Размещено на http://www.allbest.ru/

Реферат

Настоящая работа рассматривает режим работы зоны теплоснабжения ТЭЦ-3 г. Хабаровска в центральную часть города по фактическому состоянию системы теплоснабжения по тепломагистралям ТМ №1 и ТМ №2. По результатам режима разработаны мероприятия способствующие достаточной пропускной способности для элеваторной схемы присоединения потребителей тепловой энергии города. С этой целью выполнены:

- расчет температурного графика отпуска тепловой энергии от ТЭЦ;

- на график 130-70 ^оС скомплектованы тепловые нагрузки на каждом ответвлении от магистрального трубопровода;

- выполнен гидравлический расчет магистральных трубопроводов;

- построены фактические графики напоров по всем направлениям от ТЭЦ;

- на основании пьезометрических графиков выполнен анализ существующего режима теплоснабжения города.

Предложены варианты улучшения гидравлического режима, рассмотрен вариант строительства дополнительного участка теплотрассы D_у = 800 мм и протяженностью 2,9 км и понижающей насосной. Кроме того, выполнено технико-экономическое сравнение вариантов подключения потребителей тепловой энергии от котельной и от централизованного теплоснабжения (ТЭЦ) через индивидуальные тепловые пункты. Рассмотрен вариант перспективы подключения потребителей тепловой энергии на период 2010 года. По результатам выполненных расчетов сделан анализ режима теплоснабжения зоны ТЭЦ-3 г. Хабаровска и разработаны рекомендации. В настоящей работе выполнены также расчеты отдельных конструкций тепловых сетей на строящемся участке теплотрассы: П-образного компенсатора; расчет трубопроводов на самокомпенсацию температурных расширений, расчет усилий, действующих на неподвижные и подвижные опоры; расчет тепловой изоляции.

В разделе "Промежуточная насосная станция" выполнен подбор сетевых насосов, дается режим работы насосной станции, представлены характеристики оборудования и запорно-регулирующей арматуры.

В разделе автоматика: выполнена автоматизация предлагаемой насосной станции и методическая работа "Применение теплосчетчика СПТ-961 в узлах учета тепла и теплоносителя".

В разделе экономики строительства составлена локальная смета на строительство теплотрассы D_у = 800 мм и длинной 2,9 км. Определены капитальные вложения в ценах 2001 года. Составлена смета договорных цен, определены основные годовые технико-эксплуатационные затраты.

В разделе организации управления строительно-монтажных работ рассчитан объем строительно-монтажных работ на строящийся участок тепловой сети. Подобраны строительные машины и механизмы, составлены:

- календарный план производства работ;

- график движения рабочей силы;

- график поступления материалов;

- график потребности машин и механизмов.

На основе календарного плана определены основные технико-экономические показатели.

В разделе охрана труда и окружающей среды описаны мероприятия по технике безопасности при строительно-монтажных работах, производственной санитарии, пожарной безопасности. Выполнен расчет заземляющих устройств и анализ условий труда.

теплоснабжение магистральный трубопровод насосная

Содержание

• 1. Оптимизация режима работы магистральных тепловых сетей зоны теплоснабжения ТЭЦ-3 г. Хабаровск
• 1.1 Техническая характеристика теплоснабжения центральной части г. Хабаровска
• Исходные данные
• Общая характеристика
• Расчет отопительно-бытового температурного графика
• Расчетные расходы теплоносителя
• Гидравлический расчет зоны теплоснабжения ТЭЦ-3 на существующее состояние
• 1.2 Анализ гидравлического режима центральной части города в отопительный период 2000-2001 гг.
• 1.3 Гидравлический расчет и его анализ с перспективой подключения дополнительных нагрузок
• 1.4 Обоснование строительства ПНС
• 1.5 Подбор и расчет конструкций тепловых сетей на строящемся участке тепловой сети
• 1.6 Расчет трубопроводов на самокомпенсацию температурных расширений
• 1.7 Расчет тепловой изоляции
• 1.8 Технико-экономическое обоснование
• Технико-экономическое сравнение при работе потребителей от централизованного теплоснабжения и от котельной
• Выбор схемы подключения потребителей к централизованному теплоснабжению
• Индивидуальный тепловой пункт с зависимой схемой
• Индивидуальный тепловой пункт с независимой схемой подключения
• ЦТП с независимой схемой подключения
• 2. Спецраздел
• 2.1 Определение экономической границы целесообразного присоединения тепловых нагрузок к централизованному источнику теплоснабжения
• 2.2 Разработка алгоритма
• 2.3 Расчет для условий и цен города Хабаровска
• 3. Автоматика насосной
• 3.1 Общие решения по автоматике насосной
• Автоматика оборудования ПНС
• 3.2 Применение теплосчетчика СПТ-961в узлах учета тепла и теплоносителя
• Рекомендации по монтаже СПТ961
• Рекомендации по монтажу ИПРЭ
• Рекомендации по монтажу ВСТ
• 3.3 Настройка прибора
• 3.4 Эксплуатация узла учета
• 4. Технология и организация строительно-монтажных работ
• 4.1 Общие положения
• 4.2 Комплекс земляных работ
• Здесь должна быть калькуляция
• 5. Основные направления по экономии энергоресурсов в системе теплоснабжения
• 6. Охрана труда и окружающей среды
• 6.1 Техника безопасности
• 6.2 Производственная санитария
• 6.3 Пожарная безопасность
• 6.4 Контроль защитного заземления
• Список литературы

1. Оптимизация режима работы магистральных тепловых сетей зоны теплоснабжения ТЭЦ-3 г. Хабаровск

1.1 Техническая характеристика теплоснабжения центральной части г. Хабаровска

Исходные данные

Для рассмотрения гидравлического режима зоны теплоснабжения ТЭЦ-3 используются следующие исходные данные:

Климатические для города Хабаровска:

1) Расчетная температура наружного воздуха на отопление - 31⁰С;

2) Расчетная температура наружного воздуха на вентиляцию - 23⁰С;

3) Средняя температура наружного воздуха за отопительный период - 10,1⁰С;

4) Скорость ветра в январе - 5,9 м/сек;

5) Продолжительность отопительного периода - 4920 ч;

6) Температура воздуха в помещениях - 18⁰С.

7) Масштабный план тепловых сетей.

8) Исполнительные планы и профили участков теплотрассы.

