Совершенствование системы управления режимами работы централизованного горячего водоснабжения ЦТП ФГБОУ "МГУ им. Н.П.Огарева"

Девяткин Никита Олегович

Совершенствование системы управления режимами работы централизованного горячего водоснабжения ЦТП ФГБОУ "МГУ им. Н.П.Огарева"

Теплоноситель, Центральный тепловой пункт

Энергетика

Дипломы

Вуз: Мордовский государственный университет имени Н.П. Огарева

ID: 6065df5ee010f800016c941e

UUID: 83cfba90-7528-0139-ab1a-0242ac18000a

Язык: Русский

Опубликовано: больше 3 лет назад

Просмотры: 6

Девяткин Никита Олегович

Источник: федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Национальный исследовательский Мордовский государственный университет им. Н. П. Огарёва"

Комментировать 0

Рецензировать 0

Скачать - 3,7 МБ

Поделиться работой

СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ 7 1 Анализ систем горячего водоснабжения от ЦТП 8 1.1 Общие сведения о системе централизованного горячего водоснабжения от ЦТП «МГУ» 8 1.2 Обзор схем управления систем ГВС от ЦТП 16 1.3 Расчет нормативных потерь тепловой энергии при передаче горячей воды от ЦТП «МГУ» 21 1.4 Анализ и оценка факторов, влияющих на показатели эффективности системы ГВС 35 1.5 Анализ плановых и фактических затрат электрической энергии на транспорт горячей воды по системе ГВС от ЦТП «МГУ» 36 2. Технологическая часть 39 2.1 Разработка тепловой схемы безинерционной системы управления температурой горячей воды 39 2.2 Разработка расчетной схемы и выполнения гидравлического расчета 41 2.3 Разработка рациональных режимов работы системы централизованного ГВС от ЦТП «МГУ» 46 3 Конструктивная часть 48 3.1 Разработка гидравлического режима сети ГВС от ЦТП «МГУ» 48 3.2 Обзор и анализ технических средств управления рациональных режимов 51 3.3 Расчет показателей эффективности предложенных режимов работы системы ГВС от ЦТП «МГУ» 54 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 56 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 57 Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 6

ВВЕДЕНИЕ Системы централизованного теплоснабжения (далее СЦТ) претерпевает изменения в сторону децентрализации. Это и строительство автономных источников тепловой и электрической энергии как для промышленных предприятий, так и для административно бытовых и торговых комплексов, а также для объектов здравоохранения, образования и культуры. Отрыв данных объектов от традиционных СЦТ приводит к снижению возможности для своевременной реконструкции и модернизации с применением современных технологий и оборудования. Ограничения в тарифной политике также не способствуют реализации инвестиционных проектов. Прежде всего сокращаются мероприятия по обеспечению и повышению качества теплоснабжения. Модернизация ЦТП также идет с запозданием. Применяемые технологии существенно не изменились. Вместо кожухотрубных теплообменных аппаратов применяют пластинчатые. Схема управления и применяемые режимы остались без изменения. Однако имеется много работ касающиеся применение технологий по повышению теплопередачи и очистки теплообменного оборудования. Работы по применению дополнительного оборудования по снижению «перетопов» и «недогревов», в том числе и системах управления режимами приготовления и транспортировки горячей воды в ЦТП. Среди таких технологий и оборудований можно выделить импульсные технологии циркуляции теплоносителя, применение теплонасосных устройств для расширения температурного графика, применение преобразователей избыточного давления теплоносителя и т.д. В тоже время актуальность проведения исследований и изыскательских работ по усовершенствованию данных систем для реализации данных мероприятий значительно возросло. В данной работе предложены отдельные решения выше приведенных вопросов. Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 7

1 Анализ систем горячего водоснабжения от ЦТП 1.1 Общие сведения о системе централизованного горячего водоснабжения от ЦТП «МГУ» На территории Пролетарская, квартала Богдана МГУ Хмельницкого, (ограниченная ул. Большевистская) Полежаева, расположены отдельные учебные корпуса, общежития и прочие (бассейн, комбинат питания и т.д.) здания ФГБОУ ВО «МГУ им. Н.П. Огарева». Теплоснабжение централизованное через ЦТП «МГУ» от СЦТ от ТЭЦ-2 г. Саранска. Горячая вода системы централизованного горячего водоснабжения приготавливается в ЦТП «МГУ» с применением приведенных табл. 1.1-1.4 оборудованием. В соответствии с таблицами подогрев воды системы ГВС осуществляется пластинчатым теплообменным аппаратом АО «Ридан» НН №47 НН-47-16/2-70ТКТМ50 в количестве двух шт. Циркуляция теплоносителя осуществляется насосом марки КМ 40-32-180/2-5 в количестве 2 шт. Повышения давления исходной воды в условиях максимального водозабора или тех или иных причин заниженного давления в водопроводе осуществляется насосом КМ 100-80-160 также в количестве 2 шт. Управление (поддержание на заданном уровне) температурой управления подготовленного включающая: теплоносителя клапан осуществляется регулирующий КР 25с системай 947нж с электроприводом фланцевый, блок управления микропроцессорный ТРМ 32 Щ7 - ТС – RS и датчик температуры ДТС 035 Л - 100М.В2.60, ДТС 125 Л.И. По температуре горячей воды управляется расходом греющего теплоносителя. Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 8

Таблица 1.1 – Технические характеристики теплообменного оборудования № п/п Показатель Значение 1 Тип теплообменника 2 3 4 5 6 Тепловая мощность, Гкал/ч Тип среды Расчетная температура, С Расчетное давление, амт Массовый расход, т/ч Площадь поверхности теплообмена, м2 Количество пластин, шт. 7 8 Примечание Ридан НН №47 НН-47-16/2-70ТКТМ50 1,5 Вода/вода 150 16 53,1/30,1 2 шт. 26,01 70 Таблица 1.2 – Технические характеристики циркуляционных насосов № п/п 1 2 3 4 5 6 Показатель Марка насоса Подача, м3/ч Напор, м Частота вращения, об/мин. Мощность привода, кВт Масса, т Значение Примечание КМ 40-32-180/2-5 10 45 2900 3 50 2 шт. Таблица 1.3 – Технические характеристики повысительных насосов № п/п 1 2 3 4 5 6 Показатель Марка насоса Подача, м3/ч Напор, м Частота вращения, об/мин. Мощность привода, кВт Масса, т Значение Примечание КМ 100-80-160 100 32 3000 15 185 2 шт. Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 9

Таблица 1.4 – Технические характеристики системы управления № п/п Показатель Номенклатура Диаметр номинальный, мм Давление номинальной, МПа Пропускная характеристика Условная пропускная способность, м3/ч Рабочий ход плунжера, мм 1 2 3 4 5 6 Значение Примечание 25с947нж DN-65 65 1,6 Линейная равнопроцентная 2 шт. 63 32 Потребление горячей воды определяется количеством душевых сеток, посудомоечных машин или моек, водоразборных кранов, а также количеством сотрудников и студентов[1-3]. В ходе проведения уточнений договорных нагрузок в соответствии с нормами СНиП 2-04-05-85 "Внутренний водопровод и канализация зданий" приняты нормы расхода горячей воды: административный и вспомогательный персонал – 6 л/сут.; студенты, профессорско-преподавательский состав – 6 л/сут.; расход горячей воды в общежитиях – 50 - 60 (для отдельных 80) л/чел. в сут.; расход горячей воды на мытье посуды в столовых и буфетах – 280 л/ч; расход горячей воды на приготовление одного блюда – 12,7 л/блюдо. Расход горячей воды, м3/год, в учебных корпусах и общежитиях уточнялся по формуле: Gгвобщ  qгв  n   р  10 3 , (1.1) где qгв – норма расхода горячей воды на одного человека, л/сут.; n – количество людей, чел.; р – время использования, ч. Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 10

Расход тепловой энергии для приготовления горячей воды в учебных корпусах и общежитиях определяется по известной формуле, Гкал/год: Qгвобщ  Gгвобщ  Cв  t гв  t хв  10 6 , (1.2) где Cв – теплоемкость воды, Cв = 1 ккал/(кг·°С); tгв – среднегодовая температура горячей воды, tгв = +55°С; tхв – среднегодовая температура холодной воды, tхв = +10 °С. Расход горячей воды в столовых и буфетах определяется по формуле, м3/год:   м бл Gгвст  qгв  N м   р  qгв  N бл   р  10 3 , (1.3) где q гвм – норма расхода горячей воды на один моечный кран; Nм – количество работающих моечных кранов, шт.; q гвбл – норма расхода горячей воды на приготовление одного блюда, л/ч.; Nбл – количество блюд в сутки; р – число часов использования, ч. Расход тепловой энергии, Гкал/год, для приготовления горячей воды в столовых и буфетах: Qгвст  Gгвст  Cв  t гв  t хв  10 6 , (1.4) Расход горячей воды, м3/год, на душевые сетки в спорткомплексе определяется по формуле: Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 11

Gгвд  qгвд  N   р  10 3 , (1.5) где q гвд – норма расхода горячей воды, л/сутки; N – количество потребителей; р – число рабочих суток в году. Расход тепловой энергии, Гкал/год, для приготовления горячей воды на душевые сетки в спорткомплексе определяется по формуле: Qгвд  Gгвд  Cв  t гв  t хв  10 6 , (1.6) Расчет нормативного годового потребления тепловой энергии на ГВС по отдельным зданиям ВУЗа представлен в таблице 1.5. Таблица 1.5 – Договорные тепловые нагрузки на цели ГВС от ЦТП «МГУ» № п/п Наименование потребителя Расход горячей воды, м3/год Средненедельная тепловая нагрузка ГВС, Гкал/ч Расход тепловой энергии для приготовления горячей воды, Гкал/год 2 3 4 5 2300,40 0,047 126,52 2452,46 0,178 134,89 553,39 0,016 30,44 2165,18 0,057 119,09 483,84 0,029 26,61 1 1 2 3 4 5 Административнобиблиотечный корпус ул. Большевистская, 68 Учебный корпус №2 ул. Большевистская, 68а Учебный корпус №10 ул. Демократическая, 69 Учебный корпус №16 ул. Б.Хмельницкого, 39 Учебный корпус № 24 (аудиторный блок) ул. Полежаева, 44 корп. 2 Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 12

