов труб, раструбов и
муфт, а также плохого качества поверхности труб. Надо добиваться обжатия
резинового кольца в щели раструбных и муфтовых соединений на 40—50 %
толщины его поперечного сечения. Для заделки стыков следует применять
качественные резиновые кольца, у которых удельная остаточная деформация
при испытании на старение и морозоустойчивость не превышает 45 %, а
гладкая, без трещин, пузырей и посторонних включений поверхность не
имеет выступов и углублений размером более 1 мм.
Безопасность труда при прокладке трубопроводов обеспечивается
прежде всего правильным выбором и технологически обоснованными
размерами рабочих мест и их соответствующей организацией. Важное
значение имеет содержание в исправности машин, механизмов,
инструментов и приспособлений. Все рабочие места, а также соединяющие
их транспортные зоны и крепления траншей необходимо содержать в
порядке, обеспечивающем безопасность выполнения работ и перемещение
машин и кранов в монтажной зоне. Во избежание обрушения стенок траншей
и возникновения угрозы устойчивости крана при его работе и передвижении
необходимо выдерживать установленные расстояния от него до бровки
траншеи. Трубы на берме укладывают и укрепляют так, чтобы предотвратить
их скатывание в траншею. Траншеи и котлованы на улицах и дворовых
участках необходимо ограждать и освещать в ночное время, в местах
переходов через траншеи устраивают мосты с ограждениями. Инженерные
44
коммуникации (особенно высоковольтные кабели), пересекающие траншеи,
во избежание их повреждения и возникновения аварий защищают оплеткой,
коробами, подвешивают к балкам, уложенным поперек траншеи. К работе на
кране допускаются машинисты не моложе 18 лет, прошедшие специальные
курс обучения, получившие соответствующее удостоверение и практическую
стажировку. Кран, закрепленный за машинистом, ежегодно подвергают
испытанию, дата которого указывается на кране. При соединении труб
особое внимание уделяют безопасной организации рабочих мест электро- и
газосварщиков; сварочные кабели защищают от повреждений, ежедневно
проверяют заземление электросварочных агрегатов и свариваемых труб. При
просвечивании стыков надо строго соблюдать установленную дистанцию
между ампулой и техником - радиографом, который должен иметь при себе
индикатор для контроля степени облучения. При подъеме трубопровода
особое внимание обращают на общую устойчивость кранов-
трубоукладчиков. Если нагрузка на крюке резко возрастает и возникает
угроза опрокидывания крана, подъем необходимо прекратить и трубопровод
опустить на землю. При подъеме и укладке трубопровода в траншею
необходимо соблюдать следующие требования безопасности и охраны труда:
следить за состоянием механизмов крана-трубоукладчика и его
контрольными приборами; не поднимать груз массой, превышающей
максимальную грузоподъемность крана при данном вылете крюка;
поднимать и опускать трубопровод без рывков, изолированная часть при
опускании в траншею не должна задевать ее стенок; при наложении
полотенца на трубопровод выполнять сигналы такелажника (зацепщика), не
допуская преждевременного натяжения грузовых канатов; во время
опускания плети в траншею работать согласованно с машинистом других
кранов-трубоукладчиков. Если машинист заметил, что другой кран
перегружен, он должен немедленно подъемом стрелы или грузового крюка
выровнять плеть. В случае выхода из строя одного из кранов-
трубоукладчиков колонны плеть надо немедленно опустить на землю. При
45
опускании трубопровода в траншею запрещается кому-либо находиться под
поднятой и перемещаемой плетью, между траншеей и трубопроводом, в
траншее и в зоне возможного падения стрелы. При работе очистной и
изоляционной машин действия машинистов трубоукладчиков и этих машин
должны быть строго согласованы. Б процессе очистки трубопровода
трубоукладчики должны передвигаться вдоль трубопровода при
минимальном вылете крюка. Высота подъема плети должна быть также
минимальной, достаточной для прохода очистной машины. Трубы и трубные
секции массой, близкой к предельной грузоподъемности крана, необходимо
поднимать в два приема: сначала на высоту 0,2—0,3 м, после чего проверить
состояние грузозахватных устройств и тормозов крана, а затем уже на
необходимую высоту.