9) Перечень систем теплопотребления по врезкам (адресам), присоединенных к данной теплосети.

Общая характеристика

Теплоснабжение города осуществляется от 3-х источников ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3 по тепломагистралям. Суммарная протяженность тепломагистралей составляет 450 км со средним диаметром 646 мм. Практически все теплоисточники закольцованы, но в отопительном режиме тепломагистрали работают по тупиковой схеме. Трубопроводы магистральных и распределительных тепловых сетей проложены надземным и подземным способом в непроходных каналах, на отдельных участках распределительные сети проложены бесканально. Частично распределительные сети проложены по подвалам жилых домов.

Теплоносителем является перегретая вода с максимальной температурой 130 ^оС, в основном система теплоснабжения - двухтрубная, с открытым горячим водоснабжением потребителей теплоты. Присоединение местных систем теплопотребления - зависимое. Основное количество потребителей теплоты присоединены к системе теплоснабжения через элеваторы. На тепловых пунктах систем теплопотребления отсутствуют регуляторы расходов воды на отопление и горячее водоснабжение и регуляторы температуры воды на горячее водоснабжение.

Баланс тепловой энергии по городу отрицательный. Дефицит тепловой мощности составляет 175 Гкал/ч. Резерв по пропускной способности имеют теплотрассы:

- Зона теплоснабжения ТЭЦ-1: ТМ-14-Юго-Восточная, ТМ-19-Северо-Восточная, ТМ-17 Южная;

- Зона теплоснабжения ТЭЦ-2: ТМ-25 - Городское направление и теплотрасса Прибрежная;

- Зона теплоснабжения ТЭЦ-3: ТМ №31.

Теплотрассы ТМ№ 32 и ТМ№ 33 от ТЭЦ-3 по пропускной способности перегружены.

Ряд потребителей тепловой энергии в Центральной части города, в основном это Центральный район - имеют неудовлетворительные гидравлические режимы для нормальной циркуляции систем теплопотребления. К тому же, жилищное строительство города в основном сконцентрировалось в данной зоне теплоснабжения и требует развития системы теплоснабжения этой части города.

Так как тепловая станция ТЭЦ №1 дальнейшему развитию не подлежит, не

считая капремонта и частичной реконструкции её оборудования, а на ТЭЦ-3 ведутся работы по монтажу энергоблока №4, с номинальной тепловой мощностью 180 МВт - в настоящей работе рассмотрена возможность передачи тепловой энергии в Центральную часть города.

Характеристики оборудования, установленного на насосных станциях:

Таблица № - Характеристика оборудования ПНС

Наименование насосных станций	Назначение насосных станций	Марка насоса	Кол-во установленных насосов	Расчетный напор м. в. ст.	Мощность эл. дв. кВт	Производительность м3/ч
ПНС-184 "Кубяка"	повышающая	СЭ800-100	9	90	320	800
ПНС-172 "Южная"	повышающая	СЭ1250-70	4	70	320	1250
ПНС-315 "Тополево"	понижающая/повышающая	СЭ2500-60	5-4	60-90	650-250	2500-200
ПНС-183 "Прибрежная"	понижающая	СЭ800-100	3	90	320	800
ПНС-324 (ПНС-2)	повышающая	СЭ2500-60	4	60	500	2500
ПНС-334 (ПНС-4)	повышающая	СЭ2500-60	4	60	500	2500
ПНС-992 "Горького"	повышающая/понижающая	СЭ1250-70	2-3	70-90	290-320	1250-1260
ПНС-320 "Ханкайская"	понижающая	300Д-70	4	64	315	1260
ПНС-171 "Узловая"	подпиточная	НКУ-250	3	39	40	250
ПНС-111 (НО-76)	повышающая	СЭ1250-140	5	140	630	1250
ПНС-117 (ПНС №4)	повышающая/понижающая	СЭ1250-70	3-3	70-65	320-250	1250-1250
ПНС-533 "ДВ птицеферма"	понижающая	300Д-30Б	3	51	160	600
ПНС-623 "Мухина"	повышающая	К100-80-160	3	32	15	100
ПНС-626 "Гамарника"	повышающая	Д320-50	5	50	75	320

Расчет отопительно-бытового температурного графика

При присоединении к двухтрубным тепловым сетям наряду с системами отопления также систем горячего водоснабжения график температуры воды в подающем трубопроводе на ТЭЦ спрямляется на уровне, обеспечивающем необходимую температуру воду в системах ГВС. В открытых системах горячего водоснабжения температуру воды в подающем трубопроводе сети в точке излома графика принимают равной 70 ^оС.

В Хабаровских тепловых сетях принят отопительно-бытовой график регулирования температуры воды в тепловой сети с расчетной температурой воды в подающем трубопроводе t_1р = 130 ^оС при расчетной температуре в обратном трубопроводе t_2р = 70 ^оС.

Расчет температурного графика выполнялся по методике изложенной в /1/.

Исходные данные:

Расчетная температура в подающем трубопроводе тепловой сети - 130 ^оС.

Расчетная температура в обратном трубопроводе тепловой сети - 70 ^оС.

Расчетная температура сетевой воды после смешения - 95 ^оС.

Температура воды в подающем трубопроводе в точке излома - 70 ^оС.

Температура внутреннего воздуха - 18 ^оС.

Расчетная температура наружного воздуха на отопление - 31 ^оС.

Расчетная температура наружного воздуха на вентиляцию - 23 ^оС

Температурный график представлен на рисунке 1

Рисунок 1 - Температурный график

Расчетные расходы теплоносителя

Расчетные расходы теплоносителя в местных системах и в тепловой сети определяют по соответствующей расчетной тепловой нагрузке и температурным параметрам системы теплопотребления.

Расчетные расходы воды на отопление и калориферы приточно-вентиляционных установок G, кг/ч, запроектированных на расчетную температуру наружного воздуха для отопления, рассчитывались по формуле:

, т/ч (1.)

Где: Q^р_{от (в) -} расчетная тепловая нагрузка на отопление или вентиляцию, Вт.

t_1р и t_{2р -} расчетная температура воды соответственно в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети, ^оС.

С - удельная теплоемкость воды, кДж (кг К).

Расчетные расходы сетевой воды на горячее водоснабжение G, кг/ч, при непосредственном водоразборе из тепловой сети, рассчитываются по формуле:

, т/ч (1.)

