Режим работы зоны теплоснабжения ТЭЦ-3 г. Хабаровска
Режим работы зоны теплоснабжения городской ТЭЦ. Температурный график отпуска тепловой энергии. Гидравлический расчет магистральных трубопроводов. Улучшение гидравлического режима, строительство дополнительного участка теплотрассы и понижающей насосной.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 28.12.2011 |
| Размер файла | 2,4 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Тарифы на электроэнергию также зависят от типа потребителей
Затраты на экологию, руб. /год, определяются:
, (2.14)
где Патм - плата за выбросы вредных веществ в атмосферу, руб. /год.
Затраты на текущий ремонт, руб. /год, определяются:
, (2.15)
Прочие затраты, руб. /год, определяются:
, (2.16)
Теперь определим условное расстояние (входит в состав капитальных затрат при присоединении к тепловой сети), при котором соблюдается равенство приведенных затрат для теплогенерирующей установки и тепловой сети:
, (2.17)
Подставляя значения из формул (2.1) - (2.16) в (2.17) и выразив , получаем:
, м (2.18)
После некоторых сокращений получаем, м:
, (2.19)
Структура затрат по формулам (2.1-2.19) приведена на листе 8 графической части.
2.3 Расчет для условий и цен города Хабаровска
Любую методику, особенно вновь разработанную, необходимо подтвердить цифрами, т.е. сопоставить получаемые результаты с реальной действительностью.
Актуальной для рассмотрения является территория города Хабаровска: с одной стороны густо пронизанная тепловыми сетями и с другой стороны как перспективная зона строительства и реконструкции.
Итак, произведем расчет экономической границы целесообразного присоединения тепловых нагрузок к централизованному источнику теплоснабжения для условий и цен города Хабаровска для тепловых нагрузок в диапазоне от 0,021 до 1,2 Гкал/час. Исходные данные, собранные по Хабаровску, приведены в приложении Г.
Для выбора способа отображения результатов расчета, полученных по формуле (2.19), необходим анализ исходных данных. Косвенно или напрямую все статьи затрат как в случае централизованного теплоснабжения так и в случае децентрализованного теплоснабжения зависят от присоединяемой тепловой нагрузки. Рассмотрим эти зависимости.
Котлы
Стоимость котлов
Для обеспечения тепловых нагрузок в случае децентрализованного теплоснабжения было решено принять котлы производства Южной Кореи - KITURAMI, как самые дешевые, полностью автоматизированные, менее опасные в экологическом отношении. Характеристики котлоагрегатов приведены в таблице 2.1.
Комплект поставки котлов Kiturami: отопительный котел, циркуляционный насос, два топливных фильтра, дистанционный комнатный терморегулятор, расширительный бак, дымовая труба, топливный бак емкостью 200 л (для моделей Turbo). Так как для основной массы котлов не предусматриваются топливные емкости, то при расчете капитальных затрат на данные котлоагрегаты введены поправки в виде добавок к стоимости котлов (бак 180 л - $85, 500 л - $150).
Для обеспечения ряда нагрузок подберем комбинации котлов, приведенные в таблице 2.2.
Таблица 2. 1 - Характеристики котлов KITURAMI
|
Марка |
Q |
B |
Раб. давл. |
Потреб. мощн. |
Мощн. насоса |
Габариты |
Цена |
|
|
Ед. Изм. |
Ккал/час |
л/час |
кг/см2 |
Вт |
л/час |
см |
$US |
|
|
Turbo-13R |
13000 |
1.82 |
1 |
120 |
877 |
315884 |
995 |
|
|
Turbo-17R |
17000 |
2.15 |
1 |
130 |
1100 |
366492 |
1035 |
|
|
Turbo-21R |
21000 |
2.8 |
1 |
130 |
1333 |
366492 |
1095 |
|
|
Turbo-30R |
30000 |
4.3 |
1 |
140 |
1500 |
366492 |
1345 |
|
|
KSO-50R |
50000 |
6.8 |
1 |
165 |
3340 |
6062119 |
1670 |
|
|
KSO-70R |
70000 |
9.5 |
1 |
170 |
3340 |
6062128 |
1870 |
|
|
KSO-100R |
100000 |
13.6 |
1 |
280 |
5000 |
7174163 |
2895 |
|
|
KSO-150R |
150000 |
20.6 |
1 |
285 |
10000 |
92105171 |
4150 |
|
|
KSO-200R |
200000 |
27.5 |
1 |
400 |
13333 |
92105181 |
6950 |
|
|
KSO-300R |
300000 |
40.1 |
3.5 |
800 |
20000 |
115120211 |
9199 |
|
|
KSO-400R |
400000 |
53.5 |
3.5 |
850 |
26666 |
115120220 |
11995 |
Таблица 2.2 - Комбинации котлов для обеспечения тепловых нагрузок
|
Q, Гкал/час |
0,021 |
0,05 |
0,1 |
0,21 |
0,45 |
0,6 |
1,2 |
|
|
Марка |
Turbo |
KSO |
KSO |
KSO |
KSO |
KSO |
KSO |
|
|
Sк, тыс. $US |
1,095 |
1,67 |
21,67 |
31,87 |
34,15 |
36,95 |
311,995 |
Зависимость стоимости котла от тепловой нагрузки приведена на рисунке 2.1 Как видно из графика, по сути, это практически линейная зависимость с небольшими отклонениями.
Стоимость топлива
Из-за явной прямо пропорциональной зависимости стоимости потребляемого топлива от тепловой нагрузки решено подробно не рассматривать эту статью затрат.
Стоимость электроэнергии
Зависимость потребляемой мощности котла от тепловой нагрузки приведена на рисунке 2.2 Полученный график аналогичен графику стоимости котлов.
Заработная плата
Количество работающих на обслуживании котлов, по методике изложенной в [18], определяется как произведение штатного коэффициента на тепловую мощность. Данная методика взята за основу при расчете заработной платы. Учитывая, что котлы автоматизированы, заработная плата идет в основном на обслуживание котлов при запуске, заправке, текущего ремонта. В качестве обслуживающего персонала предполагается использовать штатных сантехников.
Для расчетов принята величина 10000 рублей в год на нагрузку в 1 Гкал/ч (исходя из того, что на котле мощностью в 1 Гкал/ч в течении года один человек, обслуживая вышеуказанные работы, получает 10000 рублей.
Тепловые сети
Стоимость тепловой энергии
С первого взгляда данная статья затрат не нуждается в подробном рассмотрении в виду явной зависимости от тепловой нагрузки. Однако при изучении тарифов на тепловую энергию было выявлено, что они существенно отличаются для различных групп потребителей. Рассмотрим три основные группы: промышленные, жилищные, коммерческие. Тариф на тепловую энергию (без НДС) составляет 170, 135 и 310 соответственно. Максимальный тариф для коммерческих организаций в 2,4 раза больше минимального тарифа для жилищных организаций. Поэтому можно сделать вывод, что тип потребителя существенно влияет на данную статью затрат и не зависит собственно от тепловой нагрузки.
