Проектирование и расчёт систем газоснабжения. 
Система технологического пароснабжения

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ УЧРЕЖДЕНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ ГОМЕЛЬСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМЕНИ П. О. СУХОГО Факультет «Энергетический»

Кафедра «Промышленная теплоэнергетика и экология»

РАСЧЕТНО-ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА к курсовому проекту по дисциплинам «Теплоэнергетические системы промышленных предприятий»

на тему: «Проектирование и расчёт систем газоснабжения. Система технологического пароснабжения»

Исполнитель: студент гр. ТЭ-52

Карпович А.С.

Руководитель:

преподаватель Смирнов Н.А.

Гомель 2013

Содержание Введение

1. Проектирование и расчёт систем газоснабжения

1.1 Определение общего расхода газа, распределение годового расхода газа по месяцам, определение месячных и часовых максимальных и минимальных расходов газа

1.2 Заложение и устройство наружных и внутренних газопроводов

1.3 Гидравлический расчет газопроводов

1.4 Подбор оборудования ГРП

1.5 Подбор байпасной линии

1.6 Выбор запорной арматуры и труб для обвязки ГРП

1.7 Расчёт отопления и вентиляции

1.8 Средства пожаротушения и защита газопроводов

2. Система технологического пароснабжения

3. Расчёт паровых сетей

4. Конденсатное хозяйство. Расчёт и выбор конденсатоотводчиков

5. Системы горячего водоснабжения промышленных предприятий Заключение Список литературы газопровод водоснабжение конденсатоотводчик промышленный Введение Данный комплексный курсовой проект состоит из двух частей: расчет системы газоснабжения и расчет системы технологического пароснабжения .

Задачей данного курсового проекта является:

1. Расчет системы газоснабжения потребителей в ходе, которого требуется выполнить необходимые расчеты расходов газа потребителями, гидравлические расчеты всех участков газопровода с подбором соответствующих фильтров, ПЗК, ПСК, регуляторов давления, системы отопления, вентиляции и средств пожаротушения, а также описание основ проектирования системы газоснабжения и зданий ГРП.

2. Расчёт системы пароснабжения в ходе, которого требуется осуществить гидравлический расчёт сети и определяем конденсатоотводчики.

1. Проектирование и расчёт систем газоснабжения Назначение и устройство ГРП Снижение давления газа, поступающего из распределительного газопровода, и поддержание давления на определённом уровне, а также полное автоматическое отключение газа в необходимых случаях производится в ГРП и ГРУ. В зависимости от давления газа на входном газопроводе ГРП бывают высокого и среднего давления. ГРП размещают: в отдельно стоящих зданиях; в пристройках к производственным зданиям; в помещениях, встроенных в одноэтажные производственные здания; в шкафах, устанавливаемых на несгораемой стене снаружи газифицируемого здания или на отдельно стоящих несгораемых опорах; на покрытиях газифицируемых производственных зданий; на открытых площадках, если позволяют климатические условия. Оборудование и устройство ГРП включает в себя: — фильтр — для очистки газа от механических примесей (пыли, окалины, грязи);

— предохранительный запорный клапан — для полного автоматического отключения подачи газа при повышении давления газа за регулятором давления сверх заданных пределов;

— регулятор давления — для обеспечения автоматического снижения давления газа и поддержания его значения на заданном уровне независимо от изменения расхода газа на оборудование и колебаний давления на входном газопроводе;

— предохранительное сбросное устройство — для сброса некоторого количества газа в атмосферу при возможных кратковременных повышениях его давления за регулятором, чтобы избежать отключения газа на объектах предохранительным запорным клапаном;

— обводной газопровод (байпас) с двумя последовательно расположенными запорными устройствами — для подачи по нему газа во время ревизии или ремонта оборудования;

— сбросные и продувочные трубопроводы — для сброса газа в атмосферу от предохранительно-сбросных устройств и продувки газопроводов и оборудования, т. е. для освобождения их в необходимых случаях от воздуха или газа;

— средства измерений — манометры (показывающие и самопишущие) для измерения давления газа перед регулятором и за ним; температуры (показывающие и самопишущие) для измерения температуры газа;

— импульсные трубки — для соединения отдельных элементов оборудования между собой и с контролируемом точками газопроводов, а также для присоединения средств измерений к газопроводом в контролируемых точках. ГРУ могут быть двухступенчатым, если разность между входным и выходным давлением превышает 0,6 МПа. В этом случае устанавливают последовательно два регулятора, а фильтр ставят только перед первым по ходу газа регулятором. На объектах с резкими колебаниями (сезонными и суточными) потребления газа предусматривают две линии регулирования. Условный диаметр продувочного трубопровода должен быть не мене 20 мм, а сбросного — равен условному диаметру патрубка ПСУ, но не более 20 мм. В схемах ГРП, как правило, предусматривает узел учёта расхода газа с газовыми счетчиками или ссужающим устройством (диафрагмой) и дифманометром-расходомером.

1.1 Определение общего расхода газа, распределение годового расхода газа по месяцам, определение месячных и часовых максимальных и минимальных расходов газа.

Годовой расход природного газа объектом газоснабжения:

где:

— годовой расход газа промышленным потребителем;

— годовой расход газа коммунально-бытовыми потребителями;

— годовой расход газа на отопление.

Годовой расход газа на производственные нужды вычисляется в табличной форме (Таблица 1.).