Где: Q^ср_г - среднесуточная тепловая нагрузка на горячее водоснабжение, Вт.

t_г, t_х - температура горячей и холодной воды, ^оС.

Расчетные тепловые нагрузки на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение взяты из договоров с потребителями тепловой энергии по базе данных Хабаровских тепловых сетей.

Сбор тепловых нагрузок был произведен по существующим на сегодняшний день договорам. Расчет тепловых нагрузок выполнен по формулам:

В эти нагрузки вошли нагрузка на отопление, горячее водоснабжение, подключенное по открытой схеме. Перечень систем теплопотребления по врезкам, присоединенных к данным тепломагистралям приведен в Приложении А. Кроме того, в таблице представлены данные о расходах. Расходы рассчитаны на основе фактического температурного графика 130-70 ^оС по формулам:

В результате общая нагрузка в зоне теплоснабжения ТМ №31 составила:

- отопление - 310,082 Гкал/ч, 5148,647 т/ч

- горячее водоснабжение - 66,022 Гкал/ч, 1090,51 т/ч

- суммарная нагрузка - 375,104 Гкал/ч, 6239,150 т/ч

в зоне теплоснабжения ТМ №32:

- отопление - 180,110 Гкал/ч, 2849,590 т/ч

- горячее водоснабжение - 43,182 Гкал/ч, 1184,846 т/ч

- суммарная нагрузка - 223,291 Гкал/ч, 4034,436 т/ч

Гидравлический расчет зоны теплоснабжения ТЭЦ-3 на существующее состояние

Для выявления причин нестабильности теплоснабжения центральной части города в зоне теплоснабжения ТЭЦ-3 был выполнен гидравлический расчет трубопроводов на их фактические диаметры и тепловые нагрузки подключенных к тепловым сетям потребителей. Подключение систем отопления выполнено по зависимой элеваторной схеме. Горячее водоснабжение осуществляется по открытой схеме (97%) поочередно из подающего и обратного трубопроводов. Потребители тепловой энергии в центральной части города - это в основном жилые дома, административно-культурные здания и учреждения. Ограничение расчетного расхода сетевой воды производится установкой сужающих устройств: сопел и шайб. Гидравлический расчет выполнен по программе "MARGO" методом моделирования расчетных данных под фактические режимы, по давлению в узловых точках тепловой сети. Разработчик программы В.П. Соломатин, гл. инженер ХТС. Результаты гидравлического расчета представлены в Приложении В и на графиках пьезометрических напоров.

Расчетный расход сетевой воды на каждом участке определен как суммарный расчетный расход сетевой воды на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. Перед гидравлическим расчетом была составлена расчетная схема тепловой сети при существующем состоянии с нанесением на ней длин и диаметров трубопроводов, местных сопротивлений и расчетных расходов по всем участкам сети.

Гидравлический расчет тепловых сетей производился с рассечками в следующих узлах: по ТМ №31 на узлах №198, №929, №198, №613, №391; и по ТМ №32 в узлах №640, №391, №612.

Для выполнения гидравлического расчета тепловой сети в качестве исходных данных взяты следующие величины:

- давление подающего трубопровода на ТЭЦ-3 в направлении ТМ №31

Р₁ = 1,47 МПа (14,7 кгс/см²);

- давление обратного трубопровода на ТЭЦ-3 в направлении ТМ №31

Р₂ = 0,35 МПа (3,5 кгс/см²);

- давление подающего трубопровода на ТЭЦ-3 в направлении ТМ №32

Р₁ = 1,48 МПа (14,8 кгс/см²);

- давление обратного трубопровода на ТЭЦ-3 в направлении ТМ №31

Р₂ = 0,3 МПа (3 кгс/см²);

- по каждому участку: диаметр условного прохода трубопровода, мм; длина участка сети, м; коэффициент шероховатости; сумма коэффициентов местного сопротивления на участке.

Для понижения давления в обратном трубопроводе и увеличения располагаемых перепадов работают три насосные станции:

1) Повысительная насосная станция №324. Фактические параметры теплоносителя, замеренные в насосной:

- давление в подающем трубопроводе всасывающего коллектора

Р₁¹ = 0,86 МПа (8,6 кгс/см²)

- давление в подающем трубопроводе нагнетающего коллектора

Р₁² = 1,45 МПа (14,5 кгс/см²)

- давление в обратном трубопроводе Р₂ = 0,54 МПа (5,4 кгс/см²)

2) Понижающая насосная станция №650. Фактические параметры теплон сителя, замеренные в насосной:

- давление в подающем трубопроводе Р₁ = 0,92 МПа (9,2 кгс/см²);

- давление в обратном трубопроводе нагнетающего коллектора

Р₂¹ = 0,28 МПа (2,8 кгс/см²);

- давление в обратном трубопроводе подающего коллектора

Р₂² = 0,53 МПа (5,3 кгс/см²).

3. Повысительная-понизительная насосная станция № 315. В режиме повышения давления работает в направлении центра города.

Фактические параметры теплоносителя, замеренные на насосной:

- давление в подающем трубопроводе всасывающего коллектора

Р₁¹ = 0,68 МПа (6,8 кгс/см²);

- давление в подающем трубопроводе нагнетающего коллектора

Р₁² = 1,3 МПа (13 кгс/см²);

- давление в обратном трубопроводе Р₂ = 0,43 МПа (4,3 кгс/см²).

В режиме понижения давления работает в направлении от поселка Горького в сторону ТЭЦ-3. Фактические параметры теплоносителя, замеренные на насосной:

- давление в подающем трубопроводе Р₁ = 0,68 МПа (6,8кгс/см²);

- давление в обратном трубопроводе нагнетающего коллектора

Р₂¹ = 0,2 МПа (2 кгс/см²);

- давление в обратном трубопроводе подающего коллектора

Р₂² = 0,4 МПа (4 кгс/см²).

1.2 Анализ гидравлического режима центральной части города в отопительный период 2000-2001 гг.

