Теплоснабжение района города

Теплоснабжение района г. Петропавловск–Камчатский (пояснительная записка к курсовому проекту) Выполнил студент группы _ (подпись)

Теплоснабжение района г. Петропавловск–Камчатский

(пояснительная записка к курсовому проекту)

Выполнил студент группы

___________________

(подпись)

Проверил_______________

_____________________

(подпись)

Содержание стр.

Задание 2
Исходные данные 4
1. Определение тепловых нагрузок на отопление , вентиляцию и горячее водоснабжение. 4
1.1 Определение сезонной нагрузки 5
1.2 Определение круглогодовой нагрузки 5
2. Построение графиков расхода тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение в зависимости от температуры наружного воздуха(часовые и годовые) 7
2.1 Годовые расходы тепла жилых и общественных зданий 7
2.2 Годовой график расходов тепла по продолжительности стояния температур наружного воздуха 8
3. Расчёт регулирования тепловых нагрузок и построение графика регулирования отпуска тепла. 8
3.1 Расчёт графиков регулирования отпусков тепла 8
4. Определение расходов теплоносителя на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. 8
4.1 Определение зон действия и количества ЦТП в районе 8
5. Разработка принципиальной схемы тепловой сети 9
6. Выбор расчётной схемы тепловой сети 10
7. Предварительный гидравлический расчёт тепловой сети 10
7.1 Разработка трассы и расчётной схемы тепловой сети 10
8. Разработка монтажной схемы тепловой сети 11
9. Окончательный гидравлический расчёт 12
10. Построение пьезометрического графика для зимнего и летнего режимов работы тепловой сети 15
11. Подбор сетевых насосов для зимнего и летнего режимов работы тепловой сети 15
12. Определение объема подпиточной воды и подбор подпиточных насосов 16
13. Тепловой расчет сети с выбором оптимальной толщины тепловой изоляции для среднего диаметра основной магистрали 17
13.1 Расчёт толщины основного теплоизоляционного слоя 17
13.2 Выбор материала для основного и покровного слоев 18
14. Выбор и расчёт конструктивных элементов тепловой сети 19
14.1 Расчёт труб на прочность 19
14.1.1 Расчёт толщины стенки трубы 19
14.1.2 Определение суммарного напряжения от внутреннего давления теплоносителя при выбранной толщине стенки трубы 20
15. Расчёт основной магистрали на компенсацию температурных деформаций и подбор компенсаторов 20
15.1 Определение вылета компенсатора и силы упругой деформации 21
Спецификация
Список используемой литературы
Приложение

Исходные данные

Исходными данными для проектирования являются:

Тепловые нагрузки г. Петропавловск–Камчатского;

Этажность застройки кварталов – 6,7 эт.;

Источник теплоснабжения – ТЭЦ;

Теплоноситель – вода с параметрами 150-70 °С;

Плотность населения – 310 чел/га;

Тепловая сеть – закрытая, двухтрубная;

График регулирования – повышенный.

Для выполнения курсового проекта надо знать климатологические данные:

Наружная расчётная температура для проектирования отопления: °С

Внутренняя температура помещений °С.

Средняя температура наружного воздуха за отопительный период °С.

Среднегодовая температура почвы на глубине 0,6 до 1,6 м при отсутствии данных за принимается среднегодовая температура наружного воздуха: °С.

Число часов стояния среднесуточных температур наружного воздуха за отопительный период.

-30

-25

-25

-20

-20

-15

-15

-10

-10

-5

-5

0

0

+5

+5

+8

1 46 128 750 1290 1969 1580 548

Продолжительность отопительного периода сут.

1 Определение тепловых нагрузок на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение.

Потребители района, для которого разрабатывается проект теплоснабжение, расходует тепло на отопление, на подогрев наружного воздуха для приточной вентиляции, на горячее водоснабжение и производственные нужды.

Расход тепла на отопление и вентиляцию являются сезонной нагрузкой и учитываются только в холодное время года от +8°С и ниже. Эти нагрузки зависят от климатических условий (температура наружного воздуха, продолжительность отопительного периода и др.) Расхода тепла на горячее водоснабжение и на производственные нужды (если они указаны в задании) являются постоянными круглогодовыми нагрузками, они мало зависят от наружных температур и учитываются в течение всего года.