При заполнении таблицы 1. учитываем:

1) Режим работы производственных цехов: трёхсменный;

2) При расчётах использовать календарь текущего года: 2008 год, при 5- дневной рабочей неделе количество рабочих дней составляет 254.

3) Летний расход природного газа (с мая по август):

Распределение по месяцам годовых расходов газа на отопление и коммунально-бытовые нужды вычисляется в табличной форме (Таблица 2).

Распределение производственного газопотребления осуществляется в табличной форме (Таблица 3).

На основании полученных результатов строим график годового газопотребления объектами газоснабжения.

Определение максимально-часовых расходов природного газа объектами газоснабжения

— для отопления:

где — максимальный (январский) расход газа на отопление (по таблице 3);

— температура внутри отапливаемого помещения;

— максимально-расчётная температура наружного воздуха наиболее холодного месяца (для г. Гомеля);

— число календарных дней января;

— средняя температура наружного воздуха в январе (для г. Гомеля).

— для коммунально-бытовых нужд:

где — максимальный (декабрьский) расход газа на коммунально-бытовые нужды (по таблице 3);

— коэффициент, устанавливающий долю максимально суточного расхода газа на коммунально-бытовые нужды в пределах недели;

— коэффициент, устанавливающий долю максимально часового расхода природного газа на коммунально-бытовые нужды в пределах суток декабря;

— число календарных дней декабря.

Определение минимально-часовых расходов природного газа объектами газоснабжения

— для отопления:

— для коммунально-бытовых нужд:

где — минимальный (августовский) расход газа на коммунально-бытовые нужды (по таблице 3);

— коэффициент минимального суточного расхода газа на коммунально-бытовые нужды в пределах недели;

— коэффициент минимального часового расхода газа на коммунально-бытовые нужды в пределах суток августа (ночные часы);

— число календарных дней августа.

Полученные данные максимально-часового и минимально-часового расходов заносим в Таблицу 4.

Таблица 4. Годовой, месячный и часовой расходы природного газа

1.2 Заложение и устройство наружных и внутренних газопроводов Исходя из заданных объектов потребителей газа необходимо спроектировать систему газоснабжения с указанием расчётных длин участков и расположения отводов, задвижек и конденсатоотводчиков.

Газопроводы, входящие в систему газоснабжения, классифицируются по следующим признакам:

— месторасположение относительно планировки населённого пункта — уличные, внутриквартальные, дворовые, межцеховые, внутренние (расположенные внутри зданий и помещений); месторасположение относительно поверхности земли;

— назначение в системе газоснабжения — распределительные, вводы, вводные, продувочные, сбросные, импульсные;

— давление газа, МПа — высокого I категории (свыше 6 до 12), высокого II категории (свыше 0.3 до 0.6), среднего (0.005 до 0.3), низкого (до 0.005).

Распределительные газопроводы — наружные газопроводы, обеспечивающие подачу газа от источника газоснабжения до газопроводов, а также газопроводы высокого давления, предназначенные для подачи газа к одному объекту (ГРП, промышленные предприятия, котельные и т. п.).

Вводные газопроводы — участки отключающего устройства на вводе до внутреннего газопровода, включая газопровод, проложенный в футляре через стену.

Внутренние газопроводы — участки от газопровода-ввода (при установке отключающего устройства внутри здания) или от вводного газопровода до места подключения газоиспользующей установки.

Наружные газопроводы Глубина заложения газопровода должна быть не менее 0.8 м до верха газопровода или футляра. В местах, где движение транспорта отсутствует, допускается уменьшение глубины заложении до 0.6 м.

Газопроводы, транспортирующие неосушенный газ, прокладывают ниже зоны сезонного промерзания с уклоном к конденсатосборникам не менее 0.002.Конденсатосборники и гидрозатворы устанавливают ниже зоны промерзания грунта.

В конце каждого межцехового газопровода предусматривают продувочный трубопровод с краном для его отключения и штуцером с краном для отбора проб. При небольшой протяженности и малом диаметре газопровода предусматривают только штуцер с краном или осуществляют продувку через продувочный трубопровод внутренних газопроводов.

На надземных газопроводах устанавливают запорные устройства и изолирующие фланцевые соединения. Газопроводы, транспортирующие неосушенный газ, прокладывают с уклоном не менее 0.03 с установкой в нижних точках устройств для удаления конденсата (дренажные штуцеры). Для таких газопроводов предусматривают тепловую изоляцию.

Внутренние газопроводы Ввод газопровода в котельную предусматривает непосредственно в котельный зал или в смежное с ним помещение при условии соединения этих помещений открытым дверным проемом.

Прокладка газопровода низкого и среднего давления через производственные помещения, не связанные с использованием газа, допускается при отсутствии на транзитных участках арматуры и обеспечения круглосуточного доступа в это помещение персонала.

1.3 Гидравлический расчет газопроводов Рис. 2. Схема заводского дворового газопровода Гидравлический расчёт газопроводов включает в себя:

— гидравлический расчёт участок газопровода среднего давления до ГРП;

— гидравлический расчёт участков газопроводов низкого давления после ГРП.

При этом диаметры трубопроводов принимаются в начале расчёта ориентировочно, исходя из уравнения неразрывности:

где : — расход газа, ;

— площадь поперечного сечения трубопровода, :

;

— скорость газа в трубопроводе, .

Тогда:

.

Для трубопроводов:

— низкого давления: [1];

— среднего и высокого давления:.