Анализ выполненного расчета показывает:

1) Системы теплоснабжения в низких зонах города (Уссурийский бульвар) находится под раздавливанием Р₂ 0,6 МПа (6,0 кгс/см²)

2) Перепады давлений на ответвлениях от магистрального трубопровода не удовлетворяет требованиям для гидравлического режима элеваторных систем теплопотребления в районах:

район Вокзала

район ул. Станционной

район ул. Карла-Маркса

район ул. Ленинградской

район ул.Л. Толстого

район ул. Шмидта

При располагаемом напоре на источнике 1,12 МПа (11,2 кгс/см²) минимальный располагаемый напор по ТМ №31 составляет 0,15 (1,5 кгс/см²).

Расчет показал, что в узле №613 по ТМ №1 располагаемое давления составило 15м, а в узле №612 по ТМ №2 располагаемое давление составило 18м. По полученным данным можно сделать вывод, что в головных участках теплотрассы d_у=1200мм по ТМ №1 и d_у=1000мм по ТМ №2 гидравлическая ситуация вполне стабильна и при дальнейшем увеличении нагрузки на тепломагистрали не произойдет существенного изменения сопротивления трубопроводов, а в центре города не хватает перепада давлений для работы потребителей с зависимой схемой подключения, который для элеваторной схемы подключения должен составлять как минимум 1,6 кгс/см².

1.3 Гидравлический расчет и его анализ с перспективой подключения дополнительных нагрузок

При дальнейшем увеличении нагрузки в городе происходит и увеличение сопротивления магистральных трубопроводов, т.е. в Центральном районе города происходит снижение располагаемого давления. В результате потребители тепловой энергии на концевых участках врезок могут работать только на сброс теплоносителя.

С подключенной перспективной нагрузкой на ТМ №31 около 40 Гкал/ч (666,7 т/ч) располагаемый напор на узле №613 составил около 2м, а при подключении перспективной нагрузки на ТМ №32 30 Гкал/ч на узлах №328 (Серышева 60) и №651 (район Железнодорожного Вокзала) перепад на узле №612 составил 13м.

Учитывая то, что в ближайшее время на ТЭЦ-3 готовится к вводу 4 энергоблок мощностью 180 МВт и происходит перспективная застройка города, требуется реконструкция систем теплоснабжения города с расширением пропускной способностью теплопроводов.

Предлагаемое проектное решение

Возможные решения по стабилизации гидравлического режима и возможности подключения дополнительной тепловой нагрузки

Замена диаметров существующей теплотрассы

Для обеспечения нормальной гидравлической ситуации в центре города возможен вариант замены существующей теплотрассы меньшего диаметра на больший. Самое узкое звено в данной системе - это теплотрасса между узлами №393 до узла №613. От узла №393 до узла №613 проходит теплотрасса d_у = 500мм по улице Саратовской-Хабаровской и улице Дежнёва. Замена этого участка на d_у = 800мм, позволит увеличить пропуск сетевой воды в центральный район города. Увеличится также и располагаемый напор у потребителей теплоты.

Однако осуществить данный вариант невозможно, по той причине, что район, где проходит данный участок тепломагистрали, густо застроен, и не отвечает требованиям, изложенным в приложении таблица №3 /2/.

Выполнение "перемычки" между узлами 613 и 394,17

Строительство дополнительной теплотрассы (в дальнейшем перемычки) D_у = 800 мм и длинной 2,9 км позволит увеличить пропускную способность в центр города, частично снимая нагрузку от узла № 393 до узла № 909 и перераспределяя расход на перемычку и ТМ № 199. Кроме того, необходимо произвести замену участка трубопровода от узла № 612 до узла № 613. При этом располагаемое давление на узле №909 со стороны перемычки составит 25м, а со стороны ТМ № 199 18м.

Учитывая высокое давление в обратном трубопроводе P₂ = 0,36 МПа (3,6 кгс/см²). Предлагается выполнить понизительную насосную станцию со снижением напора на 20м, установив её в узле №199. При этом минимальный перепад давления на узле №909 составил Р_расп. = 0,35 МПа (3,5 кгс/см²), а максимальное давление в обратном трубопроводе Р₂ = 0,12 (1,2 кгс/см²). Перемычка выполняется диаметром 800мм.

Так как с прокладкой этой перемычки появляется некоторый запас по пропускной способности, то нагрузку на улицу Ким-Ю-Чена начиная с узла №621,7 до узла №612 можно переключить на зону теплоснабжения ТМ №31 располагаемый напор на узле №621,07 составит при этом 22м, график располагаемых напоров представлен на листе. В результате этого нагрузка на ТМ №32 уменьшится и располагаемое давление на узле №621,7 составит 30м., что позволит выполнить увеличение нагрузки на перспективное подключение к ТМ №32 на 30 Гкал/ч.

При этом дополнительная пропускная способность тепловой сети увеличилась на 1000 т/ч по теплотрассе ТМ №31 и перемычке в центральную часть города, см. пьезометрический график № …. Перепады давления, условия нераздавливания и неопорожнения в этом режиме удовлетворяют зависимой (элеваторной) схеме присоединения потребителей теплоты для фактических подключенных потребителей тепловой энергии. Р_р = 3,3 кгс/см².

Дальнейшее развитие и подключение перспективного строительства будет зависить от выбранной схемы подключения систем теплопотребления. При выборе независимой схеме подключения потребителей теплоты и соблюдении температурного графика дополнительный пропуск может достигнуть 3000 т/ч, при этом минимальный перепад давления составит 0,5 кгс/см².

1.4 Обоснование строительства ПНС

В тепловых сетях насосные станции устанавливаются для увеличения располагаемого напора у потребителей теплоты, повышения расхода теплоносителя за счет увеличения скорости его движения, изменения давления в трубопроводах тепловой сети. Сетевые подкачивающие насосные станции, установленные на подающем трубопроводе повышают давление, и понижают - при установке их на обратном трубопроводе.

Теплоснабжение потребителей центральной части города осуществляется от теплоэлектроцентрали ТЭЦ - 3 по тепломагистралям ТМ№ 31 и ТМ№ 32. При существующем гидравлическом режиме в данном районе работают три насосные станции: повысительная насосная станция №324, располагается на ТМ №32. Насосная №650 - понизительная, работает на обратный трубопровод и развивает напор 30м, насосная №315, находится на ТМ №31 и работает в 2-х направлениях - в сторону узла №318 (пос. им. Горького) как понизительная насосная и в сторону Центрального района города через ТМ №19, как повысительная насосная.