Продолжение табл. 1.5 1 6 7 2 Учебный корпус № 25 (УЛК) ул. Полежаева, 44 корп. 1 Учебный корпус №28 ул. Полежаева, 44 корп. 3 3 4 5 2009,45 0,144 110,52 0,02 8 Актовый зал ул. Полежаева, 44 корп. 4 9 Учебный корпус №29 ул. Полежаева, 44 корп. 4 10 Дом аспирантов и стажеров ул. Б.Хмельницкого, 41 3219,30 0,011 177,06 11 Общежитие №13 ул. Пролетарская, 61 7475,20 0,0731 411,14 7475,20 0,0725 411,14 9525,00 0,212 523,88 5619,6 0,098 309,08 45631,77 1,068 2493,3 12 13 14 2053,30 112,93 0,004 Общежитие №14 ул. Пролетарская, 63 Комбинат питания «Молодежный» ул. Большевистская, 68б Бассейн ул. Пролетарская, 61А Всего 0,115 Из результатов расчета тепловой нагрузки на цели ГВС потребителей квартала подключены к ЦТП «МГУ» 14 зданий разной категории (жилые здания – общежития, учебные корпуса и прочие). При этом потребитель горячей воды - бассейн получает горячую воду от ЦТП «МГУ» только на душевые. Суммарная средненедельная тепловая нагрузка на цели ГВС от ЦТП «МГУ» составляет 1,068 Гкал/ч. Общая характеристика сети ГВС от ЦТП «МГУ» представленных в таблице 1.6: общая протяженность сети ГВС в однотрубном исчислении составляет 2030 м; средний наружный диаметр трубопроводов по материальной характеристике – 0,052 м.; объем трубопроводов сетей ГВС – 4,08 . Все сети подземного типа прокладки с годом прокладки и реконструкции после 2004 г. Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 13

Таблица 1.6 – Характеристики тепловых сетей системы ГВС Наименование участка 1 ЦТП - ТК1 ТК1 – ТК2 ТК2 – ТК3 ТК2 – АБК ТК3 – ТК4 ТК4 – ТК5 ТК5 – ТК6 ТК5 – Комбинат питания ТК6 – ТК7 ТК7 – ТК8 ТК8 – Общежитие №14 Длина Наружный трубопровод диаметр а (в трубопрово двухтрубном дов на исчислении), участке, м м 2 3 0,133 5 0,076 5 0,089 37 0,057 37 0,089 50 0,057 50 0,057 115 0,032 115 0,089 75 0,032 75 0,089 27 0,032 27 0,089 46 0,032 46 0,076 6 0,032 6 0,057 12 0,032 12 0,057 70 0,032 70 0,057 7 0,032 7 Теплоизоляцио нный материал Тип прокладк и Год ввода в эксплуатац ию (перекладк и) 4 5 6 Подземная после 2004 Подземная после 2004 Подземная после 2004 Подземная после 2004 Подземная после 2004 Подземная после 2004 Подземная после 2004 Подземная после 2004 Подземная после 2004 Подземная после 2004 Подземная после 2004 Подземная после 2004 Подземная после 2004 Подземная после 2004 Подземная после 2004 Подземная после 2004 Подземная после 2004 Подземная после 2004 Подземная после 2004 Подземная после 2004 Подземная после 2004 Подземная после 2004 Маты минераловатные Маты минераловатные Маты минераловатные Маты минераловатные Маты минераловатные Маты минераловатные Маты минераловатные Маты минераловатные Маты минераловатные Маты минераловатные Маты минераловатные Маты минераловатные Маты минераловатные Маты минераловатные Маты минераловатные Маты минераловатные Маты минераловатные Маты минераловатные Маты минераловатные Маты минераловатные Маты минераловатные Маты минераловатные Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 14

Продолжение табл. 1.6 1 ТК6 - Бассейн ТК6 – ТУ4 ТУ4 – Учебный корпус №16 ТУ4 – ТУ5 ТУ5 - ДАС ТУ5 – ТК9 ТК9 – Общежитие №13 ТК1 – ТК10 ТК10 – ТУ1 ТК10 – Актовый зал ТУ1 – Учебный корпус №29 ТУ1 – ТУ2 ТУ2 – ТУ3 2 3 4 0,057 11 0,032 11 0,076 59 0,032 59 Маты минераловатные Маты минераловатные Маты минераловатные Маты минераловатные 0,032 30 Маты минераловатные 0,057 45 0,032 45 0,057 38 0,032 38 0,057 53 0,032 53 0,057 26 0,032 26 0,089 42 0,057 42 0,089 25 0,057 25 0,057 60 0,032 60 Маты минераловатные Маты минераловатные Маты минераловатные Маты минераловатные Маты минераловатные Маты минераловатные Маты минераловатные Маты минераловатные Маты минераловатные Маты минераловатные Маты минераловатные Маты минераловатные Маты минераловатные Маты минераловатные 0,032 30 Маты минераловатные 0,076 36 0,057 36 0,057 16 0,032 16 Маты минераловатные Маты минераловатные Маты минераловатные Маты минераловатные 5 6 Подземная после 2004 Подземная после 2004 Подземная после 2004 Подземная после 2004 Подземная после 2004 Подземная после 2004 Подземная после 2004 Подземная после 2004 Подземная после 2004 Подземная после 2004 Подземная после 2004 Подземная после 2004 Подземная после 2004 Подземная после 2004 Подземная после 2004 Подземная после 2004 Подземная после 2004 Подземная после 2004 Подземная после 2004 Подземная после 2004 Подземная после 2004 Подземная после 2004 Подземная после 2004 Подземная после 2004 Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 15

Продолжение табл. 1.6 1 ТУ2 – Учебный корпус №28 ТУ3 – Учебный корпус №25 ТУ3 – Учебный корпус №24 ЦТП - Учебный корпус №2 2 3 4 5 6 0,042 67 Маты минераловатные Подземная после 2004 0,057 18 Маты минераловатные Подземная после 2004 0,032 43 Маты минераловатные Подземная после 2004 0,057 60 Подземная после 2004 0,032 60 Подземная после 2004 Маты минераловатные Маты минераловатные 1.2 Обзор схем управления систем ГВС от ЦТП В связи с крупным жилищным строительством появилась нужда сооружения укрупненных, центральных тепловых пунктов (ЦТП), для которых отводились специальные земельные участки, как правило, в центре жилых районов. В закрытых системах теплоснабжения тепловую мощность такого ЦТП на микрорайон или группу зданий рекомендуется брать от 12 до 35 МВт (по сумме максимального теплового потока на отопление и среднечасового потока на горячее водоснабжение)[4-17]. Со временем в ЦТП стали размещать не только теплоэнергетическое оборудование, но и водопроводное, насосное противопожарное, электротехническое и низковольтное оборудование, проведя диспетчеризацию и превратив их в энергетические центры обслуживания населения. При этом, после ЦТП прокладывались четырех-, шести-, восьмитрубные распределительные тепловые сети к зданиям, а часто и водопроводные, противопожарные и другие линии и коммуникации. Понятие ЦТП расширилось. ЦТП - пункт подключения систем тепловодоснабжения микрорайона к распределительным сетям городской тепловой сети и водопровода и управле- Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 16

ния и регулирования системами отопления, вентиляции и водоснабжения зданий. Несмотря на сложность и количество дворовых разводок, это в целом повысило эффективность и культуру инженерного устройства городов и сѐл, сделало доступным установить удаленный контроль и управление процессами энергоснабжения, исключило тепловое, шумовое и электромагнитное воздействие на человека, что неминуемо сопутствовало индивидуальным тепловым пунктам и местным установкам. Системы горячего водоснабжения при закрытой системе теплоснабжения присоединяют через скоростные секционные водо-водяные подогреватели (кожух трубного и пластинчатого типа). Главным критерием для выбора схем присоединения теплообменных аппаратах горячего водоснабжения в закрытых системах ЦТ было принято соотношение максимальных нагрузок горячего водоснабжения и отопления. Так при их соотношении: при соотношении меньшей 0,2 применяют одноступенчатую последовательную схему с предвключенным или параллельно включенным подогревателем (детские сады, школы, административные и общественные здания с малой нагрузкой ГВС); при соотношении от 0,2 до 1,0 применяют двухступенчатые смешанные или последовательные схемы (жилые районы, мелкие промпредприятия и др.). В этих схемах подогреватель ГВС разделен на две ступени; при соотношении более 1,0 применяют одноступенчатую параллельную схему (в банях, прачечных, крупных зданиях и промышленных предприятиях с упором на ГВС нагрузку). Схема, представленная используется при недоступности регуляторов расхода теплоты на отопление (обычно, в групповых и квартальных котельных мощностью до 35 МВт), стабилизация расхода воды на отопление достигается регулятором перепада давлений. Когда нагрузка ГВС существенно превышает отопительную, подогреватели горячего водоснабжения устанавливают на тепловом пункте по одностуЛист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 17

пенчатой параллельной схеме, при которой подогреватель горячего водоснабжения подключается к тепловой сети параллельно системе отопления. Постоянность температуры водопроводной воды в системе горячего водоснабжения в районе 55-60 °С поддерживается регулятором температуры, который действует на расход греющей сетевой воды через подогреватель. В ряде случаев у потребителя устанавливаются гидроаккумуляторы горячей воды. При параллельном включении расход сетевой воды равен сумме ее расходов на отопление и горячее водоснабжение. При последовательной схеме он равен только ее расходу на отопление. Тепловая нагрузка горячего водоснабжения при этом покрывается частичным охлаждением сетевой воды, поступившей в систему отопления. В смешанной схеме первая ступень подогревателя ГВС включена последовательно с системой отопления на обратной линии сетевой воды, а вторая ступень подключена к тепловой сети параллельно с системой отопления. При этом заблаговременный подогрев водопроводной воды происходит за счет охлаждения сетевой воды после системы отопления, что снижает тепловую нагрузку второй ступени и уменьшает суммарный расход сетевой воды на ГВС. С начала с 1980-х годов, в связи со строительством зданий повышенной этажности (13 этажей и больше) и усилением требований к надежности теплоснабжения стали возникать так называемые изолированные схемы присоединения систем отопления с помощью водо-водяных подогревателей. Циркуляция воды в таких системах отопления осуществляется циркуляционным насосом, а гидравлический режим становится изолированным от режима в тепловой сети. Ограничение максимально допустимого в обратной линии теплосети пьезометрического напора в 0,6 МПа (60 м вод. ст.) при этом снимается, что повышает ее маневренные возможности и надежность теплоснабжения в целом. В двухступенчатой последовательной схеме обе ступени подогревателя ГВС включены последовательно с системой отопления: первая ступень - после Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 18

системы отопления, вторая - до системы отопления. Регулятор расхода, установленный параллельно второй ступени подогревателя, поддерживает постоянным суммарный расход сетевой воды на абонентский ввод независимо от расхода сетевой воды на вторую ступень подогревателя. В часы максимальных нагрузок ГВС вся или большая часть сетевой воды проходит через вторую ступень подогревателя, охлаждается в ней и поступает в систему отопления с температурой, ниже требуемой. При этом система отопления недополучает теплоту. Этот недоотпуск теплоты в систему отопления компенсируется в часы малых нагрузок горячего водоснабжения, когда температура сетевой воды, поступающей в систему отопления, выше требуемой при этой наружной температуре. Для этого теплоснабжающим организациям пришлось разработать и ввести в практику регулирования так называемый повышенный температурный график отпуска теплоты по совмещенной нагрузке отопления и горячего водоснабжения. В двухступенчатой последовательной схеме суммарный расход сетевой воды меньше, чем в смешанной схеме, благодаря тому, что в ней используется не только теплота сетевой воды после системы отопления, но и теплоаккумулирующая способность зданий. Поэтому двухступенчатая схема со смешанным включением подогревателей в настоящее время применяется реже последовательной. Снижение расходов сетевой воды способствует снижению удельной стоимости наружных тепловых сетей. Наибольшие расходы сетевой воды отмечаются при параллельной схеме, а наименьшие при последовательной схеме включения подогревателей ГВС. Горячее водоснабжение в открытых СЦТ должно присоединяться к подающему и обратному трубопроводам двухтрубных водяных тепловых сетей через регулятор смешения воды для подачи в систему ГВС воды заданной температуры. Отбор воды для ГВС из трубопроводов и приборов систем отопления не допускается. Циркуляционный трубопровод системы ГВС рекомендуется присоединять к обратному трубопроводу тепловой сети после отбора воды в Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 19