Стоимость присоединения
Исходя из формулы (2.19) данная статья разделена на стоимость прокладки тепловой сети и стоимость присоединения (единовременный взнос).
По данным Хабаровских тепловых сетей стоимость присоединения определяется формулой:
, (2.38)
где 1115000 - налог на присоединяемую нагрузку руб. /ГКал.
То есть прямо пропорционально зависит от присоединяемой тепловой нагрузки.
В числителе формулы (2.19) - стоимость прокладки погонного метра тепловой сети. Нельзя утверждать, что данная величина напрямую зависит тепловой нагрузки (из-за применения различных диаметров и способов прокладки).
Исходя из вышеизложенных доводов, было решено представить зависимость (2.19) в виде графиков . При этом параметры, не зависящие от нагрузки, послужили фактором разделения графиков на отдельные группы:
подземная и надземная прокладка (2 группы);
промышленные, жилищные и коммерческие (3 группы);
работа котлов в режиме ПДВ и ВСВ (2 группы).
Итого 232=12 графиков.
При этом на каждом графике отображены зависимости по восьми возможным диаметрам прокладки (50-200 мм), то есть восемь кривых. Численная структура затрат по теплогенерирующим установкам и тепловым сетям для условий и цен города Хабаровска приведены в приложении Е и на листе 9 графической части. Результаты расчета по формуле (2.19) приведены в таблице 2.3 и отображены на графиках границы рационального присоединения тепловых нагрузок (лист 10 графической части)
Рассмотрим два конкретных примера.
1) Потребитель с нагрузкой Q = 1.1 Гкал/ч и расстоянием до тепловой сети 215м.
В соответствии с вышеприведенной методикой, затраты в случае присоединения тепловых нагрузок к тепловой сети, руб. /год, определяются:
Стоимость прокладки трубопроводов, руб., определяется:
Годовые эксплуатационные издержки при присоединении к тепловым сетям, руб. /год, определяются:
Капитальные затраты (в соответствии данным из тепловых сетей), руб., определяются:
Амортизационные отчисления, руб.:
Приведенные затраты:
Приведенные затраты в случае использования теплогенерирующей установки, руб. /год, определяются:
Капитальные затраты, руб., (для нагрузки 1,1 Гкал/ч принимаю 3-и котла по 0,4 Гкал/ч) определяются:
Годовые эксплуатационные издержки теплогенерирующей установки, руб. /год, определяются: Топливная составляющая в годовых эксплуатационных затратах, руб. /год, определяется:
Затраты на электроэнергию, руб. /год, определяются:
Затраты на экологию, руб. /год, определяются:
Затраты на текущий ремонт, руб. /год, определяются:
Прочие затраты, руб. /год, определяются:
Приведенные затраты:
2) Потребитель с Q = 1,5Гкал/ч и расстоянием до тепловой сети 120м.
В соответствии с вышеприведенной методикой, затраты в случае присоединения тепловых нагрузок к тепловой сети, руб. /год, определяются:
Стоимость прокладки трубопроводов, руб., определяется:
Годовые эксплуатационные издержки при присоединении к тепловым сетям, руб. /год, определяются:
Капитальные затраты (в соответствии данным из тепловых сетей), руб., определяются:
Амортизационные отчисления, руб.:
Приведенные затраты:
Приведенные затраты в случае использования теплогенерирующей установки, руб. /год, определяются:
Капитальные затраты, руб., (для нагрузки 1,1 Гкал/ч принимаю 3-и котла по 0,4 Гкал/ч) определяются:
Годовые эксплуатационные издержки теплогенерирующей установки, руб. /год, определяются: топливная составляющая в годовых эксплуатационных затратах, руб. /год, определяется:
Затраты на электроэнергию, руб. /год, определяются:
Затраты на экологию, руб. /год, определяются:
Затраты на текущий ремонт, руб. /год, определяются:
Прочие затраты, руб. /год, определяются:
Приведенные затраты:
3. Автоматика насосной
3.1 Общие решения по автоматике насосной
1) Проектом предусматривается управление насосным оборудованием, контроль технологических параметров. Сигнализация о состоянии оборудования насосной станции в следующем объеме:
- дистанционное управление сетевыми насосами Н1 - Н3 из помещения диспетчерской;
- защита насосов от "сухого хода" - отключение при снижении давления во всасывающих трубопроводах ниже допустимого;
- отключение насосов при падении давления в напорных патрубках ниже допустимого;
- аварийное местное отключение насосов;
- защита от перегрузки, замыкания на землю, токовая отсечка - в объеме заводской схемы камеры КСО - для насосов Н1 - Н3;
- дистанционное и местное управление задвижками и электроприводом;
- дистанционное и местное управление вводными и секционными выключателями;
- световая сигнализация включение насосов, положения задвижек, положения вводных и секционного выключателей;
- световая и звуковая сигнализация аварийного отключения насосов, снижения давления во всасывающих трубопроводах.
Для передачи сигналов в систему телесигнализации предусматривается вывод на отдельные клеммники контактов положения насосов, задвижек, аварийных сигналов, унифицированных сигналов нагрузки сетевых насосов, отсутствия напряжения на секциях.
2) Контрольные сети выполнить кабелем АКВВГ, прокладываемым в коробах и на кабельных конструкциях. Спуски к оборудованию - в трубах.
3) Монтаж приборов и средств автоматизации выполнить в соответствии с /8/.
Для обеспечения электробезопасности устройства автоматизации подлежат занулению. В качестве защитных нулевых проводников приняты отдельные проводники контрольных сетей. Монтаж защитного зануления выполнить в соответствии с ПУЗ и /9/.
4) Энергоснабжение ПНС осуществляется от 3-х фидеров по 6кВт, два фидера от одной подстанции имеют между собой АВР через СМВ - по отключению одного из фидеров автоматически отключается СМВ, контроль наличия напряжения на секции осуществляется с помощью релейной схемы. По отключению обоих фидеров одной подстанции, вручную включается фидер от другой подстанции.
5) Предусмотрена схема защиты минимального напряжения - при полном исчезновении напряжения питания ПНС с помощью релейной схемы отключаются все работающие насосы.
1) Сетевые насосы имеют комплекты защит от повреждения электродвигателя и кабеля;
2) Максимально-токовая защита от междуфазных коротких замыканий (МТО).
При появлении междуфазного короткого замыкания срабатывает токовый орган (фиксирует величину тока в первичной цепи) и через схему постоянного воздействует на отключение выключателя поврежденного участка силовой цепи.
3) Токовая защита нулевой последовательности от однофазных замыканий (земляная защита).
В зону действия входит кабель от ячейки выключателя и электродвигатель. При появлении замыкания одной фазы на землю на этом участке срабатывает токовый пусковой орган и через схему постоянного тока воздействует на отключения выключателя поврежденного участка цепи.
4) Максимально-токовая защита от перегрузки.