Опускание труб в траншею с креплениями требует особой
осторожности, вызванной необходимостью оградить крепления и распоры от
ударов. До начала гидравлического испытания необходимо проверить
надежность работы опрессовочного агрегата или гидравлического пресса.
Пневматическое испытание по сравнению с гидравлическими является более
опасным из-за возможности разрыва труб, поэтому к проведению их
предъявляются более строгие требования. На весь период испытания
устанавливается охранная зона, вход в которую при нагнетании воздуха в
трубопровод и выдерживании его под давлением категорически запрещается.
Ширина этой зоны принимается от 7 до 25 м (в обе стороны от оси
трубопровода) в зависимости от материала и диаметра труб. Перед укладкой
трубопровода проверяют глубину и уклоны дна траншеи, а также крутизну
откосов. Если траншея устроена с креплениями, то проверяют правильность
их установки, обращая особое внимание на плотность прилегания щитов к
стенкам траншей. Необходимым условием для надежной эксплуатации
трубопровода является укладка его на проектную отметку с обеспечением
плотного его опирания на дно траншеи по всей длине, а также сохранность
труб и их изоляции при укладке. Поэтому подготовке траншей к укладке
46
труб следует уделять особое внимание. При прокладке трубопроводов в
городских условиях траншею часто пересекают действующие подземные
коммуникации (трубопроводы, кабели). Если они находятся ниже
строящегося трубопровода, то это не осложняет его прокладку, а если выше,
то необходимо принимать меры по заключению их в специальные короба с
надежным креплением. Приямки в траншеях для заделки раструбных и
муфтовых стыковых соединений, а также сварки неповоротных стыков
стальных труб отрывают для труб диаметром до 300 мм непосредственно
перед их укладкой, а для труб больших диаметров — за 1—2 дня до их
укладки. Трубопроводы в системах водоснабжения и водоотведения
укладывают на естественное или искусственное основание. При
естественном основании трубы укладывают непосредственно на грунт
ненарушенной структуры, обеспечивая поперечный и продольный профиль
основания по проекту. При несущей способности грунтов оснований менее
0,1 МПа (1 кгс/см2) необходимо устраивать искусственные основания —
бетонные или железобетонные, сборные лекальные, свайные. Для увеличения
плотности грунтов оснований широко применяют метод уплотнения.
Несущая способность труб в значительной мере зависит от характера
опирания их на основании. Так, трубы, уложенные в грунтовое ложе с углом
охвата 120°, выдерживают нагрузку на 30—40 % большую, чем трубы,
уложенные на плоское основание. При укладке труб на искусственное
бетонное основание с углом охвата 120° несущая способность труб
повышается в 1,7 раза и более. Кроме того, величина угла охвата для одних и
тех же условий влияет на несущую способность труб. Как и в случае выбора
кранов для монтажа строительных конструкций, краны для прокладки
трубопроводов также выбирают в два этапа. Вначале, на I этапе выбирают
несколько технически пригодных типов или марок кранов по вылету их
крюка и грузоподъемности, а на II этапе по технико-экономическим
показателям вариантов кранов выбирают наиболее экономичный, который и
принимают для трубоукладочных работ. Но еще до I этапа выбора кранов
47
необходимо в принципе уточнить тип необходимых кранов, который
определяют по способу прокладки труб. При этом следует иметь в виду, что
для прокладки стальных магистральных трубопроводов, особенно больших
диаметров, удлиненными секциями или плетями, целесообразно
использовать краны-трубоукладчики, главной особенностью которых
является жесткое крепление грузоподъемной стрелы сбоку. Такие краны
являются неповоротными. Для прокладки трубопроводов отдельными
трубами из чугунных, а также железобетонных, керамических и
асбестоцементных труб с раскладкой их на берме траншеи, когда в процессе
их укладки требуется поворот стрелы крана с трубой к траншее, применять
краны-трубоукладчики практически невозможно. В этом случае следует
избирать мобильные стреловые краны — автомобильные, пневмоколесные
или гусеничные нужной грузоподъемности. При выборе типа применяемых
кранов необходимо также учитывать, что вылет крюка у кранов-
трубоукладчиков по сравнению со стреловыми ограничен (5,0-7,5 м), что
затрудняет их использование даже при прокладке стальных магистральных
трубопроводов плетями при большой глубине траншей, когда требуются
краны с большими вылетами крюка (до 10-14 м и более). Выбрав для каждого
конкретного случая прокладки трубопроводов с учетом вышеуказанных
рекомендаций тип кранов, переходят к I этапу их непосредственного выбора
по техническим показателям.