систему ГВС, при этом на трубопроводе между местом отбора воды и местом подключения циркуляционного трубопровода должна предусматриваться диафрагма, рассчитанная на гашение напора, равного сопротивлению системы ГВС в циркуляционном режиме. При закрытой и открытой схемах теплоснабжения системы горячего водоснабжения жилых зданий присоединяются без баков-аккумуляторов горячей воды. В банях, прачечных, крупных гостиницах и на промышленных предприятиях с сосредоточенной нагрузкой ГВС, как правило, устанавливают такие баки. Бак-аккумулятор горячей воды (БАГВ) - емкость, предназначенная для хранения горячей воды в целях выравнивания суточного графика расхода воды в системах теплоснабжения, а также для создания и хранения запаса подпиточной воды на источниках теплоты. При давлении в обратном трубопроводе теплосети, недостаточном для подачи воды в систему ГВС, на трубопроводе после регулятора смешения следует предусматривать повысительно-циркуляционный насос, при этом установка диафрагмы не требуется. Устройство индивидуальных тепловых пунктов (ИТП) обязательно в каждом жилом и общественном здании независимо от наличия ЦТП, при этом в ИТП предусматриваются только те функции, которые необходимы для присоединения систем потребления теплоты данного здания и не предусмотрены в ЦТП. ИТП - пункт подключения систем отопления, вентиляции и водоснабжения здания к распределительным сетям системы тепловодоснабжения микрорайона. При теплоснабжении от котельных мощностью 35 МВт и менее рекомендуется предусматривать в зданиях только ИТП. На каждый тепловой пункт должен составляться технический паспорт. Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 20

В промышленных зданиях проектируют только ЦТП двухступенчатой смешанной схеме. Промышленные абоненты с паровой нагрузкой могут подключиться к паровым теплосетям как по зависимой схеме - с прямой подачей пара в системы теплопотребления с изменением, или без изменения параметров пара, так и по независимой схеме - через пароводяные подогреватели. Применение для целей ГВС паровых водонагревателей барботажного типа не допустимо. В промышленных ЦТП разрешаются устройства закрытых систем сбора и возврата конденсата, а также использование теплоты конденсата для собственных нужд предприятия. Подбор оборудования системы сбора конденсата (трубопроводы, арматура, баки, насосы, редукционные и охладительные устройства и др.) должен производиться в соответствии с требованиями нормативных документов. Рассмотренные схемы присоединения потребителей теплоты к тепловым сетям не содержат всех возможных вариантов. Могут использоваться и другие схемы присоединения, обеспечивающие минимальные расходы воды в тепловых сетях, экономию теплоты за счет применения регуляторов расхода и ограничителей максимального расхода сетевой воды, корректирующих насосов или элеваторов с автоматическим регулированием, снижающих температуру воды, поступающей в системы отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха. 1.3 Расчет нормативных потерь тепловой энергии при передаче горячей воды от ЦТП «МГУ» Расчет технологических потерь тепловой энергии при ее передаче по сети выполнялся с использованием исходных данных: схем тепловых сетей СЦТ; материальных характеристик тепловых сетей (теплоизоляционных конструкЛист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 21

ций, способов прокладки и т.д.); среднемесячных температур теплоносителя в подающем трубопроводе, °С; среднемесячных температур теплоносителя в обратном трубопроводе, °С; среднемесячных температур наружного воздуха, °С. Расчет произведен специализированной организацией на основании следующих нормативных документов: порядок по организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии. Утверждено приказом Минэнерго РФ от 30.12.2008 N 325; методические указания по испытанию водяных тепловых сетей на гидравлические потери. РД 34.20.519-97; МДК 4-03.2001. Методика определения нормативных значений показателей функционирования водяных тепловых сетей систем коммунального водоснабжения [18, 19]. Тепловые потери трубопроводами тепловых сетей теплопередачей через изоляционные конструкции зависят от следующих факторов: – вида теплоизоляционной конструкции и применяемых теплоизоляционных материалов; – типа прокладки – надземная, подземная в каналах, бесканальная, их соотношения по длине для рассматриваемой тепловой сети; – температурных режимов и продолжительности функционирования тепловой сети в течение года; – параметров окружающей среды – значения температуры наружного воздуха, грунта (для подземной прокладки) и характер их изменения в течение года, скорость ветра (для надземной прокладки); – продолжительности и условий эксплуатации тепловой сети. Определение нормативных значений часовых тепловых потерь, Гкал/ч, для среднегодовых условий функционирования тепловой сети, сооруженной в соответствии с Нормами проектирования тепловой изоляции для трубопроводов и оборудования электростанций и тепловых сетей, производится согласно нормам по формулам: Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 22

– для теплопроводов подземной прокладки, по подающим и обратным трубопроводам вместе: Qиз.н.год   qиз.н L   10 6 , (1.7) – для теплопроводов надземной прокладки по подающим и обратным трубопроводам раздельно: Qиз.н.год.о   qиз.н.о L   10 6 , (1.8) Qиз.н.год.п   qиз.н.п L   10 6 , (1.9) где qиз.н , q из.н.о , q из.н.п – удельные часовые тепловые потери трубопроводов каждого диаметра, определенные пересчетом табличных значений норм удельных часовых тепловых потерь на среднегодовые условия функционирования тепловой сети, подающих и обратных трубопроводов подземной прокладки – вместе, надземной раздельно, ккал/ч∙м; L – длина трубопроводов участка тепловой сети подземной прокладки в двухтрубном исчислении, надземной – в однотрубной, м;  – коэффициент местных тепловых потерь, учитывающий потери запор- ной арматурой, компенсаторами, опорами; принимается 1,2 при диаметре трубопроводов до 150 мм, 1,15 – при диаметре 150 мм и более, а также при всех диаметрах трубопроводов бесканальной прокладки. Значения нормативных удельных часовых тепловых потерь, ккал/м∙ч, при среднегодовых значениях разности температуры теплоносителя и окружающей среды (грунта и воздуха), отличающихся от значений приведенных в таблицах Норм, определяются линейной интерполяцией (экстраполяцией), по формулам: – для теплопроводов подземной прокладки, подающих и обратных трубопроводов вместе: Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 23

qиз.н  qиз.н.Т 1  qиз.н.Т 2  qиз.н.Т 1  t год  tТ 1 , tТ 2  tТ 1 (1.10) где q из.н.Т 1 и qиз.н.Т 2 – удельные часовые тепловые потери подающих и обратных трубопроводов каждого диаметра при 2-х смежных табличных значениях (меньшем и большем) среднегодовой разности температур теплоносителя и грунта, ккал/ч∙м; t год – среднегодовая разность температуры теплоносителя и грунта для рас- сматриваемой тепловой сети, °С; tТ 1 и t Т 2 – смежные, меньшее и большее, чем для конкретной тепловой се- ти, табличные значения среднегодовой разности температуры теплоносителя и грунта, °С. Среднегодовая разность температур, °С, теплоносителя и грунта определяется: t ср.год  t п.год  t о.год  t ср.год , 2 (1.11) где t п.год и t о.год – значения среднегодовой температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах рассматриваемой тепловой сети, °С; t ср.год – среднегодовая температура грунта на глубине заложения трубопро- водов тепловой сети, °С. – для теплопроводов надземной прокладки, по подающим и обратным трубопроводам раздельно: qиз.н.п  qиз.н.п.Т 1  qиз.н.п.Т 2  qиз.н.п.Т 1  t п.год  t п.Т 1 , t п.Т 2  t.п.Т 1 (1.12) Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 24

qиз.н.о  qиз.н.о.Т 1  qиз.н.о.Т 2  qиз.н.о.Т 1  t о.год  t о.Т 1 , t о.Т 2  t о.Т 1 (1.13) где qиз.н.п.Т1 и qиз.н.п.Т 2 – удельные часовые тепловые потери подающих трубопроводов конкретного диаметра при 2 смежных (меньшем и большем табличных значениях) среднегодовой разности значений температуры теплоносителя и наружного воздуха, ккал/ч∙м; t о. год – среднегодовая разность температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети и наружного воздуха, °С; t.п.Т1 и t п.Т 2 – смежные табличные значения (меньшее и большее) средне- годовой разности температуры теплоносителя в подающем трубопроводе тепловой сети и наружного воздуха, °С; t о.Т 1 и t о.Т 2 – то же для обратных трубопроводов, °С. Значения среднегодовой разности температуры t п.год и t о.год для подающих и обратных трубопроводов определяются как разность соответствующих значений среднегодовой температуры теплоносителя t п.год и t о.год и среднегодовой температуры наружного воздуха t н.год t п.год . Нормативные значения эксплуатационных тепловых потерь, Гкал, через изоляционные конструкции трубопроводов тепловой сети за соответствующий месяц определяются по выражению: Qиз.н. м ес  (Qиз.н  Qиз.н.п  Qиз.н.о )n , (1.14) где Qиз.н , Qиз.н.п и Qиз.н.о – нормативные значения эксплуатационных часовых тепловых потерь тепловых сетей подземной прокладки, подающим и обратным трубопроводом вместе, надземной – раздельно, Гкал/ч; n – продолжительность функционирования тепловой сети в рассматриваемом месяце, ч. Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 25

Нормативные значения эксплуатационных тепловых потерь, Гкал/ч, при среднемесячных условиях функционирования тепловой сети определяются: – для теплопроводов подземной прокладки, подающими и обратными трубопроводами вместе: Qиз.н. м ес  Qиз.н.год t п. м ес  t о. м ес  2t гр. м ес t п.год  t о.год  2t гр.год , (1.15) – для теплопроводов надземной прокладки, подающими и обратными трубопроводами раздельно: Qиз.н. м ес.п  Qиз.н.год.п Qиз.н. м ес.о  Qиз.н.год.о t п. м ес  t н. м ес , t п.год  t н.год t о. м ес  t н. м ес , Гкал/ч t о.год  t н.год (1.16) (1.17) где t п. м ес и t о. м ес – ожидаемые среднемесячные значения температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах конкретной тепловой сети по температурному графику регулирования тепловой нагрузки при ожидаемых значениях температуры наружного воздуха, °С; t гр. м ес и t н. м ес – ожидаемые среднемесячные значения температуры грунта на глубине заложения трубопроводов и наружного воздуха, °С. К эксплуатационным технологическим затратам сетевой воды относятся: – затраты теплоносителя на заполнение трубопроводов тепловых сетей перед пуском после плановых ремонтов, а также при подключении новых участков тепловых сетей; Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 26