На основании анализа выполненного гидравлического расчета тепловых сетей и построенных пьезометрических графиков напоров сети относительно рельефа местности, с учетом перспективного подключения потребителей необходимо строительство понижающей насосной станции на обратном трубопроводе на участке от врезки №394,17 "Хаббытсервис" до №613,00 "Ленина 74" перед тепловой камерой №613. Причина - давление в обратном трубопроводе самой низкой точки сети составляет 5,7 кгс/см².

Ввод в действие новой понизительной насосной станции позволит:

1) Увеличить пропускную способность в центр города;

2) Подключить перспективную нагрузку в объеме 70 Гкал/ч;

3) Увеличить располагаемые напоры в индивидуальных тепловых пунктах систем теплопотребления.

Подкачивающую насосную станцию на обратном трубопроводе необходимо выполнить в отдельно стоящем здании. Производительность насосной станции составляет 716,5 т /ч. Прокачка рабочих насосов включает расчетный расход сетевой воды на отопление, расчетный расход сетевой воды на вентиляцию, среднечасовой расход сетевой воды на горячее водоснабжение. Минимальное число рабочих насосов в насосных станциях принято равное двум. Независимо от числа рабочих насосов в насосных станциях должна быть предусмотрена установка одного резервного насоса. При выборе числа насосов следует учитывать, что увеличение единичной мощности насосных агрегатов с одновременным уменьшением их числа позволяет снизить капитальные вложения в насосные установки и строительные конструкции насосных станций, а также ведет к повышению их КПД. Одновременно это приводит к увеличению потерь энергии при переменном режиме работы сети.

К установке приняты насосы марки 200Д - 60 в количестве 3 штуки с электродвигателями мощностью 75 кВт и частотой вращения 2900 об/мин. Насосы 200 Д - 60 - горизонтальные одноступенчатые с полуспиральным подводом жидкости двухстороннему рабочему колесу. Эти насосы предназначены для воды и других чистых жидкостей с температурой не более 85⁰ С и максимальной величиной подпора 60 м.

Для обеспечения надежности работы два насоса являются рабочими, а один - резервный. Режим работы насосной станции - круглосуточный. Автоматизация насосной станции дана в разделе автоматики.

Характеристика насосов изображена ниже на рисунке:

Режим работы насосной станции:

- Давление в подающем трубопроводе P₁ = 0,7 МПа ⁽7,0 кгс/см²);

- Давление в обратном трубопроводе напорного коллектора насосов P₂ = 0,62 МПа (6,2 кгс/см²);

Давление в обратном трубопроводе всасывающего коллектора насосов P₂ = 0,42 МПа ⁽4,2 кгс/см²).

Напор насосной станции составляет 20 м.

Во избежание гидравлического удара при внезапной остановке насосов и для сохранения циркуляции в тепловых сетях в период остановки насосов предусмотрена обводная линия вокруг насосов. На этой обводной линии установлен обратный клапан. В период работы насосной станции обратный клапан под действием избыточного давления в напорной линии остается закрытым. При остановке насосов обратный клапан автоматически открывается и позволяет осуществлять циркуляцию в обход насосов.

Для отключения от коллекторов насосной на напорных и всасывающих трубопроводах каждого отдельного насоса установлена запорная арматура. Для защиты насосов от гидроударов на напорных трубопроводах каждого насоса установлены обратные клапаны. Для опорожнения трубопроводов в низких точках установлены спускники и воздушники.

Сброс сетевой воды при останове насосной станции производится в дренажный трубопровод, который проложен в подпольном канале, с последующим выпуском в ливневую канализацию. В верхних точках трубопроводов установлены воздушники диаметром 20 мм. Для предотвращения попадания посторонних предметов, грязи, песка на подающем и обратном трубопроводах установлены вертикальные грязевики. На обратном трубопроводе грязевик установлен перед сетевыми насосами.

Для удобства осуществления монтажа и выполнения ремонта насосных агрегатов, вспомогательного оборудования, трубопроводов и арматуры в помещении машинного зала предусматривается монтажная площадка. При определении ее размеров учитываются размеры наибольшего из насосных агрегатов, размеры транспорта для перевозки груза, ширина прохода вокруг агрегатов, возможность приближения крюка грузоподъемного устройства к монтируемому оборудованию.

Высота надземной части машинного зала определяется с учетом высоты платформы транспортных средств для перевозки оборудования и наибольших размеров транспортируемого узла в собранном виде.

Расположение трубопроводов в насосной станции должно обеспечивать возможность свободного доступа к оборудованию и арматуре, удобство обслуживания их и ремонта. При прокладке трубопроводов над поверхностью пола для возможности прохода над трубопроводами предусматриваются перекидные мостики.

Размещение подвижных и неподвижных опор следует выполнять с учетом необходимости разгрузки насосов от усилий, возникающих при температурных деформациях трубопроводов, а также от весовых нагрузок. Арматура должна быть расположена в местах удобных для обслуживания. Все задвижки D_y = 500 мм и более выполнены с электрическим приводом.

Соединения трубопроводов выполняется сварными. В местах присоединения трубопроводов к насосам и фланцевой арматуре применяются фланцевые соединения.

Для выполнения монтажа оборудования, арматуры и трубопроводов после возведения строительных конструкций и устанавливается подъемно-транспортное оборудование. Выбор подъемно-транспортного оборудования учитывает максимальную массу устанавливаемого оборудования. Учтена возможность увеличения массы груза в случае замены установленного оборудования на более мощное. Насос с электродвигателем устанавливается на фундаментной плите, изготовленной на заводе, либо на общей раме.

В машинном зале, где обычно наблюдается избыточное тепловыделение от трубопроводов сетевой воды и электродвигателей насосов, постоянно действующей системы отопления не предусматривается. Предусмотрено дежурное электрическое отопление.

1) Всасывающие и нагнетательные патрубки к насосам принимаются из электросварных труб диаметром 3779мм. Все трубопроводы - по ГОСТ 10704-91 группы В из стали марки 20 по ГОСТ 10705-80ж. Отводы выполняются штампо-сварными по альбому серии 5-903-13;

2) Сварные соединения трубопроводов должны подвергаться проверке сплошности неразрушающим методом контроля, в размере 100% согласно /6/;

3) После окончания монтажа все трубопроводы с установленной арматурой испытать гидравлическим способом давлением 2,5 МПа;

4) Технологические трубопровод, арматура и фасонные части теплоизолировать прошивными холстами из стекловолокна толщиной 10мм с последующим покрытием защитной гидрофобной стеклотканью ТУ 36-1160-70 толщиной 0,25мм.