Для каждого участка газопровода расчёт выполняется по трём вариантам — на одну ступень выше и на одну ступень ниже ориентировочно принятого по уравнению неразрывности потока.

Расчет газопроводов низкого давления

Часовые расходы на расчетных участках принимаются по заданию для производственных потребителей:

Q_I=B_У=1150 нм³/ч;

Q_II=Q_I-B₁=990 нм³/ч;

Q_III=Q_II-B₂=860 нм³/ч;

Q_IV=Q_III-B₃=710 нм³/ч;

Q_V=B₅=630 нм³/ч;

Для газопроводов низкого давления принимаем .

Определяем ориентировочное значение диаметров для каждого участка газопровода:

Участок I :

Принимаем :

При данных ориентировочных значениях диаметров определяем скорость газа:

Гидравлический расчет газопровода низкого давления сводим в таблицу участков 5.

Сумма потерь давления на участках газопровода низкого давления должна быть:

.

На основании выполненных расчетов для участков газопровода принимаем диаметры с минимальными потерями давления и скоростями, близко лежащими и лежащими в приведённых выше интервалах.

Участок I :

Участок II :

Участок III :

Участок IV :

Участок V :

Так как условия равенства суммарных потерь давления в газопроводе соблюдаются, гидравлический расчет считается завершенным.

Расчет газопроводов среднего давления Расход природного газа на участке газопровода до ГРП выбираем по данным таблицы 4.

Для газопроводов среднего давления принимаем .

Определяем ориентировочное значение диаметров для каждого участка газопровода:

Принимаем:

При данных ориентировочных значениях диаметров определяем скорость газа.

Расчет газопроводов среднего давления производим по таблице 6.

Величина коэффициента «А» :

;

где D — принятый диаметр газопровода, см.,

=2095 — расчетный расход природного газа.

Значение давления Р_к определяется по формуле:

где — приведённая длина рассчитываемого участка газопровода от ввода до ГРП, определённая с учётом местных сопротивлений на этом участке;

Аналогично определяем и, и заносим в таблицу 6.

В результате расчёта получаем несколько значений P_к. Выбираем наименьшее из них Р_к=324,21 кПа при диаметре условного прохода 100 мм, т. к. при этом соблюдается условие экономической целесообразности.

При этом следует учитывать условие, при котором отношение давления до регулятора ГРП к давлению после регулятора ГРП должно находиться в пределах, что влияет на более спокойную работу регуляторов ГРП и обеспечивает минимальный износ регулятора.

Входное давление на регулятор ГРП определяется по выражению:

где: — потеря давления в чистом фильтре;

— сопротивление измерительной камерной диафрагмы;

— потеря давления в засорённом фильтре.

Выходное давление после регулятора ГРП определяется выражением:

Где =68,77 -сумма потерь давления в газопроводе от ГРП до конечного потребителя.

— избыточное давление газа в конечной точке газопровода;

Таблица 6. Гидравлический расчёт участка газопроводов среднего давления

1.4 Подбор оборудования ГРП Выбор фильтров и определение давления газа перед регулятором давления Пользуясь таблицей 4, находится расход природного газа через фильтр:

;

Пользуясь номограммой для выбора газового фильтра [2,стр.210 рис5.6.а], определяем потери в нём и выбираем фильтр ФВ-16−50 В с условным диаметром 50 мм.

Фактическое сопротивление чистого фильтра определяется по формуле:

где: — сопротивление фильтра по паспортным данным;

=1451 — фактический расход природного газа через фильтр;

— паспортная пропускная способность фильтров, соответствующая ;

— фактическая плотность природного газа;

— расчётная (паспортная) плотность природного газа;

— паспортное значение давления газ за фильтром;

— фактическое значение давления газа за фильтром;

После проведения расчета уточняем давление газа на входе в регулятор давления:

Проверяем отношение давлений газа на входе и выходе ГРП:

Т.к. Р₁/Р₂=3.03 не лежит в пределах (1,6?2), то регулятор давления будет работать в неоптимальном режиме и параметры регулирования не соответствуют устойчивой работе и минимальному износу.

Выбираем к установке на ГРП фильтр волосяной сварной конструкции типа ФВ-16−50 В с основными характеристиками и размерами, указанными в таблице 7. [2,стр.200 табл.5.1.]

Таблица 7. Основные характеристики и размеры фильтра Выбор регулятора давления В настоящее время на ГРП (ГРУ) промышленных предприятий, котельных и др. повсеместно устанавливаются универсальные регуляторы давления типа РДУК-2.

Исходя из расхода газа, определяем расчётную пропускную способность выбранного к установке РД:

где: — табличный (паспортный) расход газа через регулятор [3,стр.24,табл.9];

=1.0 — паспортный перепад давления на регуляторе;

=1.01- паспортное давление за регулятором давления;

— фактическая плотность природного газа;

— расчётная (паспортная) плотность природного газа;

К установке на ГРП принимаем РДУК-2- с клапаном соответствующего диаметра, который обеспечит конечное давление, соответствующее расчетному.

На ГРП стремятся ограничиться одним — максимально двумя параллельно установленными однотипными РД. Размер их может быть различным. Их следует выбирать так, чтобы при максимальном в году часовом пропуске газа (зимой в часы пик) они были бы загружены не более 75%, а при минимальном (летом ночью) — не менее 10% их расчётной пропускной способности. В этих случаях регуляторы РДУК-2 работают в режиме устойчивого регулирования.