– технологические сливы теплоносителя средствами автоматического регулирования тепловой нагрузки и защиты; – технически обоснованный расход теплоносителя на плановые эксплуатационные испытания. К утечке теплоносителя относятся технически неизбежные в процессе передачи и распределения тепловой энергии потери теплоносителя через неплотности в арматуре и трубопроводах тепловых сетей в пределах, установленных правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей. Нормативные значения годовых потерь теплоносителя с его утечкой G ут.н , м3 /год, определяются по формуле: G ут.н  a  Vср.год  nгод 100  m у.год.н  nгод , (1.18) где a – норма среднегодовой утечки теплоносителя, установленная правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей и правилами технической эксплуатации тепловых энергоустановок в пределах 0,25 % среднегодовой емкости трубопроводов тепловой сети в час, м3/ч∙м3; 3 Vср.год – среднегодовая емкость тепловой сети, м ; n год – продолжительность работы тепловой сети в течение года, ч; mу.год.н – среднечасовая годовая норма потерь теплоносителя, обусловленных утечкой, м3/ч. Значение среднегодовой емкости тепловой сети Vср.год , м3, определяется по формуле: Vср.год  Vот  nот  V л  n л Vот  nот  V л  n л ,  nот  n л n год (1.19) Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 27

где Vот и Vл – емкость трубопроводов тепловой сети соответственно в отопительном и неотопительном периодах, м3; nот и nл – продолжительность функционирования тепловой сети соответственно в отопительном и неотопительном периодах, ч. Потери теплоносителя при авариях и других нарушениях нормального режима эксплуатации, а также превышающие нормативные значения показателей, приведенных выше, в утечку не включаются. Технологические затраты теплоносителя, связанные с вводом в эксплуатацию трубопроводов тепловых сетей, как новых, так и после планового ремонта или реконструкции, принимаются условно в размере 1,5-кратной емкости тепловой сети, находящейся в ведении организации, осуществляющей передачу тепловой энергии. Размеры затрат устанавливаются на основе информации, содержащейся в паспортах или технических условиях на указанные приборы, и уточняются в результате их регулировки. Значения годовых потерь теплоносителя в результате слива из этих приборов Gа.н , м3, определяются по формуле: Gа.н   m  N  n , (1.20) где m – технически обоснованный расход теплоносителя, сливаемого каждым из установленных типов средств автоматики или защиты, м3/ч; N – количество функционирующих средств автоматики и защиты, шт.; n – продолжительность функционирования однотипных средств автомати- ки и защиты в течение года, ч. Технологические затраты теплоносителя при плановых эксплуатационных испытаниях тепловых сетей включают потери теплоносителя при выпол- Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 28

нении подготовительных работ, отключении участков трубопроводов, их опорожнении и последующем заполнении. Нормирование этих затрат теплоносителя производится с учетом регламентируемой нормативными документами периодичности проведения упомянутых работ, а также утвержденных эксплуатационных норм затрат для каждого вида работ в тепловых сетях, находящихся на балансе организации, осуществляющей передачу тепловой энергии и теплоносителя. Нормативные значения годовых технологических тепловых потерь с утечкой теплоносителя из трубопроводов тепловых сетей Q у .н , Гкал, определяются по формуле: Q у.н  m у.год.н   год  с   b  t1.год  1  b  t 2.год  t х.год  nгод  10 6 , (1.21) где  год – среднегодовая плотность теплоносителя при среднем значении температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети, кг/м3; t1.год и t 2.год – среднегодовые температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети, °С; t х .год – среднегодовое значение температуры холодной воды, подаваемой на источник теплоснабжения и используемой для подпитки тепловой сети, °С; с  1 – удельная теплоемкость теплоносителя, ккал/ кг∙°С; b – доля массового расхода теплоносителя, теряемого подающим трубопро- водом (при отсутствии данных принимается в пределах от 0,5 до 0,75). Среднегодовые значения температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети определяются как средние из ожидаемых среднемесячных значений температуры теплоносителя по применяемому в си- Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 29

стеме теплоснабжения графику регулирования тепловой нагрузки, соответствующих ожидаемым среднемесячным значениям температуры наружного воздуха на всем протяжении работы тепловой сети в течение года. Ожидаемые среднемесячные значения температуры наружного воздуха определяются как средние из соответствующих статистических значений по информации метеорологических станций за последние 5 лет (при отсутствии таковой - в соответствии со СНиП 23-01-94. Строительная климатология, М. 2001 г.). Среднегодовое значение температуры холодной воды, подаваемой на источник для подпитки тепловой сети t х.год , °С, определяется по формуле: t х.год  t х.оть  nот  t х. л  n л , nот  n л (1.22) где t х.от , t х. л – значения температуры холодной воды, поступающей на источник теплоснабжения в отопительном и летнем периодах, °С (при отсутствии достоверной информации t х.от  5 °С, t х. л  15 °С). Нормативные технологические затраты тепловой энергии на заполнение трубопроводов после проведения планового ремонта и пуск в эксплуатацию новых сетей Q зап , Гкал, определяются по формуле с учетом плотности воды, используемой для заполнения: Qзап  1,5  V  c  (t зап  t х )  10 6 , (1.23) где 1,5  V – затраты сетевой воды на заполнение трубопроводов и оборудования, находящегося на балансе организации, осуществляющей передачу тепловой энергии, м3; Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 30

t зап , t х – соответственно, температуры сетевой воды при заполнении и хо- лодной воды в этот период, °С. Нормативные технологические затраты тепловой энергии со сливами из средств авторегулирования и защиты (САРЗ) Qа.н , Гкал, определяются по формуле: Qа.н  Gа.н  c    (t сл  t х )  10 6 , (1.24) где Gа.н – затраты сетевой воды со сливами из САРЗ, определяемые в соответствии с настоящим Положением, м3; t с . л , t х – температура сливаемой сетевой воды, определяемая в зависимости от места установки САРЗ, и температура холодной воды за этот же период, °С;  – среднегодовая плотность сетевой воды в подающем или в обратном трубопроводе, в зависимости от точек отбора сетевой воды, кг/м3. Нормативные значения эксплуатационных тепловых потерь, обусловленные утечкой теплоносителя, по периодам функционирования тепловой сети Qу.н.от , Q у.н. л , Гкал, определяются по формулам: Q у .н.от  Q у.н.год Qу.н. л  Qу.н.год Vот  nот , Vгод  nгод Vл  n л , Vгод  nгод (1.25) (1.26) Нормативные значения эксплуатационных тепловых потерь, обусловленные утечкой теплоносителя, по месяцам в отопительном и неотопительном периодах Qу.н.от. м ес , Qу.н. л. м ес , Гкал, определяются по формулам: Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 31

Qу.н.от. м ес  Qу.н.от t п. м ес  tо. м ес  2t х. м ес  nм ес , t п.отТ  tо.от  2t х.от  nот Qу.н. л. м ес  Qу.н. л (1.27) n м ес , nл (1.28) где t п. м ес и t о. м ес – среднемесячные значения температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети, °С; t пот и t о.от – средние значения температуры теплоносителя в подающем и об- ратном трубопроводах тепловой сети в отопительный период, °С; t х . м ес – среднемесячное значение температуры холодной воды. Пример расчета тепловых потерь для участка теплосети ТУ3 – Учебный корпус №25. Расчет выполнен с применением средних значений за пять лет фактических температур наружного воздуха и продолжительности отопительного периода. Определятся среднегодовая разность значений температуры теплоносителя и среды, °С tср.год , °С: ,57. Находится удельная плотность теплового потока qиз.н , ккал/ч∙м. Конкретные значения удельной плотности теплового потока определяются интерполирования табличных данных: ( ( ) ) . Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 32

Рассчитываются нормативные часовые потери тепловой энергии Qиз.н.год , Гкал/ч: Нормативные значения эксплуатационных тепловых потерь через изоляционные конструкции за год, Гкал/год составят: Материальная характеристику тепловой сети для подземной прокладки 2 M подз , м , определяется по известному выражению: подз Объем тепловой сети, м3, находится как: ∑ . уд Нормативные значения годовых потерь теплоносителя с его утечкой G ут.н , м3 /год, составят: . Нормативное значение годовых технологических тепловых потерь с утечкой теплоносителя из трубопроводов тепловых сетей Qу.н , Гкал/год, будет: ( ун ) . Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 33

Нормативные технологические затраты тепловой энергии на заполнение трубопроводов после проведения планового ремонта и пуска в эксплуатацию новых сетей Qзап , Гкал, с учетом плотности воды, используемой для заполнения: ( зап ) . Суммарные тепловые потери в сети ГВС от ЦТП «МГУ» составляют 232,72 Гкал/год в т.ч 5,35 Гкал/год с нормативными утечками теплоносителя. Результаты представлены в табл. 1.7. Таблица 1.7 – Нормируемые эксплуатационные тепловые потери по месяцам Среднечасовые в месяц тепловые потери тепловой сети в целом, Гкал/ч Надземная прокладка Месяц Подземная прокладка подадающи й трд обратный тр-д с утечкой теплоносителя Всего Продолжительность функ ционирования, ч Тепловые потери тепловой сети в целом за месяц, Гкал Надземная прокладка Подземная прокладка подающий тр-д обрат ратный тр-д с утечкой теплоносителя Тепловые потери тепловой сети в целом за месяц, Гкал Январь 0,0280 0,0008 0,0289 744 20,858 0,61 21,47 Февраль 0,0287 0,0007 0,0294 672 19,282 0,50 19,78 Март 0,0290 0,0007 0,0297 744 21,605 0,50 22,10 Апрель 0,0290 0,0006 0,0296 720 20,915 0,40 21,32 Май 0,0271 0,0005 0,0276 744 20,162 0,35 20,51 Июнь 0,0250 0,0005 0,0254 720 17,970 0,34 18,31 Июль 0,0234 0,0005 0,0239 744 17,433 0,35 17,79 Август Сентябрь Октябрь 0,0224 0,0005 0,0228 744 16,645 0,35 17,00 0,0227 0,0005 0,0231 720 16,309 0,34 16,65 0,0239 0,0008 0,0247 744 17,777 0,59 18,36 Ноябрь 0,0255 0,0007 0,0261 720 18,331 0,47 18,80 Декабрь 0,0270 0,0007 0,0277 744 20,087 0,53 20,62 8760 227,37 5,35 232,72 В среднем за год Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 34

1.4 Анализ и оценка факторов, влияющих на показатели эффективности системы ГВС Эффективность системы централизованного горячего водоснабжения оценивается следующими показателями: удельный расход электрической энергии на транспорт тепловой энергии; потери тепловой энергии в сети ГВС при ее транспортировке; потери теплоносителя в системе ГВС [20-26]. Данные показатели зависят от многих факторов: состояние трубопроводов и теплоизоляционных конструкций сети ГВС; применение автоматизированных систем учета, контроля и регулирования; фактор учитывающая вероятность неравномерности потребления горячей воды. Все приведенные факторы в той или иной степени влияют на расход «горячей воды» в сети ГВС. От расхода пропорционально (линейно) и с квадратичной зависимости изменяются (показатели эффективности) затраты и потери теплоносителя, тепловой энергии и затраты электрической энергии. Оценку влияния каждого фактора и совокупности факторов является достаточной степени сложная задача и решаема с применением комплекса исследовательских мероприятий таких как создание математической и физической моделей учитывающих степень вероятности изменений отдельных факторов. По отдельным зависимостям на данном этапе работы следует отметить факторы оказывающих наибольшее влияние: 1. Коэффициент неравномерности. Изменение данного коэффициента находится в диапазоне способной кратно увеличить расход горячей воды по сети ГВС при этом в 2-4 раза от расчетного максимального значения. 2. Качество регулирования отпущенного в сеть ГВС «горячей воды». Также может до 2 раз изменить расход по сети. 3. Качество управления производительностью повысительной и циркуляционной насосных станций. Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 35