5) Перед теплоизоляцией трубопроводы покрываются краской БТ-177 в два слоя по грунтовке ГФ-021;

6) На поверхности покровного слоя теплоизоляционной конструкции трубопроводов выполнить опознавательную краску и стрелки, указывающие направление потока воды в соответствии с требованиями изложенными в /4/ и /5/;

1.5 Подбор и расчет конструкций тепловых сетей на строящемся участке тепловой сети

Расчет П-образного компенсатора

Тепловые удлинения трубопроводов при температуре теплоносителя от

50 ^оС и выше должны восприниматься специальными компенсирующими устройствами, предохраняющими трубопровод от возникновения недопустимых деформаций и напряжений.

В качестве компенсирующих устройств применяются гибкие или сальниковые и волнистые компенсаторы. Повороты трубопроводов по трассе тепловых сетей используется для самокомпенсации. Выбор способа компенсации зависит от параметров теплоносителя, способа прокладки тепловых сетей и других местных условий.

П-образные компенсаторы находят применение в тепловых сетях как при подземной прокладке, так и при надземной. К их преимуществам относятся: небольшие усилия, передаваемые на неподвижные опоры, отсутствие необходимости обслуживания, большая компенсирующая способность.

К недостаткам П-образных компенсаторов относятся: большие габариты, увеличение гидравлических сопротивлений теплопроводов, удорожание стоимости теплопроводов и увеличение металлозатрат.

Расчет П-образного компенсатора выполнен на ПК и представлен на странице

1.6 Расчет трубопроводов на самокомпенсацию температурных расширений

Трубопроводы, самокомпенсирующиеся за счет собственной гибкости, находят самое широкое применение в проектировании и строительстве тепловых сетей. Участки трубопроводов с самокомпенсацией наиболее надежны в эксплуатации, не имеют утечек теплоносителя и не требуют регулярного наблюдения за работой.

Посредством неподвижного закрепления трубопроводов на опорах, устанавливаемых в ряде точек по длине трассы, можно так распределить температурное удлинение труб под влиянием нагрева между отдельными участками, что перемещение труб, усилия и напряжения в них не будут превышать допустимых заданных величин.

Наибольшее применение имеют следующие самокомпенсирующиеся схемы трубопроводов: плоскостные Г - образные с прямым или тупым углом поворота, Z - образные с тремя расчетными участками, расположенными в трех различных плоскостях. Расчет Г - образного компенсатора выполнен на ПК и представлен на странице.

Расчет усилий, действующих на неподвижные опоры

Неподвижные опоры предназначены для закрепления трубопровода в отдельных точках, разделяя его на независимые в температурном удлинении участки, и для восприятия усилий возникающих на этих опорах.

При разработке монтажной схемы тепловых сетей неподвижные опоры устанавливают на выходе от источника теплоты, на входе и выходе ЦТП, насосных станций для снятия усилий на оборудование и арматуры, в местах ответвлений, на поворотах трассы. Расчет сил производится при нестационарном режиме работы (при закрытых задвижках и опорожнения участков l₁ и l₂) при котором силы Р₁ передаваемые на опоры, достигают максимальной величины. Расчет производится по методике, описанной в [1].

l₁ = 78 м l₂ = 86 м l₃ = 54 м

D₁ = 800 мм D₂ = 800 мм

Где: р - давление теплоносителя, Па.

q - весовая нагрузка на 1м длины теплопровода.

м - коэффициент трения, м = 0,3

Р_к - сила трения в сальниковых компенсаторах. Р_к = 27 кН

Р_х - сила упругого отпора П-образного компенсатора. Р_х = 427 Н

Расчет усилий, действующих на подвижные опоры.

Нагрузки на подвижные опоры трубопроводов подразделяются на вертикальные и горизонтальные. Величина этих нагрузок зависит от веса участка трубопровода, приходящегося на опору и типа опоры. Расчет усилий, действующих на подвижные опоры, производится по методике описанной в [1].

Вертикальную нагрузку H_в, кгс, определяют по формуле:

H_в = q l, (2.5)

Где: q - вес 1 п. м трубопровода, q = 140,5 кгс

l - пролет между подвижными опорами, l = 10 м

H_в = 140,5 х 10 = 1405 кгс

Горизонтальные нагрузки H_г, кгс, возникают за счет реакции трения опоры при ее перемещении под влиянием теплового удлинения трубопроводов и определяется по формуле:

Н_г = f х q х l, (2.6)

Где: f - коэффициент трения подвижных опор, f = 0,3

Н_г = 0,3 х 140,5 х 10 = 421,5 кгс

1.7 Расчет тепловой изоляции

Тепловые расчеты изоляционных конструкции проводятся с целью определения тепловых потерь трубопроводами с заданной конструкцией тепловой изоляции при данном типе прокладки. Тепловые расчеты выполняются также с целью определения по заданным значениям этих потерь соответствующих толщин изоляционных слоев, выполняемых из материалов с известной теплопроводностью.

В качестве материала тепловой изоляции используются маты минераловатные при подземной прокладке трубопроводов. Расчет тепловой изоляции выполнен на ПК и представлен на странице.

1.8 Технико-экономическое обоснование

Технико-экономическое сравнение при работе потребителей от централизованного теплоснабжения и от котельной

В настоящем разделе рассмотрены затратные составляющие при подключении потребителя от котельной с тепловой мощностью 10 Гкал/ч. Это наиболее приемлемый вариант по возможности расположения котельной в застраиваемой части города, относительно архитектурной планировки. Котельная работает на жидком топливе - мазуте. Котельная оборудована котлами …

Расчет сравнительных вариантов выполнен по методике изложенной в /3/.

Исходные данные:

- мощность котельной - 10,3 МВт

- стоимость мазута на 01.04.2001 года составила 2914 руб/т.

- тариф на электрическую энергию - 72 коп. /кВт

- тариф на воду - 14,58 руб/т

- тариф на тепловую энергию - 395 руб/Гкал

- норма амортизационных отчислений в процентах % от сметной стоимости СМР 4%

- нормы затрат на капитальный ремонт в процентах % от сметной стоимости СМР - 2%

- нормы затрат на текущий ремонт в процентах % от сметной стоимости СМР - 1.2%

- должностной оклад - 4500 руб.