Срабатывает при повышении номинального тока выше допустимого. Пусковой токовый орган срабатывает и через схему постоянного тока воздействует на отключение выключателя перегруженного электродвигателя.
5) Защита от сухого хода насоса
Если на работающем насосе исчезает сетевая вода, то от контактного манометра подается сигнал на отключение этого насоса.
Автоматика оборудования ПНС
Схема автоматики насосного оборудования представлена на листе …. В данном разделе описывается схема автоматики понижающих насосов.
1) Манометр электроконтактный устанавливается на всасывающем трубопроводе и контролирует давление на подходе к насосной для насосов Н1-Н3.
При понижении давления во всасывающем трубопроводе ниже заданного срабатывает манометр (1) и через схему автоматики технологических защит отключаются работающие насосы. Загорается световое табло "Защита от сухого хода насосов Н1-Н3" позиция (13).
2) Показывающие манометры позиция (2) установлены на всасывающих патрубках каждого насоса. В схеме автоматики технологических защит не задействованы.
3) Выключатель электродвигателя насоса позиция (10) отключается от аварийной кнопки (9) на щите, от кнопки (10.1) по месту и от схемы автоматики технологических защит (8) при повышении давления сетевой воды во всасывающем и напорном коллекторах. Включенное положение выключателя контролируется сигнальной лампой (15).
Аварийное отключение выключателя электродвигателя насоса контролируется сигнальной лампой (8) на щите управления.
4) Магнитные пускатели электродвигателя задвижки (6) на напорном коллекторе управляются кнопкой (12), если задвижка открыта полностью загорается лампа (18.1), если закрыта загорается лампа (18.2), если задвижка находится в среднем положении горят обе лампы.
5) Магнитные пускатели электродвигателя задвижки (5) на всасывающем коллекторе управляются кнопкой (7), если задвижка открыта полностью загорается лампа (14.1), если закрыта загорается лампа (14.2), если задвижка находится в среднем положении горят обе лампы.
3.2 Применение теплосчетчика СПТ-961в узлах учета тепла и теплоносителя
Цель: цель данной работы состоит в том что бы подготовить технические и методические материалы для использования теплосчетчика СПТ-961
Задачи решенные в данной работе:
1) Подготовлены технические материалы для проектирования узлов учета на базе теплосчетчика СПТ-961
2) Выполнен пример пояснительной записки по узлу учета на базе СПТ-961
Общая характеристика вычислителя СПТ961
Основные технические характеристики
СПТ961 представляет собой промышленный контроллер с резидентным программным обеспечением, который предназначен для выполнения функций тепловычислителя в составном теплосчетчике. СГТТ961 выполняет преобразования выходных сигналов датчиков расхода, температуры и давления теплоносителя в значения физических величин; вычисляет и ведет коммерческий учет теплоты и массы теплоносителя. СПТ961 является средством измерений и внесен в Государственный реестр средств измерений; прибор удовлетворяет требованиям /10/ и рекомендации Р75 Международной организации законодательной метрологии.
В качестве датчиков расхода теплоносителей, совместимых с СПТ961, могут использоваться преобразователи объемного расхода и счетчики объема; преобразователи массового расхода и счетчики массы; преобразователи перепада давления на стандартных и специальных диафрагмах, соплах и трубах Вентури. Физические принципы, на которых основан метод измерения расхода тем или иным датчиком, не важны для сопряжения датчика с СПТ961. Совместно с СПТ961 может быть использован любой датчик расхода с выходным сигналом силы тока 0-5,0-20 или 4-20 мА или с выходным числоимпульсным (частотным) сигналом с частотой следования импульсов до 1000 Гц.
Датчиками температуры могут быть термопреобразователи сопротивления (ТС) ТСМ50М, ТСМ100М с W100 равным 1,4280 или 1,4260; ТСП50П, ТСГТЮОП, ТСП500П с W100 равным 1,3910 или 1,3850; ТСН100Н с W100 равным 1,6170; термопреобразователи в выходной сигнал силы тока 0-5, 0-20 и 4-20 мА. Все медные ТС и платиновые ТС с Rо=5OO предназначены для измерения температуры в диапазоне от 0 до 200° С, платиновые ТС с Rо=100 - в диапазоне от 0 до 350°С, никелевые ТС - в диапазоне от 0 до 180° С.
В качестве датчиков давления могут применяться преобразователи абсолютного или избыточного давления в выходной сигнал силы тока 0-5, 0-20 или 4-20 мА.
Тепловычислитель предназначен для применения как в закрытых, так и открытых системах теплопотребления и теплоснабжения. Теплоносителем может быть перегретый пар, сухой и влажный насыщенный пар, конденсат и вода.
Алгоритмывычисления тепловой энергии и массы теплоносителя, реализованные в СПТ961, соответствуют /10/, рекомендации /11/, рекомендации /12/.
Значения теплофизических характеристик теплоносителей (плотность, энтальпия, вязкость, показатель адиабаты) определяются тепловычислителем согласно официальным данным Государственной службы стандартных справочных данных (1 СССД) в рабочих условиях.
0-300°С и 0,05-30,00 МПа - вода и конденсат:
100-600°С и 0,1-30,0 МПа - перегретый пар;
100-300°С - насыщенный пар.
Тепловычислитель позволяет обслуживать до пяти трубопроводов, которые могут относиться к одной или двум магистралям теплоснабжения или теплопотребления. В разных трубопроводах может быть разный теплоноситель из перечисленных выше и различные типы датчиков расхода, температуры и давления. Для расширения диапазона измерений тепловычислитель может обслуживать до двух датчиков расхода, установленных на одном трубопроводе: например, два преобразователя перепада давления с частично перекрывающимися диапазонами измерений на одном сужающем устройстве.
Прибор позволяет контролировать тепловые и гидравлические режимы систем теплоснабжения и теплопотребления.
Данный теплосчетчик формирует часовые, суточные и месячные архивы тепловой энергии и массы теплоносителя, а так же средних значений параметров теплоносителя. Глубина часовых архивов - не менее 35 суток. Глубина суточных архивов - не менее 10 месяцев. Глубина месячных архивов - не менее 2 лет. Питание вычислителя осуществляется от однофазной сети переменного тока 220В, 50Гц. Допускается длительное отклонение напряжения в пределах 10% и частоты в пределах 1 Гц от номинальных значений. Сохранение значений параметров теплоносителя при перерывах питания до 20000 часов. Прибор так же обеспечивает архивирование времени перерывов питания. Средняя наработка на отказ у прибора составляет - 50000 часов. Межповерочный интервал - 4 года. Средний срок службы 12 лет.