Расчет рабочих параметров для выбора крана (I этап). Вначале
определяют возможную схему его работы, т.е. положение крана
относительно траншеи, а затем минимальный вылет крюка, т.е. наименьшее
расстояние от оси его вращения (для кранов-трубоукладчиков - от крайней
гусеницы) до оси трубопровода.
Наиболее сложными работами при. строительстве трубопроводов в
зимний период являются отрывка и обратная засыпка траншей, а также
нанесение изоляции и укладка трубопроводов. Поэтому зимой целесообразно
выполнять такие работы, производство которых облегчается в этот период, а
48
также те из них, осуществление которых осложняется несущественно.
Сварочные работы зимой могут успешно выполняться при проведении
необходимых мероприятий, обеспечивающих высокое качество сварочных
соединений в условиях низких температур. Технологические операции по
нанесению на трубы изоляционного покрытия в зимних условиях
практически не отличаются от операций, применяемых в обычных условиях.
При этом рациональнее осуществлять нанесение изоляции на специальных
трубозаготовительных базах, но иногда изоляционные работы в зимнее время
выполняют непосредственно на трассе. Применяемые битумные мастики при
этом должны удовлетворять повышенным требованиям, так как битумное
покрытие должно сохранять пластические свойства при отрицательных
температурах. Для этого в состав битумной мастики вводят
пластифицируюшие добавки. Особое внимание при производстве
изоляционных работ зимой обращают на необходимость тщательной очистки
труб от снега и инея с помощью передвижных обогревательных устройств. В
зимний период вместо горячего процесса изоляции труб битумными
мастиками целесообразнее применять изоляцию их полимерными липкими
лентами (холодный процесс).
Для обеспечения сохранности изоляционного покрытия, а также
создания наиболее благоприятных условий для укладки труб изоляционно-
укладочные работы зимой следует производить так, чтобы трубные секции
или плети опускались в свежеотрытую траншею. Недопустимо оставлять
зимой на длительное время изолированные трубы на берме траншеи.
Поэтому комплексное выполнение сварочных и изоляционно-укладочных
работ является основным условием зимней прокладки трубопроводов.
Операции по подготовке траншей, укладке трубопровода и обратной засыпке
при этом выполняют одну за другой без перерыва во времени. Трубопровод в
траншею при отрицательных температурах следует опускать с особой
осторожностью, учитывая пониженные пластические свойства изоляции и
материала труб. Во избежание обвалов снега в траншею при укладке
49
трубопровода рабочую зону предварительно очищают от снега.
Неуложенный в траншею трубопровод, во избежание его примерзания к
грунту на берме или вмерзания в снег, укладывают на высокие лежки
(деревянные подкладки) или земляные призмы.
50
Литература:
1. М 2.01.01-94. «Климатические и физико-геологические данные для
проектирования».
2. М 2.04.08-96. Ионин А.А. Теплоснабжение Учебник для вузов.-М:.
Стройиздат,1989. Козин В.Е.Теплоснабжение. Учебное пособие М:
Высш. школа, 1980-408 с.
3. Турсунова У.Х, Т.Мамажонов Иссилик таъминоти Ўув ўлланма.,
ТАИ 2000 й 86 бет.
4. М 2.04.07-99. «Иссилик тармолари». Ўзбекистон Республикаси
давлат архитектура ва урилиш умитаси. Тошкент. 1999.-127 бет.
5. М 3.05.03-2000. Иссилик тармолари. ЎзР Давархитектурилиш-
Тошкент, 2000. - 49 бет.
6. Манюк В.И. и др. Справочник по наладке и эксплуатация водяных и
тепловых сетей. 3-е изд.Стойиздат, 1982.-215 стр.
Теплоснабжение жилого района г.Маргелан