- единый социальный налог - 35,6%

Расчет себестоимости отпущенной теплоты от котельной:

1) Годовой отпуск теплоты от котельной

2) Годовые затраты на топливо

3) Годовые затраты на электрическую энергию

4) Годовые затраты на использованную воду

5) Годовые затраты на амортизационные отчисления

6) Годовые затраты на текущий и капитальный ремонт

7) Годовые затраты на заработную плату эксплутационному персоналу котельной

,

при численности эксплуатационного персонала:

8) Прочие суммарные расходы

9) Годовые эксплуатационные расходы котельной

10) Себестоимость отпущенной теплоты

в том числе топливная составляющая:

11) Рентабельность капиталовложений.

При среднем тарифе по энергосистеме Хабаровскэнерго

затраты на тепловую энергию составят;

При себестоимости тепловой энергии от котельной затраты на тепловую энергию составят;

Годовой эффект по затратам на тепловую энергию составляет;

Вывод: Тариф стоимости тепловой энергии от ТЭЦ на 01.04.01г. составляет 395 руб/Гкал. При работе потребителей тепловой энергии от котельной с максимальной нагрузкой 10 Гкал/ч составляет 587 руб/Гкал. На основании выполненного сравнения стоимость 1 Гкал от котельной превышает стоимость 1 Гкал от ТЭЦ в 1,6 раза

Выбор схемы подключения потребителей к централизованному теплоснабжению

Подключение потребителей тепловой энергии к системе централизованного теплоснабжения должно выполнятся с учетом возможности осуществления энергосбережения и создания комфортных условий в отапливаемых помещениях, а так же возможности выполнения автоматического регулирования потребления теплоносителя.

К тепловым узлам, которые отвечают в настоящее время перечисленным условиям, можно отнести независимое подключение потребителей теплоты. В зависимости от величины подключенной к узлу нагрузки принимается индивидуальный тепловой пункт или центральный тепловой пункт.

Для выбора наиболее экономичного с точки зрения стоимости и эксплуатационных затрат, схемы подключения потребителей в г. Хабаровске от централизованного теплоснабжения рассмотрены три возможных схемы подключения потребителей теплоты;

1) Через ИТП по зависимой схеме подключения (с циркуляционным насосом

2) Через ИТП по независимой схеме подключения через пластинчатый теплообменник

3) Через ЦТП с независимой схемой подключения

Все рассчитанные варианты представлены ниже:

Исходные данные к расчету эксплуатационных затрат: тариф на тепловую энергию 395 руб. /Гкал, тариф на электрическую энергию 72 коп. /кВт, амортизационные отчисления на насосное оборудование в % от сметной стоимости - 12,5 %, отчисления на капитальный ремонт насосного оборудования а % от сметной стоимости - 3 %, отчисления на текущий ремонт насосного оборудования в % от сметной стоимости - 6,8 %, амортизационные отчисления на тепловую сеть в % от сметной стоимости - 5 %, отчисления на капитальный ремонт тепловой сети в % от сметной, стоимости - 1 %

- отчисления на текущий ремонт тепловой сети в % от сметной стоимости - 0,05 %

- должностной оклад - 2200 руб.

- единый социальный налог - 35,6%

Индивидуальный тепловой пункт с зависимой схемой

Сметная стоимость

12687,14$*28руб. = 355239,92руб.

Эксплуатационные затраты:

1) Затраты на тепловую энергию

2) Затраты на электрическую энергию

3) Амортизационные отчисления

4) Отчисление на капитальный ремонт

5) Отчисления на текущий ремонт

6) Отчисления в фонд заработной платы

7) Отчисления на социальные нужды (единый социальный налог)

8) Прочие суммарные расходы

9) Годовые эксплуатационные расходы

Расчет экономической эффективности объекта:

Индивидуальный тепловой пункт с независимой схемой подключения

Сметная стоимость

16366,6$*28руб. = 458264,8руб.

Эксплуатационные затраты:

1) Затраты на тепловую энергию

2) Затраты на электрическую энергию

3) Амортизационные отчисления

4) Отчисление на капитальный ремонт

5) Отчисления на текущий ремонт

6) Отчисления в фонд заработной платы

7) Отчисления на социальные нужды (единый социальный налог)

8) Прочие суммарные расходы

9) Годовые эксплуатационные расходы

Расчет экономической эффективности объекта:

ЦТП с независимой схемой подключения

1. Сметная стоимость

Сметная стоимость = Сметная стоимость ЦТП + сметная стоимость перекладки 2-х трубной тепловой сети на 4-х трубную + стоимость ИТП

Сметная стоимость перекладки 2-х трубной тепловой сети на 4-х трубную = средняя стоимость прокладки 1п. м. трубопровода * протяженность трубопровода

Сметная стоимость = 3,500,000 + (4157*1500) /20 +16996,56 = 503771,56 руб.

Эксплуатационные затраты:

1) Затраты на тепловую энергию

2) Затраты на электрическую энергию

3) Амортизационные отчисления

4) Отчисление на капитальный ремонт

5) Отчисления на текущий ремонт

,

6) Отчисления в фонд заработной платы

7) Отчисления на социальные нужды (единый социальный налог)

8) Прочие суммарные расходы

9) Годовые эксплуатационные расходы

Расчет экономической эффективности объекта:

Вывод: рассматривая экономическую эффективность данных схем подключения можно сделать вывод, что наиболее эффективной является индивидуальный тепловой пункт с независимой схемой подключения.

2. Спецраздел

2.1 Определение экономической границы целесообразного присоединения тепловых нагрузок к централизованному источнику теплоснабжения

Постановка задачи

Настоящая работа выполнена на основании ранее разработанной методики расчета, студентом кафедры ТТГВ Шумилиным Е.В. В основу её заложена методика выбора экономически целесообразного источника теплоснабжения.

Для решения указанной проблемы была сформулирована следующая задача: разработать методику выбора экономически целесообразного источника теплоснабжения с учетом всех основных влияющих факторов.

По существу задача сводится к нахождению границы экономической целесообразности применения централизованного и децентрализованного теплоснабжения в широком диапазоне присоединяемых тепловых мощностей (0,021 - 1,2Гкал/час), с учетом всех составляющих стоимости присоединения, включая экологическую составляющую в виде платы за выбросы вредных веществ.