Таблица № - Метрологические характеристики вычислителя
|
Измерения |
Значение погрешности |
|
|
По показаниям и регистрации времени По показаниям и регистрации массового расхода массы По показаниям и регистрации тепловой мощности, тепловой энергии По показаниям и регистрации температуры, давления, объемного расхода, массового расхода, перепада давления |
0,01 % 0,02 % 0,02% 0,05% |
Алгоритмы вычисления теплоты
Вычисления тепловой энергии, массы и объема теплоносителя
Вычисления массы М теплоносителя по каждому трубопроводу производится в соответствии с формулой:
(1)
или, при использовании датчиков объема:
(2)
или, при использовании датчиков массы:
(3)
При использовании датчиков объема вычисляется также объем V теплоносителя по формуле:
(4)
Где М - вычисленное значение массы теплоносителя, т;
V - вычисленное значение объема теплоносителя, м3;
t1 - tо - интервал времени, за который вычисляется масса теплоносителя, ч;
G - текущее, преобразованное значение массового расхода, т/ч
dK - количество импульсов поступивших от счетчика по ходу за время dt, - текущее приращение объема теплоносителя, м3;
или - текущее приращение массы теплоносителя, т;
(Т,Р) - плотность теплоносителя как функция температуры и давления, кг/м3
В системе теплоснабжения с открытым водоразбором, включающей трубопроводы подающий, обратный и ГВС (подпитки), масса теплоносителя, переданного по любому из этих трубопроводов, может так же вычисляться исходя из баланса масс как разность или сумма масс теплоносителя, переданных по двум другим трубопроводам.
Расчет массы теплоносителя за время перерыва электропитания или при неисправности ведется по константному значению расхода.
Прибор вычисляет израсходованную тепловую мощность wи и энергию Wи в закрытой системе теплопотребления по формулам:
(5) (6)
или (7) (8)
где wИ - вычисленное значение тепловой мощности, Гдж/ч
WИ - вычисленное значение тепловой энергии, Гдж
G1 - текущее значение массового расхода по подающему трубопроводу, т/ч
G2 - текущее значение массового расхода по обратному трубопроводу, т/ч
- текущее значение энтальпии теплоносителя на вводе подающего трубопровода, кДж/кг
- текущее значение энтальпии теплоносителя на вводе подающего трубопровода, кДж/кг
t1 - t0 - интервал времени, за который вычисляется тепловая энергия, ч.
Температура измеряется обязательно, давление может или измеряться или задаваться отпускающей стороной в зависимости от схемы теплопотребления.
Прибор вычисляет тепловую мощность w и энергию W, полученную системой теплопотребления с открытым водоразбором по формулам:
(9)
(10) или
(11)
(12)
где - текущее значение энтальпии холодной воды на стороне источника теплоты, кДж/кг
G3 - текущее значение массового расхода по трубопроводу горячего водоснабжения или трубопроводу подпитки, т/ч.
Если измеряются G1 и G2, то расчет ведется по первым двум формулам (9) и (10), если же измеряется G1 и G3, то расчет ведется по двум последним формулам (11) (12).
Если же измеряются G1, G2 и G3, то расчет энергии ведется по первым двум формулам (9) (10), а G3 используется для контрольного вычисления массы теплоносителя по трубопроводу ГВС (подпитки).
Существует проблема определения энтальпии холодной воды для потребителя тепловой энергии, так как температура и давление холодной воды должны определятся в месте водозабора источника теплоты. При невозможности организовать измерения следует пользоваться периодически обновляемыми данными отпускающей стороны (ТЭЦ).
Для системы теплоснабжения или теплопотребления наиболее общего вида, когда может быть более одного трубопровода каждого типа, прибор вычисляет тепловую мощность w и W по формуле:
(13)
(14)
(15)
где G1i - текущее значение массового расхода в i-ом подающем трубопроводе, т/ч
G2J - текущее значение массового расхода в j-ом обратном трубопроводе, т/ч
G3k - текущее значение массового расхода в k-ом трубопроводе, кДж/кг
h1i - энтальпия теплоносителя в i-ом подающем трубопроводе, кДж/кг
h2j - энтальпия теплоносителя в j-ом обратном трубопроводе, кДж/кг
hХВk - энтальпия холодной воды в k-ом трубопроводе подпитки, кДж/кг
Для однотрубной системы теплоснабжения (когда нет возврата теплоносителя) мощность и тепловая энергия определяется следующим образом:
Обозначения соответствуют в приведенных выше формулах.
Основные нештатные ситуации
- производит архивирование времени перерывов питания
- при отключении питания прибора количество теплоносителя, давление, температура и тепловая энергия берутся из договора с энергоснабжающей организацией
- прибор сохраняет параметры при перерывах питания 20000 часов
- прибор обеспечивает самодиагностику и диагностику датчиковой аппаратуры с ведением архивов нештатных ситуаций
Узел учета тепловой энергии для потребителя с Q = 0,52 Гкал/ч
Техническое задание
Разработать проект узла учета тепловой энергии на примере Детской Больницы №2. Проект должен соответствовать нормативной и технической документации на приборы учета.
Характеристики системы теплопотребления
В детской больнице есть следующие системы теплопотребления. Система отопления - зависимая (элеваторное подключение); открытая система ГВС.
Тепловая нагрузка на систему (по договору):
на отопление - 0,474 Гкал/ч
на ГВС - 0,045 Гкал/ч
Итого: 0,5194 Гкал/ч
Расход теплоносителя (при температурном графике t=125-700C)
Go = 8,6 т/ч
GГВС = 0,75 т/ч (tГВС = 650С tх. в. = 50С)
G = 9,35 т/ч
Минимальный расход сетевой воды - от 0 до 0,75 т/ч
Диаметр трубопровода на вводе - 50мм.
Обоснование выбора прибора
1) Прибор соответствует п.5.1.1 "Правил учета тепловой энергии и теплоносителя".
2) Прибор СПТ961 включен в государственный реестр средств измерения под № 17029-98
3) Прибор имеет заключение Глав. Гос. Энергонадзора. Сертификат об утверждении типа средств измерения - № 3220 от 20.02.98г.
Выбор расчетных зависимостей для расчета тепловой энергии
Так как данная система является открытой системой теплопотребления, то для расчета в данной ситуации выбран алгоритм для системы отопления с открытым водоразбором.
Прибор вычисляет тепловую мощность w и энергию W, полученную системой теплопотребления с открытым водоразбором по формулам:
(9)
(10) или
(11)
(12)
где - текущее значение энтальпии холодной воды на стороне источника теплоты, кДж/кг
где G3 - текущее значение массового расхода по трубопроводу горячего водоснабжения или трубопроводу подпитки, т/ч.
Выбор первичных приборов
Для данного вычислителя могут быть выбраны любые первичные прибор, т.к. физические принципы, на которых основан метод измерения тем или иным датчиком, не важны для сопряжения датчика с СПТ961. В качестве первичных приборов выбираю приборы рекомендованные производителем тепловычислителя: ИПРЭ - электромагнитный расходомер (для измерения расхода на подающем и обратном трубопроводе), ВСТ - счетчик горячей воды. В качестве прибора измеряющего температуру на трубопроводах, выбран комплект термометров сопротивления КТСПР-001. В качестве датчика давления - электрический манометр Сапфир-22МТ ДИ.