Все приведенные показатели эффективности и факторы влияющие на них в ходе выполнения работы будут оценены. По результатам оценки будут рекомендованы мероприятия. 1.5 Анализ плановых и фактических затрат электрической энергии на транспорт горячей воды по системе ГВС от ЦТП «МГУ» В анализ затрат электрической энергии на транспорт горячей воды по системе ГВС от ЦТП «МГУ» применяются расчетные значения при расчетной тепловой нагрузке потребителей на цели ГВС и фактические затраты обусловленные фактической возможностью работы насосных станций по характеристикам насосов[27, 28]. Величина потребляемой мощности насосов N, кВт определяется по приведенной ниже формуле: , где (1.29) – развиваемый насосом напор, м; – расход воды при развиваемом напоре, м3/ч; – плотность перекачиваемой воды, кг/м3; – КПД насоса; – КПД электродвигателя. В соответствии с данной формулой при расчетной средней недельной тепловой нагрузки на цели ГВС по характеристикам повысительного и циркуляционного насоса мощности, кВт, составят: Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 36

Для повысительной насосной станции ; м; ; м; . Для циркуляционной насосной станции . Суммарный часовой расход электрической энергии насосными станциями составит 20,75 кВт*ч. Фактический расход электрической энергии в условиях отсутствия автоматического регулирования и настроек системы может находится в широком диапазоне. На основании данных графиков насосов в диапазоне их работы мощности могут составить от 10,79 кВт до 22,04 кВт. Расчеты представлены ниже. Для повысительной насосной станции при ; м; . при ; м; . Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 37

Для циркуляционной насосной станции при ; м; . при м; ; . При этом качество снабжения потребителей горячей водой в соответствии со санитарными нормами и правилами при разных режимах фактической работы следует оценить после выполнения гидравлического расчета. Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 38

2 Технологическая часть 2.1 Разработка тепловой схемы безинерционной системы управления температуры горячей воды Центральный тепловой пункт «МГУ» входит число 89 шт. ЦТП г. Саранска в которых двухступенчатый нагрев горячей воды. При этом при модернизации ЦТП в 2016 г. было предусмотрено ее работа и в режиме одной ступени. Такой режим применяется прежде всего в летний период при ремонте одного из двух теплообменников и в отопительном периоде при поочередной их промывке. Двухступенчатые нагрев горячей воды осуществляется следующим образом. Водопроводная вода, используемая для горячего водоснабжения по трубопроводу проходит через водомер и установку для обработки воды. В случае понижения давления в городской водопроводной сети (при максимальном водоразборе) включаются повысительные насосы. После этого водопроводная вода поступает на первую ступень подогревательной установки. В данной схеме в первой ступени нагрев осуществляется теплом теплоносителя обратного трубопровода с квартала, а также теплоносителем греющим теплоносителем после второй ступени. Водопроводная вода подогретая до температуры немногим (на 5-7 °С) ниже греющего теплоносителя первой ступени, примерно до 40-50 °С в весеннем и осеннем периоде и возможно до 70 °С в зимнем периоде подмешиваясь с горячей водой возвращенной от потребителя с температурой 40-50 °С поступает на вторую ступень подогревательной установки. Циркуляция воды в системе горячего водоснабжения квартала осуществляется циркуляционным насосом. Подогрев до требуемой по санитарным нормам и поддержание на постоянном уровне температуры горячей воды осуществляется регулятором температуры РК (номенклатуры 25с947нж DN-65). Греющим теплоносителем вто- Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 39

рой ступени является теплоноситель подающего трубопровода от источника тепловой энергии (ТЭЦ-2) [29]. Управление температурой отпущенной в систему ГВС осуществляется по сигналу от температурного датчика к котроллеру ТРМ -32. В контроллере формируется сигнал управления. Коммутируется контакты КЗР на определенный период. В зависимости от фактического значения температуры и заданной температуры шток КЗР увеличивает или уменьшает зазор между клапаном и седлом клапана увеличивая или уменьшая расход греющего теплоносителя. При условии работы системы в динамических режимах происходит запаздывание системы управления (инерционность). Именно в данный период происходит неэффективная работа системы с точки зрения как затрат электрической энергии и потерь тепловой энергии в сети ГВС. Для модернизации тепловой схемы ЦТП в части управления температурой горячей воды предлагается в замен выше приведенной схеме управления применение регуляторов расхода (напора) по поддержанию постоянного перепада давления прямого действия. В качестве уравновешивающих сил для данного регулятора использовать давление (разность давлений) горячей воды отпущенного в систему ГВС и возвращенного из системы. Так при росте потребления горячей воды давление в обратном трубопроводе будет возрастать что изменит равновесие в регуляторе и приоткроется клапан (увеличится расход греющего теплоносителя). При снижение потребления горячей воды давление в обратном трубопроводе снизится а давление в подающем возрастет, шток с клапаном сместится на уменьшение пропускной способности (снижение расхода греющего теплоносителя). Данная схема представлена в графической части работы. Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 40

2.2 Разработка расчетной схемы и выполнения гидравлического расчета Поверочный гидравлический расчет необходим для определения потерь давления (напора) по всей сети и на отдельных ее участках при расчетных тепловых нагрузках [27]. Выполним гидравлический расчет на следующие условия: - расчетная- максимальная тепловая нагрузка потребителей на цели ГВС (с применением коэффициента неравномерности 2,4 к приведенным в таблице 1.5 значениям средненедельной нагрузки); - циркуляция теплоносителя осуществляется в объеме при средненедельной тепловой нагрузке. Ниже приведенный пример расчета, выполнен для вводного участка сети ГВС общежития №13 (ТК9 - общежития №13). Производится расчет действительного удельного линейного падения давления R л по формуле: Rл  ARв G2 , (d ' ) 5, 25 (2.1) где ARв – постоянный коэффициент, зависящий от шероховатости трубопровода, при kэ  0,0005 м ARв  13,64 10 6 . Для подающего трубопровода Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 41

Для обратного трубопровода При фактическом диаметре трубопроводов d ' уточняется величина коэффициентов местных потерь  и определяется эквивалентная длина местных сопротивлений: lэ  Al    (d ' )1, 25 , (2.2) где Al – постоянный коэффициент, зависящий от шероховатости трубопровода, при kэ  0,0005 м Al  60,5 м-0,25;  – сумма коэффициентов местных сопротивлений. Для подающего трубопровода Для обратного трубопровода Падения давления и напора в подающих и обратных линиях участка: pп  pо  Rл'  (l  lэ ) , H п  H о  p  , (2.3) (2.3) Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 42

где l – длина участка трубопровода, м;  – удельный вес воды. Для подающего трубопровода ( п ) п Для обратного трубопровода ( ) Результаты гидравлического расчета сети ГВС от ЦТП «МГУ» представлены в таблице 2.1. Согласно результатам расчета выполненным по выше приведенным условиям, получены следующие выводы: 1. Суммарный расход горячей воды по подающим трубопроводам при максимальной тепловой нагрузке 51,7 м3/ч; 2. Удельные линейные потери давления вводных участков (за отдельным исключением в обратном трубопроводе) находятся в предельной допустимой зоне до 300 Па/м; 3. Удельные линейные потери давления магистральных участков (за отдельным исключением) при условии одновременной максимальной нагрузки находятся выше предельного значения; Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 43

4. Суммарное падение напора при выше приведенных условиях наиболее загруженной магистрали (ЦТП – общежитие №13) по подающему трубопроводу 10,9 м, по обратному 30,598 м. Данные результаты расчета указывают о сложности обеспечения циркуляции горячей воды одномоментно от всех потребителей в расчетном режиме, что создает условия снижения качества горячего водоснабжения. Таблица 2.1 – Результаты гидравлического расчета сети системы ГВС от ЦТП «МГУ» № участка по расчетной схеме Наименование теплового узла (начало и конец участка) 1 2 1 ЦТП - ТК1 2 ТК1 – ТК2 3 ТК2 – ТК3 4 ТК3 – ТК4 5 ТК4 – ТК5 6 ТК5 – ТК6 7 ТК6 – ТУ4 8 ТУ4 – ТУ5 9 ТУ5 – ТК9 10 ТК9 – Общежитие №13 Действительное Потери удельное напора линейное в теппадение лосети, давления R, м, на Па/м, на участке участке Внутренний диаметр трубопровода, м Длина участ ка, м Расход теплоносителя на участк, м3/ч Эквивалентная длина местных сопротивлений, м, участка 3 0,125 4 5 5 43,133 6 4,50 7 107,9 8 0,107 0,07 5 17,972 2,18 393,2 0,296 0,08 37 28,157 2,57 478,8 1,984 0,05 0,08 0,05 0,08 0,05 0,08 0,05 0,08 0,05 0,07 0,028 0,05 0,028 0,05 0,028 0,05 37 50 50 75 75 27 27 46 46 59 59 45 45 53 53 26 11,732 25,133 10,472 25,133 10,472 25,133 10,472 14,957 6,232 6,773 2,822 4,037 1,682 3,509 1,462 3,509 1,43 2,57 1,43 2,57 1,43 2,57 1,43 2,57 1,43 2,18 0,69 1,43 0,69 2,86 1,39 2,86 980,3 381,5 781,0 381,5 781,0 381,5 781,0 135,1 276,6 55,8 1190,5 116,1 422,9 87,7 319,5 87,7 3,945 2,100 4,206 3,099 6,251 1,181 2,325 0,687 1,374 0,358 7,442 0,564 2,024 0,513 1,820 0,265 0,028 26 1,462 1,39 319,5 0,916 Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 44