Максимальная загрузка РД:

;

Минимальная загрузка РД :

;

Принимаем к установке регулятор давления РДУК-2−50 с основными характеристиками и размерами, указанными в таблице 8. [4,стр.128,табл.3.2]

Таблица 8. Основные характеристики и размеры РДУК-2−50

Выбор предохранительно-запорного клапана (ПЗК)

ПЗК выбирается по условному диаметру трубопровода =200 мм и пределам настройки (и).

Предел настройки ПЗК определяется:

где: — избыточное давление газа на выходе из ГРП;

Исходя из рассчитанного значения давления принимается к установке ПЗК типа ПКН-50 [2, стр. 116, табл. З.1.] с габаритными размерами:

Таблица 9. Основные характеристики и размеры ПЗК

Выбор предохранительно-сбросного клапана (ПСК)

ПСК устанавливается на выходном газопроводе из ГРП. Количество газа, подлежащее сбросу ПСК, при наличии перед регулятором давления ПЗК, определяется по формуле:

где :=2762 — расчётная пропускная способность регулятора;

Предел настройки ПСК:

;

На основании полученных данных принимаем к установке клапан предохранительный сбросной малоподъёмный типа ПСК-50С/1.25 с основными характеристиками и размерами, указанными в таблице 10.

Таблица 10. Основные характеристики и размеры ПСК

1.5 Подбор байпасной линии Диаметр байпасной линии выбираем не менее диаметра клапана регулятора давления, с диаметром условного прохода d_у=50 мм.

1.6 Выбор запорной арматуры и труб для обвязки ГРП Выбор запорной арматуры На газопроводе устанавливаем задвижки клиновые с выдвижным шпинделем фланцевые типа 30c41нж (ЗКЛ 2−16). Выбранные задвижки и их основные характеристики приведены в таблице 11.

Таблица 11. Выбор задвижек

Выбор труб для обвязки ГРП При выборе труб для расчетных участков и обвязки ГРП необходимо руководствоваться условиями прокладки газовой сети, назначением трубопроводов и наружной температурой. Выбранные к установке трубы описываем в табличной форме (таблица 12.).

Таблица 12. Выбор труб

1.7 Расчёт отопления и вентиляции Расход тепла на отопление ГРП:

где : — объём здания ГРП по наружному обмеру;

— расчётная температура наружного воздуха для отопления для г. Гомеля;

— температура внутри ГРП;

— удельная тепловая характеристика здания;

Здесь

— постоянный коэффициент, зависящий от типа строительства (кирпичное здание);

— коэффициент, учитывающий климатические условия ().

Диаметр дефлектора определяется:

где

— объём помещения ГРП;

1.8 Средства пожаротушения и защита газопроводов Согласно правил безопасной эксплуатации газового хозяйства в таблице 13 указаны средства пожаротушения.

Таблица 13. Средства пожаротушения

Основы безопасности при проектирования ГРП Строения или пристройки к зданиям, в которых располагают ГРП, должны отвечать требованиям, установленным для производства категории А, т. е. для взрывоопасных производств. Они должны быть одноэтажными I и II степени огнестойкости, бесчердачными, с покрытием лёгкой конструкции массой не более 120 кг на 1 м². Утеплитель покрытия выполняют из несгораемых материалов (пенобетона).

Если общая площадь оконных проемов, световых фонарей или отдельных легко сбрасываемых панелей составляет не менее 500 см² на каждый кубометр внутреннего объема ГРП, то допускается применение трудносбрасываемых взрывной волной покрытий. В оконных проемах и световых фонарях рекомендуется использовать максимально возможные размеры стеклянных листов и закреплять их только с наружной стороны рам.

Необходимость и вид отопления ГРП определяют из расчета, чтобы для обеспечения нормальной работы оборудования и КИП температура в помещении, не имеющем постоянного обслуживающего персонала, не понижалась ниже 5 ^оС. Источниками тепла для обогрева ГРП, расположенных на территориях промышленных и коммунально-бытовых предприятии, а также городов с централизованной системой теплоснабжения, служит обычно горячая вода с температурой до 95 °C, которая подается в систему отопления ГРП. Максимальная температура на поверхности нагревательных приборов не должна превышать 95 ^оС, а темпера-тура помещения 30 ^оС.

Если отопление ГРП от существующих систем теплоснабжения невозможно или нерентабельно, то монтируется местная отопительная установка, в качестве которой чаще всего используют емкостные водонагреватели типа АГВ-80 или -120 или чугунные водогрейные котлы ВНИИСТОМч, оборудованные системой автоматики. Их размещают в изолированном, имеющем самостоятельный выход помещении, отделенном от других помещений ГРП глухими, газонепроницаемыми, противопожарными (с пределом огнестойкости не менее 2,5 ч) стенами.

Помещение и отдельные приборы ГРП могут иметь электрообогрев, выполненный во взрывозащищенном исполнении. Температура наружных оболочек электрообогреваемых поверхностей не должна превышать 95 °C.

Для электрического освещения помещений ГРП (кроме обязательного естественного) применяют рефлекторы типа «кососвет», располагая их снаружи здания у окон, или взрывобезопасные светильники, устанавливаемые внутри помещения ГРП. Электрооборудование в нормальном исполнении размещают вне ГРП или в смежном с ним помещении, предназначенном для отопительной установки или приборов телемеханизации. Металлические части электроустановок, не находящихся под напряжением, заземляют.