Общие рекомендации по монтажу
Рекомендации по монтаже СПТ961
Монтаж и установка прибора должны производиться квалифицированными специалистами.
При выборе места для установки СПТ961 следует учитывать, что допустимыми для него являются:
- температура окружающего воздуха от минус 100 С до 500 С;
- относительная влажность до 98% при температуре окружающего воздуха 250 С и более низкой.
Недопустимо наличие в воздухе паров кислот, щелочей, примесей аммиака, сернистых и других агрессивных газов, вызывающих коррозию. СПТ961 не следует устанавливать на мете, подверженном вибрации частотой более 25 Гц, амплитудой более 0,1мм и вблизи источников мощных электрических полей.
Способ установки СПТ961 - настенный, с креплением в трех точках.
При установке необходимо обеспечивать удобный доступ к монтажной части прибора и кабельным вводам. Рекомендуется устанавливать прибор на высоте 1,4 …1,6м над уровнем пола. При этом обеспечивается наилучшее восприятие зрительной информации, выводимой на табло прибора.
Рекомендации по монтажу ИПРЭ
Установку ИПРЭ в трубопровод необходимо проводить на местах трубопровода, наименее подверженных вибрации и удобных для осмотра и обслуживания, в необходимых случаях строятся специальные площадки. При этом необходимо соблюдать следующие условия:
ИПРЭ устанавливается в трубопровод с длиной прямолинейного участка перед ИПРЭ не менее 3 Dу, после ИПРЭ не менее 1 Dу, внутренний диаметр прямолинейных участков трубопровода должен соответствовать внутреннему диаметру ИПРЭ;
запорная арматура должна устанавливаться на расстоянии не менее 10 Dу до и 5Dу после ИПРЭ. ИПРЭ должен устанавливать при любом положении трубопровода (вертикально, горизонтально или под углом); при этом должно быть обеспечено заполнение всего объема трубы ИПРЭ измеряемой средой;
ИПРЭ необходимо устанавливать в трубопроводную линию таким образом, чтобы направление стрелки на его корпусе совпадало с направлением потока измеряемой среды;
при необходимости установки вентиля регулирований расхода рекомендуется устанавливать его после ИПРЭ;
прокладки между фланцами ИПРЭ и трубопровода должны быть изготовлены из материала, химически устойчивого по отношению к измеряемой среде;
в процессе эксплуатации ИПРЭ должен оставаться заполненным измеряемой средой при закрытии расхода в трубопроводе;
в целях проверки внутреннего покрытия и очистки электродов от засмоления и налета (без нарушения технологического процесса) рекомендуется иметь обводную линию (байпас);
при наличии в измеряемой среде твердых частиц (пульпа), склонных осаждаться, установка ИПРЭ производится только вертикально, что исключает ошибку измерения, а также уменьшает загрязнение электродов и обеспечивает равномерный износ внутреннего покрытия;
для обеспечения безопасной работы обслуживающего персонала и надежности работы комплекта расходомера. ИПРЭ необходимо тщательно заземлить, заземление должно быть выполнено согласно требованиям /13/
Рекомендации по монтажу ВСТ
счетчик монтируется только на горизонтальном участке трубопровода циферблатом вверх;
установка осуществляется таким образом, чтобы счетчик всегда был заполнен водой;
при установке счетчика после отводов, запорной арматуры, переходников, фильтров и других устройств непосредственно перед счетчиком необходимо предусмотреть прямой участок трубопроводов длиной не менее 5D, а за счетчиком - не менее 10, где D - диаметр условного прохода. Прямой участок трубопровода перед счетчиком с Dу = 1540 мм не требуется, если счетчик монтируется с комплектом поставляемых заводом-изготовителем присоединителей специальной конструкции, стабилизирующих поток воды;
счетчик должен быть расположен так, чтобы направление, указанное стрелкой на корпусе счетчика, совпадало с направлением потока воды в трубопроводе;
перед установкой счетчика трубопровод обязательно промыть, чтобы удалить из него загрязнения и посторонние тела:
заглушки у входного и выходного патрубка счетчика снять только непосредственно перед монтажом;
присоединение счетчика к трубопроводу должно быть плотным, без перекосов, с тем, чтобы не было протечек при давлении-до 1,6 МПа (16 кгс/см2);
присоединение счетчика к трубопроводу с большим или меньшим диаметром, чем диаметр условного прохода счетчика, производится при помощи переходников, устанавливаемых вне зоны прямолинейных участков;
на случай ремонта или замены счетчика перед прямым участком до счетчика и после прямого участка трубопровода после счетчика устанавливается запорная арматура (вентили, задвижки, клапаны), а также спуски и ки для опорожнения отключаемого участка, которые монтируются вне зоны прямых участков.
При нарушении условий монтажа появляется дополнительная погрешность счетчика.
3.3 Настройка прибора
Настройка прибора на конкретные условия применения сводится к вводу в него значений параметров (базы данных), описывающих в соответствии с некоторыми принятыми здесь правилами схему теплоснабжения и датчиковую аппаратуру по каждому трубопроводу. Введенная база данных сохраняется в электрически программируемой части памяти прибора (флэш-память). То есть, база данных становится неотъемлемой частью прибора и сохраняется не только при обесточивании прибора, но и при выходе из строя элемента резервного питания, расположенного на плате прибора.
Основной ввод базы данных рекомендуется производить с помощью компьютера, используя поставляемое вместе с прибором программное обеспечение. При отсутствии компьютера, а также при корректировке базы данных непосредственно на узле учета можно воспользоваться клавиатурой и табло прибора.
Программное обеспечение ввода данных с помощью компьютера является самодокументированным. Естественно, база данных в любое время может быть выведена для просмотра на табло прибора. Значения параметров базы данных, как правило, нельзя изменять в процессе работы прибора, но некоторые настроечные параметры, так называемые оперативные, могут быть изменены и в процессе эксплуатации тепловычислителя.
3.4 Эксплуатация узла учета
1) Узел учета тепловой энергии у потребителя должен эксплуатироваться в соответствии с технической документацией.
2) Ответственность за эксплуатацию и текущее обслуживание узла учета потребителя несет должностное лицо, назначенное руководителем организации, в чьем ведении находится данный узел учета.
3) Работы по обслуживанию узла учета, связанные с демонтажом, поверкой, монтажом и ремонтом оборудования, должны выполняться персоналом специализированных организаций, имеющих лицензию Главгосэнергонадзора на право выполнения таких работ.
4) Руководитель организации, в ведении которой находится узел учета тепловой энергии потребителя, должен по первому требованию представителей энергоснабжающей организации и Госэнергонадзора обеспечить им беспрепятственный доступ на узел учета тепловой энергии.
5) Показания приборов узла учета потребителя ежесуточно, в одно и то же время, фиксируются в журналах. Время начала записей показаний приборов узла учета в журнале фиксируется Актом допуска узла учета в эксплуатацию. К журналу прилагаются записи показаний приборов, регистрирующих параметры теплоносителя.