11 ТК1 – ТК10 12 ТК10 – ТУ1 0,08 0,05 0,08 0,05 42 42 25 25 14,976 6,240 9,456 3,940 7,72 4,29 5,15 2,86 135,4 277,3 54,0 110,6 0,705 1,344 0,170 0,323 Продолжение таблицы 2.1 1 2 3 0,07 0,05 0,05 0,028 4 36 36 16 16 5 9,264 3,860 8,304 3,460 6 2,18 1,43 1,43 0,69 7 104,5 106,1 491,1 1789,7 8 0,418 0,416 0,896 3,128 13 ТУ1 – ТУ2 14 ТУ2 – ТУ3 15 ТУ3 – Учебный корпус №24 0,028 43 1,392 1,39 289,7 1,346 16 ТУ3 – Учебный корпус №25 0,05 18 6,912 2,86 340,3 0,743 17 ТУ2 – Учебный корпус №28 0,04 67 0,960 2,16 21,2 0,153 18 ТУ1 – Учебный корпус №29 0,028 30 0,192 1,39 5,5 0,018 20 ТК10 – Актовый зал 21 ЦТП - Учебный корпус №2 22 ТК2 - т.1 - АБК 0,05 0,028 0,05 0,028 0,05 0,028 60 60 60 60 115 115 5,520 2,300 8,544 3,560 2,256 0,940 2,86 1,39 2,86 1,39 5,72 2,77 217,0 790,8 519,9 1894,7 36,2 132,1 1,428 5,083 3,422 12,179 0,458 1,629 23 т.1 – Учебный корпус №10 0,05 20 0,768 2,86 4,2 0,010 24 ТК5 – Комбинат питания 0,07 6 10,176 4,36 126,1 0,137 0,028 6 4,240 1,39 2687,6 2,079 25 ТК6 - Бассейн 0,05 11 4,704 2,86 157,6 0,229 0,028 11 1,960 1,39 574,3 0,745 26 ТК6 – ТК7 0,05 12 3,480 1,43 86,3 0,121 0,028 12 1,450 0,69 314,3 0,418 ТК7 – ТК8 0,05 70 3,480 2,86 86,3 0,658 27 0,028 70 1,450 1,39 314,3 2,349 ТК8 – Общежитие №14 0,05 7 3,480 2,86 86,3 0,089 28 0,028 7 1,450 1,39 314,3 0,276 Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 45

29 ТУ4 – Учебный корпус №16 30 ТУ5 - ДАС 0,028 30 2,736 1,39 1119,1 3,678 0,05 38 0,528 2,86 2,0 0,008 0,028 38 0,220 1,39 7,2 0,030 2.3 Разработка рациональных режимов работы системы централизованного ГВС от ЦТП «МГУ» Эффективность системы централизованного горячего водоснабжения как было отмечено в п. 1.4 оценивается следующими показателями: удельный расход электрической энергии на транспорт тепловой энергии; потери тепловой энергии в сети ГВС при ее транспортировке; потери теплоносителя в системе ГВС. На основе выполненных отдельных эксплуатационных и наладочных расчетов и расчетной оценкой влияния факторов рекомендованы следующие режимы работы системы ГВС от ЦТП «МГУ». Рациональные режимы работы системы ГВС оценивается критериями рациональности обеспечивающие выполнением следующих условий эксплуатации: минимум расхода теплоносителя по подающему трубопроводу сети ГВС; минимум расхода горячей воды по обратному трубопроводу. Данные условия выполнимы при реализации следующих мероприятий: организации безинерционной системы регулирования (поддержания) температуры горячей воды отпущенная в сеть ГВС; разработка и наладка гидравлического режима циркуляции горячей воды в обратном трубопроводе сети ГВС; разработка и наладка режима регулирования повысительного и циркуляционного насосов системы ГВС от ЦТП «МГУ». В совокупности реализованные мероприятия должны обеспечить расчетные параметры теплоносителя (горячей воды) в опорных точках системы ГВС от ЦТП «МГУ». Значения данных параметров с учетом факторов не поддаюЛист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 46

щих управлению (коэффициент неравномерности потребления горячей воды) в данной работе определяются расчетным способом. Результаты расчета параметров рациональных режимов приведено в таблице 2.2. Таблица 2.2 – Параметры горячей воды рациональных режимов работы системы ГВС от ЦТП «МГУ» № п/п 1 2 ,3 Наименование показателя Температура горячей воды на выходе из теплообменного оборудования Давление горячей воды на выходе из теплообменного оборудования Давление горячей воды на входе циркуляционного насоса Единица измерения Значение °С 75 м 45 м 25 Примечание Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 47

3 Конструктивная часть 3.1 Разработка гидравлического режима сети ГВС от ЦТП «МГУ» Задачей разработки гидравлического режима сети ГВС заключается: в определение характеристик средств регулирования установленных для балансировки и обеспечения расчетных расходов теплоносителя в сети ГВС согласно гидравлического расчета; в определение характеристик циркуляционных и повысительных насосных станций и способов их регулирования [28]. Обеспечение расчетного давления горячей воды, отпущенного в сеть, осуществляется регулированием изменением частоты вращения повысительного насоса. При этом прирост частоты вращения крыльчатки насоса и давления на выходе рассчитывается фактического падения давления на теплообменном аппарате с учетом уровня снижения давления горячей воды отпущенного в сеть ГВС. Незначительный рост потребления горячей воды на те или иные цели у того или иного потребителя приводит к перераспределению и срыву расчетного расхода циркулирующего теплоносителя по участкам. В связи с этим и необходимо с нарастающей динамикой регулирование повысительного насоса. Это позволит с большой долей вероятности поддерживать давление в подающем трубопроводе на абонентском вводе. Регулирование расчетного, в данном разработанном гидравлическом режиме расходе горячей воды по линии циркуляции осуществляется установкой дросселирующих шайб или статических балансировочный клапан. На основании выше приведенных условий и рекомендаций, а также с применением выражений п. 2.2. выполнена разработка гидравлического режима с предварительным уточнением падения давления в обратном трубопроводе при скорректированных расходах. Результаты представлены в таблице 3.1 Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 48

Таблица 3.1 – Результаты разработанного гидравлического режима сети ГВС от ЦТП «МГУ» № участка по расчетной схеме Наименование теплового узла (начало и конец участка) 1 2 1 ЦТП - ТК1 2 ТК1 – ТК2 3 ТК2 – ТК3 4 ТК3 – ТК4 5 ТК4 – ТК5 6 ТК5 – ТК6 7 ТК6 – ТУ4 8 ТУ4 – ТУ5 9 ТУ5 – ТК9 10 11 ТК9 – Общежитие №13 ТК1 – ТК10 12 ТК10 – ТУ1 13 ТУ1 – ТУ2 14 ТУ2 – ТУ3 Внутренний диа- Длина метр тру- участ бопровода, ка, м м Расход теплоносителя на участке, м3/ч Действительное удельное линейное падение давления R, Па/м, на участке Потери напора в теплосети, м, на участке Напор в трубопроводе на начало участка, м 3 0,125 4 5 5 43,133 6 107,9 7 0,107 8 45,000 0,07 5 9,386 107,3 0,081 24,679 0,08 37 28,157 478,8 1,984 44,893 0,05 0,08 0,05 0,08 0,05 0,08 0,05 0,08 0,05 0,07 0,028 0,05 0,028 0,05 0,028 0,05 37 50 50 75 75 27 27 46 46 59 59 45 45 53 53 26 6,026 25,133 5,236 25,133 5,236 25,133 5,236 14,957 3,116 6,773 1,411 4,037 0,841 3,509 0,731 3,509 258,6 381,5 195,3 381,5 195,3 381,5 195,3 135,1 69,2 55,8 297,6 116,1 105,7 87,7 79,9 87,7 1,041 2,100 1,052 3,099 1,563 1,181 0,581 0,687 0,343 0,358 1,860 0,564 0,506 0,513 0,455 0,265 24,759 42,909 25,800 40,809 26,852 37,710 28,414 36,528 28,996 35,841 29,339 35,484 31,199 34,919 31,705 34,654 0,028 26 0,731 79,9 0,229 32,160 0,08 0,05 0,08 0,05 0,07 0,05 0,05 0,028 42 42 25 25 36 36 16 16 14,976 3,360 9,456 2,210 9,264 2,130 8,304 1,730 135,4 80,4 54,0 34,8 104,5 32,3 491,1 447,4 0,705 0,390 0,170 0,101 0,418 0,127 0,896 0,782 44,893 25,068 44,187 25,170 43,770 25,296 43,352 26,079 Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 49

Продолжение табл. 3.1 1 15 16 17 18 20 21 22 23 24 2 ТУ3 – Учебный корпус №24 ТУ3 – Учебный корпус №25 ТУ2 – Учебный корпус №28 ТУ1 – Учебный корпус №29 ТК10 – Актовый зал ЦТП Учебный корпус №2 ТК2 - т.1 АБК т.1 – Учебный корпус №10 ТК5 – Комбинат питания 25 ТК6 - Бассейн 26 ТК6 – ТК7 27 ТК7 – ТК8 28 29 30 ТК8 – Общежитие №14 ТУ4 – Учебный корпус №16 3 4 5 6 7 8 0,028 43 1,392 289,7 1,346 42,006 0,05 18 6,912 340,3 0,743 42,456 0,04 67 0,960 21,2 0,153 42,873 0,028 30 0,192 5,5 0,018 44,017 0,05 0,028 0,05 60 60 60 5,520 1,150 8,544 217,0 197,7 519,9 1,428 1,271 3,422 44,187 0,028 60 1,780 473,7 3,045 27,723 0,05 0,028 115 115 2,256 0,470 36,2 33,0 0,458 0,407 42,909 0,05 20 0,768 4,2 0,010 42,909 0,07 6 10,176 126,1 0,137 36,528 0,028 6 2,120 671,9 0,520 35,439 0,05 11 4,704 157,6 0,229 35,841 0,028 11 0,980 143,6 0,186 29,525 0,05 12 3,480 86,3 0,121 35,841 0,028 12 0,725 78,6 0,104 29,443 0,05 70 3,480 86,3 0,658 35,720 0,028 70 0,725 78,6 0,587 30,031 0,05 7 3,480 86,3 0,089 35,062 0,028 7 0,725 78,6 0,069 30,100 0,028 30 2,736 1119,1 3,678 35,484 0,05 38 0,528 2,0 0,008 34,919 0,028 38 0,110 1,8 0,007 31,207 ТУ5 - ДАС 44,893 Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 50

3.2 Обзор и анализ технических средств управления рациональных режимов Техническими средствами управления рациональных режимов, обеспечивающих выше приведенные условия параметры горячей воды в сети системы ГВС, являются регуляторы расхода (РР) и давления (РД) прямого действия. Регуляторы расхода и давления прямого действия с нормально открытым (НО) или нормально закрытым (НЗ) регулирующим клапаном предназначены для регулирования давления, расхода (перепада давления) жидких и газообразных сред, неагрессивных к материалам деталей регулятора, из которых он изготовлен (чугун СЧ18 ГОСТ 1412). Технические характеристики (диаметр условного прохода, пределы регулирования, пропускная способность, номинальный ход клапана и масса) регулятора приведены в таблице 3.1. В соответствии с таблицей регуляторы расхода и давления в части пропускной способности производятся достаточно широкого ряда от 6,3 м3/ч до 80 м3/ч. Что дает возможность их применения практически по всех тепловых пунктах. К примеру в ЦТП «МГУ» с максимальной тепловой нагрузкой на цели ГВС 1,9 Гкал, расчетный расход греющего теплоносителя во второй ступени не более 30 м3/ч. В типовой схеме применения регулятора расхода и давления его принцип действия основан на уравновешивании силы упругой деформации пружины силой, создаваемой регулируемым давлением на мембране чувствительного элемента мембранного узла. В сборке регулятор давления с нормально открытым или нормально закрытым регулирующим клапаном импульс регулирования давления подается в верхнюю полость мембранного узла. В сборке регулятор расхода (перепада давления) импульсы регулируемого давления, соответствующей заданному расходу, подаются в обе полости мембранного узла, при этом условие равновесия усилий на мембране обеспечивается суммой усилий, разви- Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 51