При наличии телефонной связи телефонный аппарат в нормальном исполнении располагают в подсобном помещении ГРП или снаружи здания в запирающемся ящике во взрывозащищенном исполнении — непосредственно в помещении регуляторов. Такие же требования предъявляют к установке КИП с электрическим приводом.

Помещение ГРП должно быть укомплектовано противопожарным инвентарем по указаниям пожарной инспекции.

Продувочные и сбросные трубопроводы должны иметь минимальное число поворотов, а также устройства, исключающие попадание в них атмосферных осадков.

Качество монтажа ГРП проверяют путем наружного осмотра правильности установки оборудования, укладки и качества сварки газопроводов. После наружного осмотра, а также продувки наружных газопроводов до ГРП воздухом оборудование и газопроводы ГРП испытывают на прочность и плотность под давлением. При этом если ГРП испытывают в целом (от входного до выходного запорного устройства), то испытательное давление принимают по входной стороне; при испытании по частям (до и после регулятора) испытательное давление принимают по давлению газа до регулятора и после него. Импульсные трубопроводы к оборудованию и КИП испытывают одновременно с основными газопроводами. Обводные линии (байпасы) ГРП испытывают частями совместно с газопроводами высокой и низкой сторон.

При испытании на плотность в газопроводах и оборудовании ГРП испытательное давление поддерживают в течение 12 ч, причем допускаемое падение давления не должно превышать 1% от испытательного. Если это испытание выдержано, то проводится вторичное испытание на плотность по нормам давления, указанным в паспортах на оборудование.

Защита трубопровода от коррозии В зависимости от состава газа, материала трубопровода, условий прокладки и физико-механических свойств грунта газопроводы подвержены в той или иной степени внутренней и внешней коррозии.

Коррозия внутренних поверхностей труб в основном зависит от свойств газа. Борьба с внутренней коррозией сводится к удалению из газа агрессивных соединений, т. е. к хорошей его очистке.

Внешнюю коррозию по своей природе разделяют на химическую, электрохимическую и электрическую (коррозию блуждающими токами).

Химическая коррозия возникает от действия на металл различных газов и жидких неэлектролитов.

Электрохимическая коррозия является результатом взаимодействия металла, который выполняет роль электродов, с агрессивными растворами грунта, выполняющими роль электролита.

Электрическая коррозия возникает под действием блуждающих токов.

Существующие методы защиты от коррозии можно разделить на две группы: пассивные и активные.

Пассивные методы защиты заключаются в изоляции газопроводов. К изоляционным материалам, использующим для защиты газопроводов, предъявляют ряд требований, основные из которых следующие: монолитность покрытия, водонепроницаемость, хорошее прилипание к металлу, химическая стойкость в грунтах, высокая механическая прочность (при переменных температурах), наличие диэлектрических свойств.

К активным методам защиты относят катодную и протекторную защиту и электрический дренаж. Он заключается в отводе токов, попавших на газопровод, обратно к источнику.

При катодной защите на газопровод накладывают отрицательный потенциал, т. е. переводят весь защищаемый участок на газопровода на катодную зону.

При протекторной защите участок газопровода превращают в катод без постороннего источника тока, а в качестве анода используется металлический стержень, помещенный в грунт рядом с газопроводом. Между газопроводом и анодом устанавливается электрический контакт.

2. Система технологического пароснабжения Теплоэнергетические системы современных промышленных предприятий представляют собой сложные комплексы взаимоувязанных по потокам различных энергоносителей, потребляемых и преобразуемых в энергетических и технологических агрегатах и установках.

Система технологического пароснабжения является частью общей теплоэнергетической системы предприятия и от её рационального построения зависит эффективность работы всей системы.

Источниками пароснабжения могут быть тепловые электростанции, промышленные котельные, а также котлы утилизаторы, встроенные в технологические линии промышленных предприятий.

Присоединение потребителей к системам пароснабжения может быть:

а). непосредственным — от источника пара в систему абонента;

б). независимым — присоединение через теплообменные аппараты.

Это позволяет от одного источника получать различные параметры пара, исключив редуцирование и возможные загрязнения конденсата.

В зависимости от требований энергетических или технологических потребителей пар может генерироваться насыщенным или перегретым.

Схема сетей пароснабжения определяется расположением источников пара, потребителей, качеством и количеством необходимого потребителям пара.

Пар в качестве универсального энергои теплоносителя широко используется для:

— генерации электрической энергии на тепловых и атомных электростанциях;

— привода мощных турбовоздуходувок и компрессоров в горно-обогатительной и металлургической промышленности;

— разогрева мазута при сжигании его в топках котлов и печей, распыления топлива в паромеханических форсунках;

— деаэрации воды на электростанциях и котельных;

— обезжиривания деталей на машиностроительных заводах;

— нагрева воды для хозяйственных и технологических нужд;

— обеспечения работы различных технологических аппаратов и установок в нефтехимической, пищевой, текстильной, фармацевтической и других отраслях промышленности.

От совершенства построение системы пароснабжения зависит эффективность использования пара. Оптимизация системы ставит своей задачей: снижение потерь тепла излучением от агрегатов, установок, распределительной сети паропроводов, снижение потерь тепла с утечками, увеличение возврата конденсата.