6) В срок, определенный Договором, потребитель обязан представить в энергоснабжающую организацию копию журналов учета тепловой энергии и теплоносителя, а также записи показаний приборов, регистрирующих параметры теплоносителя. В случае отказа в приеме копии журнала учета и записей показаний приборов, используемых для расчета с потребителем за полученные тепловую энергию и теплоноситель, энергоснабжающая организация должна в 3-х дневный срок уведомить потребителя в письменной форме о причинах отказа со ссылкой на соответствующие пункты /10/.
7) Нарушение требований эксплуатации, изложенных в технической документации, перечисленной в /10/, приравнивается к выходу из строя узла учета тепловой энергии потребителя. Время выхода из строя узла учета фиксируется соответствующей записью в журнале с немедленным (не более чем в течение суток) уведомлением об этом энергоснабжающей организации и оформляется Протоколом, Представитель потребителя обязан сообщить в энергоснабжающую организацию данные о показаниях приборов узла учета на момент их выхода из строя.
8) При выходе из строя приборов учета, с помощью которых определяются количество тепловой энергии и масса (объем) теплоносителя, а также приборов, регистрирующих параметры теплоносителя, ведение учета тепловой энергии и массы (объема) теплоносителя и регистрация его параметров (на период в общей сложности не более 15 суток в течение года с момента приемки узла учета на коммерческий расчет) осуществляются на основании показаний этих приборов, взятых за предшествующие выходу из строя 3 суток с корректировкой по фактической температуре наружного воздуха на период пересчета.
9) При несвоевременном сообщении потребителем о нарушении режима и условий работы узла учета и о выходе его из строя узел учета считается вышедшим из строя с момента его последней проверки энергоснабжающей организацией. В этом случае количество тепловой энергии, масса (объем) теплоносителя и значения его параметров определяются энергоснабжающей организацией на основании расчетных тепловых нагрузок, указанных в Договоре, и показаний приборов узла учета источника теплоты.
10) Узел учета тепловой энергии считается вышедшим из строя в случаях:
несанкционированного вмешательства в его работу;
нарушения пломб на оборудовании узла учета, линий электрических связей;
механического повреждения приборов и элементов узла учета;
работы любого из них за пределами норм точности, установленными в разделе /10/;
врезок в трубопроводы, не предусмотренных проектом узла учета.
11) После истечения срока действия Государственной поверки хотя бы одного из приборов узла учета тепловой энергии и теплоносителя показания приборов этого узла учета не учитываются при взаимных расчетах между энергоснабжающей организацией и потребителем. Узел учета считается вышедшим из строя по п.9.9 /10/.
12) После восстановления работоспособности узла учета тепловой энергии и теплоносителя потребителя допуск его в эксплуатацию осуществляется в соответствии с положениями раздела 7 /10/, о чем составляется Акт.
4. Технология и организация строительно-монтажных работ
4.1 Общие положения
В данном разделе диплома разрабатывается проект производства работ на реконструкцию участка тепловой сети. Целью выполнения раздела является определение наиболее эффективных методов выполнения строительно-монтажных работ, способствующих снижению их себестоимости и трудоемкости, сокращению продолжительности строительства объектов, повышению степени использования строительных машин и оборудования. При разработке раздела учитывается:
Использование прогрессивных форм и методов организации планирования и управления строительством, обеспечивающих выполнение строительно - монтажных работ в сроки, не превышающие нормативные;
Применение технологических процессов, обеспечивающих требуемый уровень качества строительства;
Комплектная поставка на строительство конструкций, материалов, заготовок из расчета на захватку;
Максимальное использование фронта работ, совмещение строительных процессов с обеспечением их непрерывности и поточности, равномерного использования ресурсов.
4.2 Комплекс земляных работ
При определении объемов земляных работ составляется продольный профиль трассы (рис.2).
Для подсчета объемов работ при разработке траншей с наклонными стенками вычисляют площади поперечного сечения на пикетах (рис.1), используя формулу инженера Мурзо:
где: Vтр - геометрический объем траншеи;
F1 и F2 - площадь поперечного сечения траншеи в начале и конце расчетного участка;
Н1 и Н2 - глубина траншеи в начале и конце расчетного участка,
L - длина расчетного участка,
m - крутизна откоса.
Рис.1
Объем разрабатываемого грунта в котлованах (рис.2) определяется по формуле:
Рис.2
;
где: Qв и Qн - площадь верха и низа котлована, м2;
hср - средняя глубина траншеи
Расчет земляных работ сведен в таблицу
Таблица - Ведомость объемов земляных работ в траншеях
|
№ расчетного участка |
H1,м |
H2,м |
F1,м2 |
F2,м2 |
Fср, м2 |
m |
L, м |
Vтр, м3 |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
|
1 |
2,49 |
0,83 |
11,72 |
3,91 |
7,81 |
0,5 |
80,0 |
634,01 |
|
|
2 |
0,83 |
1,33 |
3,22 |
5,15 |
4,18 |
0,5 |
13,5 |
56,64 |
|
|
3 |
1,33 |
0,99 |
5,49 |
4,08 |
4,79 |
0,5 |
67,5 |
323,31 |
|
|
4 |
0,99 |
2,31 |
3,92 |
9,14 |
6,53 |
0,5 |
68,0 |
448,69 |
|
|
5 |
2,31 |
2,65 |
10,66 |
12,23 |
11,45 |
0,5 |
100,0 |
1145,00 |
|
|
6 |
2,65 |
2,52 |
12,68 |
12,06 |
12,37 |
0,5 |
16,5 |
204,10 |
|
|
Итого: |
2811,75 |
Таблица - Ведомость объемов земляных работ в котлованах
|
№ расчетного участка |
А, м |
В, м |
Н, м |
F1,м2 |
F2,м2 |
m |
Vтр, м3 |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
8 |
9 |
|
|
1 |
3 |
4,8 |
3,2 |
14,40 |
28,80 |
0,75 |
124,42 |
|
|
2 |
3 |
4,8 |
3,2 |
14,40 |
28,80 |
0,75 |
124,42 |
|
|
3 |
3 |
4,8 |
3,2 |
14,40 |
28,80 |
0,75 |
124,42 |
|
|
4 |
3 |
4,8 |
3,2 |
14,40 |
28,80 |
0,75 |
124,42 |
|
|
Итого: |
497,66 |
При подсчете объема грунта отвала выброшенного грунта необходимо учитывать, что при разработке грунт разрыхляется и поэтому его объем увеличивается, что характеризуется коэффициентом первоначального разрыхления.
С течением времени грунт постепенно уплотняется и разрыхленность его становится меньше первоначальной, что характеризуется коэффициентом остаточного разрыхления - Ко. р.