ваемое разностью регулируемых давлений и силой упругой деформации пружины. При изменение величин импульсов регулирования, равновесные силы действующие на мембрану, приводит к изменению положения клапана. Данное изменение в типовых схемах использования обеспечивает восстановления регулируемой величины. В условиях применения в разработанной схеме без инерционного регулирования температуры отпущенного в сеть ГВС горячей воды за счет изменения величины импульсов (разности давлений в подающем и обратном трубопроводах сети ГВС) из за изменения потребления горячей воды, изменяется положения регулируемого клапана изменяя расход греющего теплоносителя. Таблица 3.2 – Технические характеристики регуляторов расхода и давления прямого действия. Диаметр условного прохода Ду, мм 25 32 40 50 80 100 Пределы регулирования, МПа (0,04-0,16); (0,10,4); (0,16-0,63); (0,4-1) Условная пропускная способность, м3/ч 6,3 10,0 16,0 25,0 60,0 80,0 Номинальный ход клапана, мм Масса, кг, не более 4,0+1,0 4,0+1,0 5,5+1,0 5,5+1,0 8,0+1,0 8,0+1,0 23,5 26 28,5 34,5 56 58 В качестве регулирующего оборудования в тепловых узлах потребителя может служить как дроссельная шайба, так и статический (ручной) балансировочный клапан VIR 9505 с соответствующей пропускной способностью [30]. Дополнительным оборудованием для реализации разработанных режимов является: оборудование для управления температурой теплоносителя отпущенного в сеть системы ГВС; оборудование в тепловых узлах потребителя (на обратном трубопроводе вводного участка сети системы ГВС); частотные привода с векторным управлением от внешних датчиков давления. Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 52

Для управления температурой теплоносителя (горячей воды) отпущенного в сеть системы ГВС предлагается применить регулятор расхода РР-НО-50 (0,4-1,0) выбранный на основе пропускной способности. Технические характеристики регулятора представлены в таблице 3.3. В качестве регулирующего оборудования в тепловых узлах потребителя может служить как дроссельная шайба, так и статический (ручной) балансировочный клапан VIR 9505 с соответствующей пропускной способностью. Таблица 3.3 – Технические характеристики регулятора расхода РР-НО-50 (0,41,0) № п/п 1 2 3 4 Показатель Номенклатура Диаметр номинальный, мм Давление номинальной, МПа Пропускная характеристика Условная пропускная способность, м3/ч Рабочий ход плунжера, мм 5 6 Значение Примечание РР-НО-50 (0,4-1,0) 50 0,63 Линейная равнопроцентная 2 шт. 25 32 Диаметры отверстий дроссельного элемента рассчитываются по формуле: √ , (3.1) где H – дросселируемый напор (м вод. ст.); G – расход тепло несущей жидкости (т/час). Результаты расчета дроссельных устройств на обратных трубопровода абонентских вводов сети ГВС представлен в таблице 3.4. Применение в качестве регулирующего оборудования в тепловых узлах потребителя статических балансировочный клапан с соответствующей про- Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 53

пускной способностью позволит более точной настройки гидравлического режима. Таблица 3.4 – Результаты расчета дроссельных устройств на обратных трубопроводах абонентских вводов сети ГВС Наименование потребителя) Расход теплоносителя на участке, м3/ч Напор до и после дроссельного элемента, м 3,509 0,731 8,304 1,730 5,520 1,150 8,544 1,780 2,256 0,470 34,389 10,176 36,392 2,120 14,7 4,704 35,439 35,613 0,980 29,525 6,3 3,480 34,973 0,725 30,100 0,528 34,911 0,110 31,207 Общежитие №13 Группа зданий (учебный корпус №24, 25, 29 Актовый зал Учебный корпус №2 АБК Комбинат питания Бассейн Общежитие №14 ДАС 32,389 43,352 26,079 42,759 26,441 41,470 27,723 42,450 26,486 Диаметры отверстий дроссельного элемента, мм 7,2 6,5 5,3 6,9 3,4 5,7 2,4 3.3 Расчет показателей эффективности предложенных режимов работы системы ГВС от ЦТП «МГУ» Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 54

Как описывалось в п. 1.4 показателями эффективности системы ГВС от ЦТП являются: удельный расход электрической энергии, кВт*ч/м3, на передачу горячей воды; абсолютные и относительные потери тепловой энергии и теплоносителя в сети ГВС. В соответствии с п.1.5 нормативный расход электрической энергии при транспортировке горячей воды в режиме максимального водозабора составляет 13,58 кВт*ч. При этом потребление горячей воды составляет 21,53 м3/ч. Удельный расход электрической энергии составляет 0,631 кВт*ч/м3. При реализации предлагаемых режимов мощности на приводах насосов определяемые в соответствии с выражениями п. 1.5 составят: Для повысительной насосной станции м; ; . Для циркуляционной насосной станции ; м; . В режиме максимального водозабора составляет 9,74 кВт*ч при потребление горячей воды 21,53 м3/ч. Удельный расход электрической энергии составит 0,452 кВт*ч/м3. Снижение составит 28,4 %. В связи с тем, что данные мероприятия не изменяют характеристик теплосети и объемы отпущенной тепловой энергии потери тепловой энергии в сети ГВС останутся без изменения. Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 55

ЗАКЛЮЧЕНИЕ В данной работе проведен анализ общих сведений о системе централизованного горячего водоснабжения от ЦТП «МГУ», обзор схем управления. Выполнен расчет нормативных потерь тепловой энергии при передаче горячей водя по сети ГВС. Определены факторы влияющие на показатели эффективности системы ГВС которыми являются: неравномерность (коэффициент неравномерности) потребления горячей воды; качество регулирования отпущенного в сеть ГВС «горячей воды» (отклонения от нормативной); качество управления производительностью повысительной и циркуляционной насосных станций (отпкланения). Предложен вариант тепловой схемы безинерционной системы управления температурой горячей воды. В основу управления положено использования регуляторов расхода прямого действия. Разработана расчетная схема и выполнен гидравлический расчет. Разработан рациональный режим и определены параметры горячей воды данного режима. Разработан гидравлический режим, обеспечивающий условия рационального режима работы системы ГВС: минимум расхода теплоносителя по подающему трубопроводу сети ГВС; минимум расхода горячей воды по обратному трубопроводу. Выполнен обзор и анализ технических средств управления рациональных режимов. Выполнена оценка показателей эффективности. При реализации предлагаемых мероприятий удельный расход электрической энергии снизится на 28,4 % с 0,631 кВт*ч/м3 до 0,452 кВт*ч/м3. Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 56

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 1 СНиП 23-01-99 «Строительная климатология». 2 Шарапов, В.И. О выборе метода регулирования тепловой нагрузки систем теплоснабжения / В.И. Шарапов, М.Е. Орлов, П.В. Ротов // Материалы Второй Российской научно-технической конференции «Энергосбережение в городском хозяйстве». – Ульяновск : УлГТУ, 2000. – С. 7275. 3 Методические указания по определению тепловых потерь в водяных тепловых сетях: РД34.09.225-97. – М: СПО ОРГРЭС, 2000 г. 4 Левцев А. П. Прогнозирование потерь в тепловых сетях / А. П. Левцев, Н. Д. Куликов, В. А. Агеев l/ Материалы научной конференции «ХХХ Огаревские чтения» (естественные и технические науки). — Саранск: Ковылк тип., 2001. - с. 319-321. 5 Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети: Учебник для вузов. – 7 – е изд. Издательство МЭИ, 2001. с. 472. 6 Рекомендации и пример расчет энергетической характеристики водяных тепловых сетей по показателю «тепловые потери»: РД 153-34.1-20.597-2001. – М.: СПО ОРГРЭС, 2001. 7 Левцев А.П., Ванин А.Г. Проектирование теплоснабжения предприятий. Издательство Мордовского университета. Саранск 2002.- С.65. 8 Шарапов, В.И. Технологии регулирования нагрузки систем теплоснабжения / В.И. Шарапов, П.В. Ротов. – Ульяновск : УлГТУ, 2003. – 160 с. 9 Рыженков В.А., Разговоров А.С., Фролов М.В., Кокорев В. М. Автоматизированная система управления технологическими процессами цен тральных тепловых пунктов на базе микропроцессорного прибора «ТРАНСФОРМЕР» // Межд . научно техническая конференция «Современные научно технические проблемы теплоэнергетики и пути их решения»: Тез. д окл. Саратов, 2004 . С. 151-154. 10 Рыженков В.А., Разговоров А.С., Фролов М.В., Кокорев В.М. Оценка Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 57

Динамических качеств автоматизированной системы управления технологическими процессами центральных тепловых пунктов на базе микропроцессорного прибора «ТРАНСФОРМЕР» // Новости теплоснабжения, 2004. №11 С. 44- 47. 11 Методика определения потребности в топливе, электрической энергии и воде при производстве и передаче тепловой энергии и теплоносителей в системах коммунального теплоснабжения», МДК 4-05.2004 Утверждена заместителем председателя Госстроя России от 12.08.2003 г. Москва, 2004. с.79. 12 Семенов В. Г. О государственной политике в области теплоснабжения / В. Г. Семенов, В. В. Ковальчук. // Новости теплоснабжения. 2006. № 4. 13 Кузник.И.В. Централизованное теплоснабжение. Проектируем эффективность. М. : б.н., 2007. 100 с. 14 Яковлев Б.В. Повышение эффективности систем теплофикации и теплоснабжения. М.: Новости теплоснабжения, 2008. 15 Бычкова Е.В., Сарач Б.М., Штин Е.Н. Опыт использования регулируемого электропривода в системе горячего водоснабжения // Вестник МЭИ. 2009. №1. с.183. 16 Наладка и эксплуатация водяных тепловых сетей: справочник / В.И. Манюк, Я.И. Каплинский, Э.Б. Хиж [и др.]. – 4-е изд. – Москва: ЛИБРОКОМ, 2009. 17 Применение средств автоматизации Danfoss в тепловых пунктах систем централизованного теплоснабжения зданий. - М.: ООО «Данфосс», 2009. 74 с. 18 Пат. 81790 Российская Федерация, МПК F24D 17/00. Циркуляционная система горячего водоснабжения. Полезная модель. / Ремезов А.Н., Сорокин А.В., Кочанов Ю.И., Крылов Ю.А., Ильинский Н.Ф., Бычкова Е.В., Штин Е.Н. №2008145235/22; заявка 18.11.2008, опубл. 27.03.2009, Бюл. №9. 19 Штин Е.Н. Теоретическое обоснование применения регулируемого электропривода циркуляционных насосов в системе горячего водоснабжения // Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 58