Цель работы: определение пространственной границы экономически целесообразного присоединения тепловых нагрузок к централизованной системе теплоснабжения.

Задачи: Разработать алгоритм технико-экономического сравнения вариантов присоединения тепловых нагрузок к тепловой сети и использования местных источников теплоты (теплогенерирующая установка).

По разработанному алгоритму произвести расчеты для условий и цен г. Хабаровска на период с 1.01.01. по 1.06.01.

2.2 Разработка алгоритма

Основным фактором, влияющим на выбор варианта теплоснабжения, является пространственная удаленность системы теплопотребления от возможного ближайшего места присоединения к системе централизованного теплоснабжения.

Чтобы разбить теплопотребителей на две группы (каждой из которых выгоден свой источник тепловой энергии), необходимо разделить все пространство, возможное для строительства, границей применения централизованного и децентрализованного теплоснабжения. Границу определим как условное расстояние, (граничное), при котором соблюдается равенство приведенных затрат. Это означает, что если бы расстояние от объекта теплопотребления до места присоединения к тепловой сети было равным , то сумма капитальных и эксплуатационных затрат на источник теплоснабжения были бы равны как в случае присоединения к тепловой сети, так и при использовании теплогенерирующей установки. Чтобы найти необходимо знать состав приведенных затрат в обоих вариантах.

Для определения состава приведенных затрат необходимо сделать следующие допущения:

не учитывать капитальные и эксплуатационные затраты на систему отопления, так как в обоих вариантах система имеет одинаковую стоимость;

считать, что система теплоснабжения закрытая (отсутствует водоразбор из тепловой сети);

не учитывать капитальные и эксплуатационные затраты на водопровод холодной воды (капитальные затраты - по той же причине что и система отопления, эксплуатационные - считая, что потребление холодной воды для системы горячего водоснабжения одинаково в обоих вариантах);

пренебрегаем величиной подпитки для системы отопления ввиду незначительности величины;

принять минимальный из декларируемых КПД для импортных котлов равным 86 %;

обосновать срок службы систем как 7,5-8,5 лет (по данным Хабаровских тепловых сетей и пользователей малых теплогенерирующих установок);

стоимость монтажа котельного оборудования принять в 30 % от стоимости котельного оборудования (по данным монтажных организаций);

не учитывать затрат на капитальный ремонт для обеих систем, считая что за срок службы производится только текущие ремонты;

граница раздела вновь прокладываемых тепловых сетей максимально приближена к потребителю.

В соответствии с общепринятой методикой, приведенные затраты в случае присоединения тепловых нагрузок к тепловой сети, руб. /год, определяются:

, (2.1)

где S_ам - амортизационные отчисления, руб. /год;

И_тс - годовые издержки на эксплуатацию, руб. /год;

, (2.2)

где Е_н - внутренняя норма эффективности, 1/год;

, (2.3)

Т_н - принятый срок службы систем, год (принято Т_н = 8 лет);

К_тс - капитальные затраты на сооружение теплосети, руб.

Капитальные затраты (в соответствии данным из тепловых сетей), руб., определяются:

, (2.4)

где S_{тс -} стоимость прокладки трубопроводов к потребителю от места возможного присоединения к тепловой сети, руб.;

S_прис - стоимость присоединения к тепловой сети, в том числе налог на присоединяемую тепловую нагрузку и налог в дорожный фонд, руб.

Стоимость прокладки трубопроводов, руб., определяется:

, (2.5)

где L_тс - протяженность трубопроводов от места присоединения к тепловой сети до узла ввода теплопотребителя, м;

- средняя стоимость (по данным из тепловых сетей) прокладки погонного метра теплосети, руб. /м.

Данная величина существенно зависит от типа прокладки. В дальнейшем будет рассмотрена подземная и надземная прокладка.

Годовые эксплуатационные издержки при присоединении к тепловым сетям, руб. /год, определяются:

, (2.6)

где S_q - стоимость тепловой энергии, руб. /год.

В свою очередь величина S_q, руб. /год, определяется:

, (2.7)

где Q_год - годовое потребление теплоты объектом, Гкал/год;

- стоимость единицы теплоты, руб. /Гкал.

Тарифы на тепло сильно зависят от типа потребителя. Так на 01.04.01 промышленные предприятия платят 170 рублей за 1 ГКал, жилищные организации - 135 рублей за 1 ГКал, коммерческие структуры 310 рублей за 1 Гкал (без НДС).

Годовое потребление теплоты объектом, Гкал/год, определяется:

, (2.8)

где Q - расчетная тепловая нагрузка на объект, Гкал/час;

t_в - расчетная температура внутреннего воздуха, С;

t_оп - расчетная температура отопительного периода, С;

t_н - расчетная температура наружного воздуха, С;

n_оп - продолжительность отопительного периода, сут.

Приведенные затраты в случае использования теплогенерирующей установки, руб. /год, определяются (частично согласно [18]):

, (2.9)

где S^ам _- амортизационные отчисления на теплогенерирующую установку, руб.;

И_к - годовые издержки на эксплуатацию теплогенерирующей установки, руб/год.

Амортизационные отчисления, руб. /год, определяются:

, (2.10)

где К_к - капитальные затраты на котельную установку руб.

- внутренняя норма эффективности;

Годовые эксплуатационные издержки теплогенерирующей установки, руб. /год, определяются:

, (2.11)

где S_т - стоимость топлива, руб. /год;

S_э - стоимость электроэнергии, руб. /год;

S_выб - платежи за наносимый экологический ущерб, руб. /год;

S_{т. р. -} затраты на текущий ремонт, руб. /год;

S_{з. п. -} зарплата обслуживающему персоналу, руб. /год;

S_пр. - прочие затраты, руб. /год.

Топливная составляющая в годовых эксплуатационных затратах, руб. /год, определяется:

, (2.12)

где Q_год - годовое потребление теплоты объектом, Гкал/год;

Q_{н. р. -} низшая теплота сгорания топлива, Гкал/кг;

- КПД теплогенерирующей установки;

- плотность используемого топлива, кг/м³;

- стоимость топлива, руб. / м³.

Затраты на электроэнергию, руб. /год, определяются:

, (2.13)

где N_э - потребляемая электрическая мощность, кВт;

- тариф на электроэнергию, руб. /кВтч.