Объем грунта, необходимого для засыпки траншеи определяется по формуле:
,
где Vо. з. - объем грунта обратной засыпки, м3
VР - объем траншеи по геометрическим обмерам (расчетный)
VС - объем сооружения, м3
Ко. р. - коэффициент остаточного разрыхления
Объем грунта подлежащего выгрузке:
,
где Vтр. - объем отвозимого грунта, м3
Объем работ по подчистке дна траншеи до проектной отметки определятся по формуле:
,
где Vр. д. - объем ручной доработки
b - ширина траншеи по дну
m - крутизна откоса выемки
hр. д. - глубина доработки (0,2м)
L - длина траншеи, м
Результаты расчета сведены в таблицу №
Таблица № - Объем земляных работ
|
Наименование работ |
Объем грунта, м3 |
|||
|
Выемка |
Насыпь |
Транспорт |
||
|
Механизированная разработка грунта в траншеях и Котлованах |
2811,75 497,66 |
1205,52 184,32 |
1606,23 313,34 |
|
|
Ручная доработка в траншеях и котлованах |
84,35 14,93 |
- |
- |
|
|
Обратная засыпка |
- |
1205,52 184,32 |
- |
|
|
Всего: |
3309,41 |
1389,84 |
1919,57 |
Подбор транспортных средств для монтажа тепловых сетей
В комплект машин для производства земляных и монтажных работ входят: экскаватор, бульдозер и кран.
Подбор экскаватора
При определении требуемых параметров экскаватора необходимо построить поперечное сечение траншеи в наиболее углубленном месте:
Рисунок № - Поперечное сечение отвала:
где Fтр - площадь поперечного сечения траншеи, м2
Fк - площадь поперечного сечения укладываемых коммуникаций (канала), м2
КПР - коэффициент первоначального разрыхления грунта
Канал КЛ90-45 размеры 0,9*0,46.
Размеры отвала грунта:
; ;
где вотв - ширина отвала, м
hотв - высота отвала, м
- угол откоса свежеотсыпанного грунта в градусах (=450)
;
Требуемый радиус выгрузки:
где в - ширина траншеи по дну, m - коэффициент заложения откоса, hтр - наибольшая глубина траншеи, м а - берма траншеи (а=0,5м)
НК = hкр = 3,1м - глубина копания экскаватора
По § Е2-1-9 подбираю экскаватор обратная лопата Э - 3322Б с ёмкостью 0,5м2.
Технические характеристики экскаватора:
- вместимость ковша: 0,5 м3
- наибольшая глубина копания: 4,2 м
- наибольший радиус копания: 7,5 м
- наибольшая высота погрузки: 4,8 м
Подбор бульдозера
Подбор бульдозера осуществляется исходя из среднего расстояния перемещения грунта из отвала в траншею. Ориентировочно её можно принимать равным расстоянию между осями траншеи и отвала. Подбираю бульдозер Д3-8, с расстоянием перемещения до 5м.
Технические характеристики бульдозера:
- тип отвала: неповоротный
- длина отвала: 2,56 м
- высота отвала: 0,8 м
- мощность: 75 л. с.
управление: гидравлическое
Подбор монтажных кранов
Необходимый вылет стрелы крана при монтаже сборных элементов:
где в - ширина траншеи по дну, м,
m - крутизна откоса,
hтр - наибольшая глубина траншеи, м,
а - ширина бермы траншеи, м,
с - ширина гусеничного или пневматического хода крана (4м), м
Масса сборных элементов составляет:
Масса канала максимального диаметра КЛ90-45 - 1,3т
Масса железобетонного блока тепловой камеры - 0,7т
Подбираю кран КС - 2561Д с максимальным вылетом стрелы 7м и максимальной грузоподъемностью 6,3т.
Здесь должна быть калькуляция
Основные решения по производству работ
a. Метод производства работ
1. Для производства работ в данном курсовом проекте применяется поточный метод. При поточном методе однородные процессы выполняются последовательно, а разнородные параллельно. Этот метод характеризуется минимальным потреблением ресурсов и небольшой продолжительностью монтажных работ.
2. Электроэнергия необходима для освещения, так как некоторые работы производятся во вторую смену
3. Вода необходима для работников объекта и для гидравлических испытаний тепловой сети
4. Кислород на строительной площадке требуется для резки металла
5. Количество бытовок для нужд рабочих - 4шт. (одно помещение на 10 рабочих).
6. Для строительно-монтажных работ требуется место для складирования материалов (лотков, труб и т.д.). Количество мест складирования:
лотки на строительной площадке складируются на высоте 1,8 м в 2-а ряда по горизонтали и по вертикали. Количество мест складирования считаю исходя из условия: максимальный вылет у крана применяемого на строительной площадке 7м, т.е., находясь на одном месте кран может уложить порядка 12 лотков. Следовательно: Nобщ. /12 = n [шт].
Где Nобщ. - общее количество лотков
n - количество мест складирования. 966/12 = 81 шт.
На строительной площадке под лотки должно быть отведено 81 место. В одной кладке 12 лотков.
Площадь складирования лотков составляет:
Площадь одного лотка - 1,2*3 = 3,6 м2. Суммарная площадь необходимая для складирования лотков - 292 м2.
Площадь складирования труб:
принимаю, количество труб укладываемых возле бровки траншеи из расчета, что вылет стрелы крана составляет 7м, а длина одной трубы 11м, 6 штук. Следовательно: Lобщ. / 66м = l [шт]. где Lобщ. - общая длина всех труб привозимых на строительную площадку
l - количество мест складирования труб 2900/66 = 44 шт.
Следовательно на строительной площадке нужно 44 места под трубы.
Расчет основных технико-экономических показателей
1. Определение продолжительности
Продолжительность монтажа теплосети - 29 недель
2. Определение трудоемкости производства
Трудоемкость производства определяется как сумма трудоемкостей каждого производственно процесса. Вся трудоемкость составила - 3793,14 чел/дн.
3. Средняя производительность по строительству
Планируемая производительность по строительству составила - 111,5%
4. Определение трудозатрат
Трудозатраты на монтаж теплосети - 3160,95 чел/дн.
5. Максимальное количество работников находящихся на строительной площадке одновременно
Максимальное количество работников - Nmax. - 37 человека
6. Среднее количество работников занятых в производственном процессе
Среднее количество работников - Nср. - 22 человека
8. Коэффициент неравномерности - 1,68
7. Уровень механизации производства
Коэффициент механизации производства - К = 1,1
Контроль качества производства работ
Приемку в эксплуатацию законченных строительством тепловых сетей производят в соответствии со /14/. Вновь построенные трубопроводы принимают в эксплуатацию комиссии в составе представителей заказчика, подрядчика и управления тепловых сетей (технадзора), а при непосредственном водоразборе и представителя санитарно-эпидемиологической службы. Трубопроводы с горячей водой (t=115°С) принимают в эксплуатацию в соответствии со /16/. Трубопроводы с рабочим давлением 0,07-1,6 МПа (0,7-16 кгс/см2) и температурой свыше 115°С принимают в эксплуатацию с учетом "Правил устройства и безопасности эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды" без регистрации теплопроводов в органах Госгортехнадзора.