Важным моментом эффективности пара является согласование графиков генерации и потребления. Необходимо также учитывать при этом потребление тепловой энергии для целей отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха, если не предусмотрены иные источники тепла.

3. Расчёт паровых сетей

3.1 Гидравлический расчёт Проведение гидравлического расчёта является важнейшим разделом при проектировании паропроводов и их эксплуатации.

При выполнении гидравлического расчёта необходимо определить:

— диаметры трубопроводов;

— потери давления и температуру по участкам и в конечной точке паропровода;

— расчёт осуществляется исходя из заданных расходов пара и допустимого падения давления, с тем, чтобы обеспечить заданные параметры пара у каждого потребителя.

Поскольку падение давления на каждом участке паропровода зависит от его диаметра, который в свою очередь, является искомой величиной, то гидравлический расчёт состоит из двух этапов: предварительного и окончательного.

Гидравлический расчет может производиться и для эксплуатируемого паропровода, когда по известным диаметрам трубопроводов, давлению источника пара может быть рассчитана пропускная способность магистрального паропровода и ответвлений на потребители, а также падение давления и температуры по участкам и в конечной точке.

Часто приходится решать и обратную задачу — по располагаемому перепаду давлений и заданному расходу необходимо найти сечения трубопроводов. Гидравлический расчёт при этом приходится вести методом последовательных приближений. Это связано с тем, что диаметр трубопровода не может выбран произвольно (он должен отвечать стандарту).

Участок I.

Диаметр участков трубопровода:

где

G=6,67 кг/сек — массовый расход пара;

— средняя скорость пара;

— средняя плотность пара, Здесь — соответственно плотность пара в начале и конце участка при начальном и конечном давлении на каждом участке.

Падение давления в паровой сети следует принимать не свыше 15% от начального давления

Выбираем стандартную трубу 219×6 ,

где внутренний диметр.

Потеря давления на прямых участках трубопроводов при протекании любой однофазной среды с постоянной скоростью определяется:

— коэффициент гидравлического трения, определяемый по номограмме.

Здесь — относительная шероховатость,

— средняя высота выступов шероховатости (абсолютная шероховатость)

— длина прямого участка трубопровода;

Величина температурного удлинения:

— длина рассчитываемого участка трубы;

— коэффициент температурного удлинения (для сталей при t= 100−450)

— разность между средней температурой стенки трубы в её рабочем состоянии и температурой при монтаже;

Количество компенсаторов:

где bкомпенсирующая способность компенсатора, равная 0,2 м (к установке принят сальниковый компенсатор по серии 4.903−10).

Падение давления в местных сопротивлениях:

где — коэффициент местного сопротивления [1,стр.51 табл.7];

здесь 0.5 — коэффициент местного сопротивления для задвижки;

0.3 — коэффициент местного сопротивления для сальникового компенсатора.

Полные потери напора на участке I составят:

Давление пара в конце участка:

Расчетная толщина стенки:

где

— расчётное давление пара;

— допустимое напряжение при заданной температуре пара[5,стр.170 табл.10.1];

— коэффициент прочности шва;

— коэффициент, учитывающий минусовые допуски при изготовлении трубопроводов;

— прибавка к толщине стенки на калибрование (для аустерлитных сталей).

Как видно из расчета, принятая труба 219×6 имеет более, чем 3-хкратный запас прочности. Следовательно, принимаем её к монтажу.

Участок 1а.

Диаметр участков трубопровода:

где

G=1,111 кг/сек — массовый расход пара;

— средняя скорость пара;

— средняя плотность пара, здесь

— соответственно плотность пара в начале и конце участка при начальном и конечном давлении на каждом участке.

Падение давления в паровой сети следует принимать не свыше 15% от начального давления

Выбираем стандартную трубу 108×4 ,

где внутренний диметр.

Потеря давления на прямых участках трубопроводов при протекании любой однофазной среды с постоянной скоростью определяется:

где

— коэффициент гидравлического трения, определяемый по номограмме.

— относительная шероховатость, Здесь — средняя высота выступов шероховатости (абсолютная шероховатость)[1,стр.50 табл.5]

— длина прямого участка трубопровода;

Величина температурного удлинения:

— длина рассчитываемого участка трубы;

— коэффициент температурного удлинения (для сталей при t= 100−450)

— разность между средней температурой стенки трубы в её рабочем состоянии и температурой при монтаже;

Количество компенсаторов:

Где bкомпенсирующая способность компенсатора, равная 0,15 м (к установке принят сальниковый компенсатор по серии 4.903−10).

Падение давления в местных сопротивлениях:

где — коэффициент местного сопротивления;

здесь 0.2 — коэффициент местного сопротивления для задвижки;

0.2 — коэффициент местного сопротивления для сальникового компенсатора.

Полные потери напора на участке I составят:

Давление пара в конце участка:

Расчетная толщина стенки:

где

— расчётное давление пара;

— допустимое напряжение при заданной температуре пара[5,стр.170 табл.10.1];

— коэффициент прочности шва;

— коэффициент, учитывающий минусовые допуски при изготовлении трубопроводов;

— прибавка к толщине стенки на калибрование (для аустерлитных сталей).

Как видно из расчета, принятая труба 108×4 имеет более, чем 3-хкратный запас прочности. Следовательно, принимаем её к монтажу.

Участок 1б.