Электропривод и системы управления: Труды МЭИ. М.: Издательский дом МЭИ, 2009. 72 с. 20 Штин Е.Н., Ильинский Н.Ф. Оптимизация систем горячего водоснабжения зданий // Радиоэлектроника, электротехника и энергетика: Пятнадцатая Междунар. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов: Тез. докл. В 3-х т. Т. 2. М.: Издательский дом МЭИ, 2009. 480 с. 21 Федеральный закон № 261-ФЗ. «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности». РФ. // Собрание законодательства. М., 2009. 22 Клименко, А.В. Энергосбережение в теплоэнергетике и теплотехнологиях. М. : б.н., 2010. 424 с. 23 Пат. 2380619 Российская Федерация, МПК F24D 17/00. Способ снижения расхода тепловой и электрической энергии в циркуляционной системе горячего водоснабжения / Ремезов А.Н., Сорокин А.В., Кочанов Ю.И., Крылов Ю.А., Ильинский Н.Ф., Бычкова Е.В., Штин Е.Н. - №2008145234/03; заявка 18,11.2008, опубл. 27.01.2010, Бюл. №3. 24 Перспективы развития теплоэнергетики в России. Экспертная оценка / М., НП «Российское теплоснабжение». М., 2010. : www.rosteplo.ru. 25 Куличихин В.В., Парыгин А.Г., Волкова Т.А. Повышение эффективности централизованного теплоснабжения за счет использования избыточного магистрального давления // «Новое в российской электроэнергетике», № 12, 2011, с. 5-10. 26 Пуговкин Е.Г., Волкова Т.А., Хованов Г.П. Повышение надежности и эффективности систем тепло- и водоснабжения на основе использования избыточного магистрального давления. Федоровские чтения – 2011. XLI Всероссийская научно- 20 практическая конференция с элементами научной школы для молодежи. Москва 9-11.11. 2011, с. 70-71. 27 Левцев А.П., Кручинкина О.А., Ениватов А.В. Экспресс-оценка эффективности функционирования систем централизованного теплоснабжения. Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 59

Вестник НИИ гуманитарных наук при Правительстве Республике Мордовия. 2015.№1 (33). С.79-88. 28 Ениватов А.В. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕПЛОВОГО И ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РЕЖИМОВ СЦТ ОТ ТЭЦ-2 Г. САРАНСК / Ениватов А.В., Кочетов В.Ю. – Саранск., 2018. – с. 29 Ениватов А. В. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ИЗБЫТОЧНОГО ДАВЛЕНИЯ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ В СЦТ ОТ ТЭЦ-2 Г. САРАНСК / Ениватов А. В., Учватов А. В. – Саранск., 2018. – с. 30 Rotov, P.V. About the concept of better regulation of the load domestic heat supply systems / P.V. Rotov, M.E. Orlov, V.I. Sharapov // Transaction of Academenergo.  2012.  №2.  Р. 7687. Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 11 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 60

5 @ 2 . ? @ 8 < 5 = . -02069964-13.03.01-11-20 T1 T2 ! ? @ 0 2 . ! 2 3 1 4 5 @ 5 G 5 = L M ; 5 < 5 = B > 2 A E 5 < K = 2 . !? > 4 ; . > 4 ? . 8 4 0 B 0 7 0 < . 8 = 2 . ! = 2 . !4 C 1 ; . > 4 ? . 8 4 0 B 0 5 6 % 7 8 !T1 T2 > 7 . 0 8 < 5 = > 2 0 = 8 5 1 ( 0 @ > 2 K 9 : @ 0 = 2 ; 0 ? 0 = @ 5 3 C ; 8 @ C N I 8 9 25A 497 A M ; 5 : B @ > ? @ 8 2 > 4 > < D ; 0 = F 5 2 K 9 3 5 3 C ; O B > @ @ 0 A E > 4 0 ? @ O < > 3 > 4 5 9 A B 2 8 O - -50(0,4-1,0) 4 " 5 ? ; > > 1 < 5 = = 8 : 8 4 0 = ! 4716/2-70 " " 50 5 0 A E > 4 > < 5 @ 3 > @ O G 5 9 2 > 4 K 7! -540 6 > 2 K A 8 B 5 ; L = K 9 = 0 A > A -100-80-160 7 > 4 > < 5 @ 8 & 8 @ : C ; O F 8 > = = K 9 = 0 A > A 40-32-180/2-5 > ; . 26 @ 8 < 5 G 0 = 8 5 2 2 2 2 2 1 2 -02069964-13.03.01-11-20 8 B . 0 A A 0 0 A H B 0 1 ! > 2 5 @ H 5 = A 2 > 2 0 = 8 5 A 8 A B 5 < K C ? @ 0 2 ; 5 = 8 O 7 < . 8 A B !4 > : C < . > 4 ? . 0 B 0@ 5 6 8 < 0 < 8 @ 0 1 > B K F 5 = B @ 0 ; 8 7 > 2 0 = = > 3 > 05.06.20 0 7 @ 0 1 . 5 2 O B : 8 = . 3 > @ O G 5 3 > 2 > 4 > A = 0 1 6 5 = 8 O & " $ # 12.06.20 @ > 2 . = 8 2 0 B > 2 . " # 8 < . . . 3 0 @ 5 2 0 " " .: > = B @ . 8 A B 8 A B > 2 1 " 5 ? ; > 2 0 O A E 5 < 0 A 1 5 7 8 = 5 F 8 > = = > 9 , : 0 D . " ! , 08. 0 6. 2 0 A 8 A B 5 < > 9 C ? @ 0 2 ; 5 = 8 O .: > = B @ . C 7 = 5 F > 2 . . , 4053 @ , 4 /> 17.06.20 B 5 < ? 5 @ 0 B C @ > 9 3 > @ O G 5 9 2 > 4 K # B 2 . 5 2 F 5 2 . . > ? 8 @ > 2 0 ; $ @ > < 0 B A3

5 @ 2 . ? @ 8 < 5 = . -02069964-13.03.01-11-20 # . ! 25 18 Ç57 . ! 24 43 Ç32 16 " C 3 " C 1 Ç32 36 30 Ç32 60 67 60 & " " # " # G 5 1 = K 9 : > @ ? C A ! 2 Ç89/57 " : 10 Ç42 ! ? @ 0 2 . ! Ç89/57 Ç57 42 Ç76 " C 2 Ç89/57 . ! 28 37 " : 1 : B > 2 K 9 7 0 ; " : 3 " : 2 50 Ç57 37 70 1 I 5 6 8 B 8 5 ! 14 Ç57/32 Ç57/32 115 50 12 " : 7 46 11 6 59 Ç76/32 > < 1 8 = 0 B? 8 B 0 = 8 O ! ? > @ B : > < ? ; 5 : A 53 " : 9 Ç89/32 . ! 10 Ç89/32 " : 6 26 27 " : 4 Ç76/32 50 " : 5 # G 5 1 = K 9 : > @ ? C A ! 1 " : 8 0 A A 5 9 = 1 I 5 6 8 B 8 5 ! 13 = 2 . !? > 4 ; . > 4 ? . 8 4 0 B 0 7 0 < . 8 = 2 . ! = 2 . !4 C 1 ; . > 4 ? . 8 4 0 B 0 7 42 Ç89/32 " C 5 38 Ç57/32 45 " C 4 30 Ç32 # G 5 1 = K 9 : > @ ? C A ! 16 -02069964-13.03.01-11-20 8 B . 0 A A 0 0 A H B 0 1 ! > 2 5 @ H 5 = A 2 > 2 0 = 8 5 A 8 A B 5 < K C ? @ 0 2 ; 5 = 8 O 7 < . 8 A B !4 > : C < . > 4 ? . 0 B 0@ 5 6 8 < 0 < 8 @ 0 1 > B K F 5 = B @ 0 ; 8 7 > 2 0 = = > 3 > 05.06.20 0 7 @ 0 1 . 5 2 O B : 8 = . . 1:1 3 > @ O G 5 3 > 2 > 4 > A = 0 1 6 5 = 8 O & " $ # C 12.06.20 @ > 2 . = 8 2 0 B > 2 . . " # 8 < . . . 3 0 @ 5 2 0 " " .: > = B @ . 8 A B 8 A B > 2 1 ; 0 = C G 5 1 = > 3 > : 2 0 @ B 0 ; 0 , : 0 D . " C, 08.06.20 .: > = B @ . C 7 = 5 F > 2 . . A A 5 B O < 8 ! > B & " " # " , 4053 @ , 4 /> 17.06.20 # B 2 . 5 2 F 5 2 . . > ? 8 @ > 2 0 ; $ @ > < 0 B A3

5 @ 2 . ? @ 8 < 5 = . -02069964-13.03.01-11-20 23 57 42 10 . ! 2 ! A C ? @ > : 9 K = 1 5 G # 27 > < 1 8 = 0 B? 8 B 0 = 8 O 32 60 24 22 57/32 14 ! 5 8 B 8 6 5 I 1 70 29 32 79/32 57/32 30 6 115 2 3 4 89/57 89/32 89/32 37 50 7 32 7 76/32 59 37 # G 5 1 = K 9 : > @ ? C A ! 16 ! ? @ 0 2 . ! 21 28 11 " : 1 " : 2 " : 4 " : 3 89/57 89/57 42 25 89/32 00 42 89/57 60 ; 0 7 9 K 2 > B : 14 00 15 00 16 " C 1 32 43 # . ! 25 " C 3 " : 10 45 1 I 5 6 8 B 8 5 ! 13 57 6 67 12 . ! 28 = 2 . !? > 4 ; . > 4 ? . 8 4 0 B 0 7 0 < . 8 = 2 . ! = 2 . !4 C 1 ; . > 4 ? . 8 4 0 B 0 20 57/42 5 1 26 46 11 17 12 89/32 00 27 00 " : 6 " : 5 0 A A 5 9 = . ! 24 89/32 8 53 " : 9 32 9 89/32 26 38 30 10 " C 2 32 76 30 36 57 18 18 13 16 # A ; > 2 = K 5 > 1 > 7 = 0 G 5 = 8 O 4 8 0 < 5 B @ 4 ; 8 = 0 5 -02069964-13.03.01-11-20 8 B . 0 A A 0 0 A H B 0 1 ! > 2 5 @ H 5 = A 2 > 2 0 = 8 5 A 8 A B 5 < K C ? @ 0 2 ; 5 = 8 O 7 < . 8 A B !4 > : C < . > 4 ? . 0 B 0@ 5 6 8 < 0 < 8 @ 0 1 > B K F 5 = B @ 0 ; 8 7 > 2 0 = = > 3 > 05.06.20 0 7 @ 0 1 . 5 2 O B : 8 = . . 1:1 3 > @ O G 5 3 > 2 > 4 > A = 0 1 6 5 = 8 O & " $ # C 12.06.20 @ > 2 . = 8 2 0 B > 2 . . " # 8 < . . . 3 0 @ 5 2 0 " " .: > = B @ . 8 A B 8 A B > 2 1 , : 0 D . " C, 08.06.20 .: > = B @ . C 7 = 5 F > 2 . . 0 A G 5 B = 0 O A E 5 < 0 , 4053 @ , 4 /> 17.06.20 # B 2 . 5 2 F 5 2 . . > ? 8 @ > 2 0 ; $ @ > < 0 B A3

Рецензии:

Авторизуйтесь, чтобы добавить рецензию

- у работы пока нет рецензий -

Отзывы:

Авторизуйтесь, чтобы оставить отзыв