Сдаче в эксплуатацию законченного строительством всего объекта или его части (которая может самостоятельно эксплуатироваться) предшествует промежуточная приемка отдельных его частей или видов работ в процессе строительства. Промежуточной приемке, оформляемой соответствующими актами, подлежат: разбивка трассы, устройство оснований траншей и котлованов; укладка трубопроводов; сварка трубопроводов и закладных частей сборных конструкций, антикоррозионное покрытие труб; монтаж строительных конструкций; заделка и омоноличивание стыков, тепловая изоляция трубопроводов дренажные устройства; гидроизоляция строительных конструкций; устройство электрозащиты; растяжка П-образных компенсаторов; ревизия и испытание арматуры; сальниковые компенсаторы; засыпка траншей и котлованов; очистка внутренней поверхности груб, укладка футляров; промывка трубопроводов; гидравлическое или пневматическое испытание.
Законченные строительством отдельные участки тепловых сетей в процессе производства работ, а так же теплопроводы. Строительство которых закончено в полном объеме, подвергаются гидравлическим испытаниям и в отдельных случаях пневматическим, когда по какой-либо причине применение гидравлического испытания затруднено или невозможно (например, в зимнее время при отсутствии горячей воды). Испытание стальных теплопроводов проводят пробным давлением равным 1,25 рабочего, но не менее 1,16 МПа (16 кгс/см2) для подающих трубопроводов и не менее 1,2 МПа (12кгс/см2) для обратных линий.
Предварительное испытание, производимое на отдельных участках трубопроводов, в процессе строительства выполняют до установки сальниковых компенсаторов и секционирующих задвижек, до перекрытия непроходных каналов и после после присыпки трубопроводов при бесканальной прокладке с оставлением неприсыпанных стыков. На время испытаний вместо секционирующих задвижек устанавливаются "катушки". Порядок проведения предварительного гидравлического испытания следующий:
1) Во время заполнения теплопровода водой воздух из него удаляют через воздухоспускные краны, устанавливаемые в наиболее высоких местах, где более вероятно скопление воздуха
2) В теплопроводе устанавливают пробное давление в самой высокой точке испытываемого участка и выдерживают его 5 мин, затем снижают до величины рабочего давления, при этом давлении трубопровод осматривают околошовные зоны (не ближе 100мм от сварного шва) молотком массой 1,5 кг. Если в процессе испытания не будет падения манометрического давления, в сварных швах, трубах и других местах не обнаружатся признаки разрыва, течи, запотевания и сдвига или деформации конструкции неподвижных опор, результаты предварительного гидравлического испытания считаются удовлетворительным. Предварительные гидравлические испытания производит строительная организация в присутствии представителей заказчика и организации, в чьем ведении находятся тепловые сети. Результаты этих испытаний заносятся в жернал.
Окончательные гидравлические испытания производят по окончании всех работ, после установки оборудования и полной засыпки траншей. Окончательное гидравлическое испытание выполняют при открытых секционных задвижках и на ответвлениях, на концевых задвижках устанавливают заглушки. Если во время испытаний не произошло падения манометрического давления, не обнаружено признаков разрыва, течи или запотевания в сварных швах, корпусах, сальниках арматуры, во фланцевых соединениях, то результаты окончательного гидравлического испытания считаются удовлетворительными. Окончательные гидравлические испытания выполняют строители в присутствии представителей заказчика и организации, в чьем ведении находятся тепловые сети.
Состав актов на скрытые работы:
- проверка уклона трубопроводов
- проверка внутренней поверхности труб (определяется просвечиванием)
- наружная поверхность труб (качество очистки)
- антикоррозионное покрытие (материал)
- тепловая изоляция (материал, толщина, корка)
- строительная конструкция прокладки (№ чертежа)
Приемку в эксплуатацию теплопроводов осуществляют рабочие комиссии (от заказчика).
Подобные документы
Параметры наружного воздуха. Расчет нагрузок потребителей теплоты. Выбор системы теплоснабжения. Определение расходов сетевой воды. Построение пьезометрического графика. Температурный график регулирования закрытой независимой системы теплоснабжения.
курсовая работа [321,4 K], добавлен 23.05.2014Планировка микрорайона и трассировка тепловых сетей, тепловые нагрузки. Расчет тепловой схемы котельной, оборудование. Пьезометрический и температурный график. Гидравлический, механический расчет трубопроводов, схемы присоединения тепловых потребителей.
курсовая работа [532,9 K], добавлен 08.09.2010Расчет нагрузок отопления, вентиляции и горячего водоснабжения зданий жилого микрорайона. Гидравлический и тепловой расчет сети, блочно-модульной котельной для теплоснабжения, газоснабжения. Выбор источника теплоснабжения и оборудования ГРУ и ГРПШ.
курсовая работа [1,1 M], добавлен 12.03.2013Определение понятия тепловой энергии и основных ее потребителей. Виды и особенности функционирования систем теплоснабжения зданий. Расчет тепловых потерь, как первоочередной документ для решения задачи теплоснабжения здания. Теплоизоляционные материалы.
курсовая работа [65,7 K], добавлен 08.03.2011Расчет гидравлического режима двухтрубной закрытой неавтоматизированной водяной сети с двумя магистралями. Учет характеристики насоса. Расчет тепловой сети на нормальном и аварийном режиме. Внедрение передовых технологий в производстве энергоносителей.
контрольная работа [754,1 K], добавлен 07.01.2016Теплопотребление жилых районов городов и других населенных пунктов. Построение графиков температур при центральном регулировании систем теплоснабжения по отопительной нагрузке. Монтажная схема тепловой сети. Гидравлический расчет трубопроводов теплосети.
курсовая работа [544,1 K], добавлен 20.09.2013Расчет и анализ основных параметров системы теплоснабжения. Основное оборудование котельной. Автоматизация парового котла. Предложения по реконструкции и техническому перевооружению источника тепловой энергии. Рекомендации по осуществлению регулировки.
дипломная работа [1,4 M], добавлен 20.03.2017Построение температурного графика отпуска тепловой энергии потребителям. Подбор насосного оборудования. Тепловые нагрузки на отопление и вентиляцию. Подбор котлов и газового оборудования. Расчет тепловой схемы котельной. Такелажные и монтажные работы.
дипломная работа [3,0 M], добавлен 20.03.2017Определение тепловых потоков на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. Построение температурного графика регулирования тепловой нагрузки на отопление. Расчёт компенсаторов и тепловой изоляции, магистральных теплопроводов двухтрубной водяной сети.
курсовая работа [1,1 M], добавлен 22.10.2013Описание системы теплоснабжения. Климатологические данные города Калуга. Определение расчетных тепловых нагрузок района города на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. Гидравлический расчет водяных тепловых сетей. Эффективность тепловой изоляции.
курсовая работа [146,6 K], добавлен 09.05.2015