Диаметр участков трубопровода:

где

G=0,556 кг/сек — массовый расход пара;

— средняя скорость пара;

— средняя плотность пара, здесь

— соответственно плотность пара в начале и конце участка при начальном и конечном давлении на каждом участке.

Падение давления в паровой сети следует принимать не свыше 15% от начального давления

Выбираем стандартную трубу 89×3,5 где внутренний диметр.

Потеря давления на прямых участках трубопроводов при протекании любой однофазной среды с постоянной скоростью определяется:

где

— коэффициент гидравлического трения, определяемый по номограмме.

— относительная шероховатость, Здесь — средняя высота выступов шероховатости (абсолютная шероховатость)[1,стр.50 табл.5]

— длина прямого участка трубопровода;

Величина температурного удлинения:

— длина рассчитываемого участка трубы;

— коэффициент температурного удлинения (для сталей при t= 100−450)

— разность между средней температурой стенки трубы в её рабочем состоянии и температурой при монтаже;

Количество компенсаторов:

где bкомпенсирующая способность компенсатора, равная 0,15 м (к установке принят сальниковый компенсатор по серии 4.903−10).

Падение давления в местных сопротивлениях:

где — коэффициент местного сопротивления [1,стр.51 табл.7];

здесь 0.2 — коэффициент местного сопротивления для задвижки;

4 — коэффициент местного сопротивления для П-образного компенсатора.

Полные потери напора на участке I составят:

Давление пара в конце участка:

Расчетная толщина стенки:

где

— расчётное давление пара;

— допустимое напряжение при заданной температуре пара[5,стр.170 табл.10.1];

— коэффициент прочности шва;

— коэффициент, учитывающий минусовые допуски при изготовлении трубопроводов;

— прибавка к толщине стенки на калибрование (для аустерлитных сталей).

Как видно из расчета, принятая труба 89×3.5 имеет более, чем 2-хкратный запас прочности. Следовательно, принимаем её к монтажу.

Конечный участок.

Диаметр участков трубопровода:

где

G=0,556 кг/сек — массовый расход пара;

— средняя скорость пара;

— средняя плотность пара, здесь

— соответственно плотность пара в начале и конце участка при начальном и конечном давлении на каждом участке.

Падение давления в паровой сети следует принимать не свыше 15% от начального давления

Выбираем стандартную трубу 89×3,5 ,

где внутренний диметр.

Потеря давления на прямых участках трубопроводов при протекании любой однофазной среды с постоянной скоростью определяется:

где

— коэффициент гидравлического трения, определяемый по номограмме.

— относительная шероховатость, Здесь — средняя высота выступов шероховатости (абсолютная шероховатость)

— длина прямого участка трубопровода;

Величина температурного удлинения:

— длина рассчитываемого участка трубы;

— коэффициент температурного удлинения (для сталей при t= 100−450)

— разность между средней температурой стенки трубы в её рабочем состоянии и температурой при монтаже;

Количество компенсаторов:

где bкомпенсирующая способность компенсатора, равная 0,4 м (к установке принят сальниковый компенсатор по серии 4.903−10).

Падение давления в местных сопротивлениях:

где — коэффициент местного сопротивления [1,стр.51 табл.7];

здесь 2 — коэффициент местного сопротивления для задвижки;

4 — коэффициент местного сопротивления для П-образного компенсатора .

Полные потери напора на участке I составят:

Давление пара в конце участка:

Расчетная толщина стенки:

где

— расчётное давление пара;

— допустимое напряжение при заданной температуре пара[5,стр.170 табл.10.1];

— коэффициент прочности шва;

— коэффициент, учитывающий минусовые допуски при изготовлении трубопроводов;

— прибавка к толщине стенки на калибрование (для аустерлитных сталей).

Как видно из расчета, принятая труба 89×3,5 имеет более, чем 2-хкратный запас прочности. Следовательно, принимаем её к монтажу.

Аналогично рассчитываем для остальных участков трубопровода и заносим в таблицу 14.

Таблица 14. Расчёт участков I — IV и ответвлений Б — Д Таблица 15. Характеристики и количество компенсаторов, запорной арматуры и местных сопротивлений

3.2 Тепловой расчёт Задачей теплового расчета является выбор толщины изоляционного слоя паропроводов, определение температуры наружной поверхности изоляции.

Расчет толщины тепловой изоляции трубопроводов, м, по нормированной плотности теплового потока выполняют по формуле:

где — наружный диаметр трубопровода, м;

е — основание натурального логарифма;

— коэффициент теплопроводности теплоизоляционного слоя (фенольный поропласт), Вт/(м °С).

— термическое сопротивление слоя изоляции, м °С/Вт, величину которого определяют по формуле:

где — суммарное термическое сопротивление слоя изоляции и других дополнительных термических сопротивлений на пути теплового потока, м°С/Вт, определяемое по формуле:

где — средняя за период эксплуатации температура теплоносителя, ?С;

— среднегодовая температура окружающей среды, [4];

— нормированная линейная плотность теплового потока, Вт/м.

Найдем суммарное термическое сопротивление слоя изоляции и других дополнительных термических сопротивлений на пути теплового потока:

— для первого участка:

При надземной прокладке:

где — коэффициент теплоотдачи с поверхности тепловой изоляции в окружающий воздух.

— для первого участка:

Далее определяем температуру наружной поверхности изоляции:

где — температура окружающей среды, ?С;

— наружный диаметр изоляционной конструкции, м;

— удельная потеря тепла, Вт/м [2, Приложение 9];

— коэффициент теплоотдачи от изолированной конструкции к окружающей среде, где — скорость движения ветра, м/c.

Тогда для первого участка:

Аналогичные расчеты проводим для остальных участков главной магистрали и ответвлений. Промежуточные значения и расчетные значения заносим в таблицу 16.

Таблица 16. Тепловой расчёт паропроводов

4. Конденсатное хозяйство. Расчёт и выбор конденсатоотводчиков Конденсат предоставляет собой сконденсировавшийся (отработанный пар) в виде воды и практически не содержит солей и других примесей, если не происходит его загрязнение в технологических процессах, использующий пар. Кроме того, возвращаемый конденсат имеет в большинстве своем температуру 75−95, а следовательно, на каждой тонне возвращаемого конденсата экономится ~0.075−0.095 Гкал тепла. Если конденсат возвращается с температурой выше 100, то в этом случае используется пар вторичного вскипания. Исходя из выше изложенного, конденсат представляет из себя ценнейший вторичный энергоресурс. Величина возврата конденсата на предприятиях зависит от многих факторов:

— технического состояния систем сбора и возврата конденсата, которые на многих предприятиях и учреждениях находятся не в лучшем состоянии;

— отсутствие на технологическом и другом оборудовании, использующий пар, конденсатоотводчиков или неудовлетворительная их эксплуатация; - нарушение технологического режима;

— сверхнормативные утечки вследствие неудовлетворительного технического состояния технологического оборудования и конденсатных сетей;

— загрязнение конденсата механическими, химическими примесями или нефтепродуктами при отсутствии устройств для их очистки;

— сбор конденсата в канализацию вследствие экономической нецелесообразности его возврата источнику пароснабжения;

— отсутствие или неработоспособность систем автоматического регулирования; - применение барботажного использования пара в различных технологических процессах;

— применение открытых систем сбора и возврата конденсата и прочее.

Наведение порядка в конденсатном хозяйстве позволяет экономить до 10−15% расходуемой тепловой энергии. Принимаем поплавковые муфтовые конденсатоотводчики 45ч 13 нж. Расход конденсата через конденсатоотводчик (для 1-го участка):

Где — расход пара;

Подбор осуществляется по условной пропускной способности:

Где — плотность среды при. — перепад давлений на конденсатоотводчике; По полученному значению выбираем конденсатоотводчик типа 45ч13нж с условным диаметром 50 мм. Аналогично выбираем остальные конденсатоотводчики такого же типа.

Таблица 15. Техническая характеристика конденсатоотводчика

Таблица 16. Конденсатотводчики.

5. Системы горячего водоснабжения промышленных предприятий Максимальный часовой расход тепла и греющей воды:

где 1,2 — коэффициент, учитывающий остывание горячей воды в абонентских системах горячего водоснабжения;

m — количество душей, шт. (Исходные данные) ;

a — норма расхода горячей воды в душе, а = 60 л/ч;

t_см.1 — температура смеси горячей и холодной воды в душе, t_см.1 = 37 .С;

t_х.в — температура холодной водопроводной воды, t_х.в = 5 .С;

n — количество умывальников, шт. (Исходные данные);

b — норма расхода горячей воды на умывальник, b = 5 л/ч;

t_см.2 — температура смеси горячей и холодной воды в умывальнике,

t_см.2 = 35? С; c_p — теплоемкость воды, c_p = 4.19 кДж/кг· К.

Тогда:

Расход греющей воды:

где , — соответствующие температуры греющей воды (прямая и обратная) системы теплоснабжения. Для I ступени: Для II ступени:

;

;

Расход нагреваемой воды:

Для I ступени: Для II ступени:

Принимаем скорость нагреваемой воды в трубках подогревателя w_т. Тогда площадь живого сечения:

Выбираем стандартный водонагреватель по ГОСТ 38–588−68, номер 01.

Определяем площадь живого сечения трубок:

Определяем площадь живого сечения межтрубного пространства:

Заключение

В ходе выполнения данного комплексного курсового проекта были выполнены необходимые расчёты систем газоснабжения и пароснабжения.

Были приняты к установке

— на газопроводе:

фильтры: ФВ-16−50В;

ПЗК: ПКН-50,

ПСК: ПСК-50С/1.25,

Регуляторы давления РДУК-2−50

— на конденсатопроводе:

Конденсатоотводчики поплавковый муфтовый типа 45ч13нж.

1. М/УК 3208 к выполнению курсового проекта по курсу «Системы производства и распределения энергоносителей промышленных предприятий» — Гомель: ГПИ, 1996 г.

2. Газорегуляторные пункты и установки. И. А. Шур, 1985 г.

3. М/УК 2067 к выполнению курсового проекта по дисциплинам «Теплоэнергетические системы промышленных предприятий» «Системы производства и распределения энергоносителей промышленных предприятий» — Гомель: ГПИ, 1996 г.

4. Е. Б. Столпнер Справочник эксплуатационника газифицированных котельных

5. Николаев А. А. Справочник проектировщика. Проектирование тепловых сетей.

6. Мастрюков Б. С. Теплотехнические расчёты промышленных печей. — М.: Металлургия. 1972.

7. Соколов Е. Я. «Теплофикация и тепловые сети». М.: Энергоиздат, 1982;

8. СНиП 2.04.14−88 Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов;

9. СНБ 4.03.01−98 Газоснабжение