Прежде чем переходить к вычислению нагрузок необходимо определить общую жилую площадь района и численность населения, для этого необходимо по ген. плану района определить площади кварталов в га. В зависимости от зон различной степени градостроительной ценности территорий и климатологических подрайонов по СНиП 2.07.01-89* по Приложению 4 таблицы 2 принимается расчетная плотность населения в чел/га = 310 чел/га (по примеру)

га

Определим число жителей чел. По m определим общую площадь района, имея в виду, что приведенная жилищная обеспеченность »18 м2/чел, тогда общая площадь района:

А = 18 × 29833 = 536994 м2 (1)

Для определения количества ЦТП в проектируемом районе в дальнейшем будет необходимо знать тепловые нагрузки каждого квартала, поэтому выполним квартальный расчет численности населения, который сводится в таблицу 1.

Определение сезонной нагрузки

Максимальный тепловой поток, Вт на отопление жилых и общественных зданий определяется по формуле:

, (2)

где – удельный тепловой поток на отопление 1м2 жилой площади, Вт/м2.

, (3)

где принимается по [1]

ti – расчетная температура внутреннего воздуха (ti = +18°C)

Вт/м2;

– общая площадь жилых зданий, м2;

– коэффициент, учитывающий тепловой поток на отопление общественных зданий. Принимается .

МВт;

Максимальный тепловой поток на вентиляцию общественных зданий, Вт:

, (4)

где – коэффициент, учитывающий тепловой поток на вентиляцию общественных зданий. При отсутствии данных принимать = 0,6

МВт.

Расчет сезонной нагрузки по каждому кварталу сводится в таблицу 1.

Определение круглогодовой нагрузки

Средний тепловой поток на горячее водоснабжение жилых и общественных зданий за отопительный период, Вт определяется по зависимости:

, (5)

где – укрупненный показатель среднего теплового потока на горячее водоснабжение на одного человека с учетом общественных зданий Вт/чел. Принимаем по СНиП 2.04.07-86* Приложение 3.

Задавшись нормой расхода воды на горячее водоснабжение на одного жителя 120 л/с, принимаем Вт/чел.

МВт.

Максимальный тепловой поток на горячее водоснабжение, МВт определяется по формуле:

, (6)

кВт.

Средний тепловой поток на горячее водоснабжение в неотопительный период, МВт определяем по зависимости:

, (7)

где – температура холодной воды в летний период = +15°С;

– температура холодной воды в зимний период = +5°С;

– коэффициент учитывающий изменение среднего расхода воды на горячее водоснабжение вне отопительный период по отношению к отопительному. Принимаем .

МВт

Расчет круглогодовой нагрузки сводится в таблицу 1.

Таблица 1 Расчет теплопотребления по кварталам

№кварт. Fкварт. m уд. m кв. A кв. Тепловые потоки
Qo max QV max Qhm Qh max Qo+Qв ΣQo+Qв+
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
1 2,2 310 682 12276 0,54 0,06 0,26 0,62 0,17 0,60 0,86
2 2,2 310 682 12276 0,54 0,06 0,26 0,62 0,17 0,60 0,86
3 2,2 310 682 12276 0,54 0,06 0,26 0,62 0,17 0,60 0,86
4 2,2 310 682 12276 0,54 0,06 0,26 0,62 0,17 0,60 0,86
5 7,1 310 2201 39618 1,74 0,21 0,83 1,99 0,53 1,95 2,78
6 2,45 310 760 13680 0,60 0,07 0,29 0,70 0,19 0,67 0,96
7 2,1 310 651 11718 0,52 0,06 0,24 0,58 0,15 0,58 0,82
8 2,1 310 651 11718 0,52 0,06 0,24 0,58 0,15 0,58 0,82
9 2,1 310 651 11718 0,52 0,06 0,24 0,58 0,15 0,58 0,82
10 2,1 310 651 11718 0,52 0,06 0,24 0,58 0,15 0,58 0,82
11 2 310 620 11160 0,49 0,06 0,23 0,55 0,15 0,55 0,78
12 2,9 310 899 16182 0,71 0,09 0,34 0,82 0,22 0,80 1,14
13 2,14 310 663 11934 0,52 0,06 0,25 0,60 0,16 0,58 0,83
14 2,07 310 642 11556 0,51 0,06 0,24 0,58 0,15 0,57 0,81
15 1,29 310 400 7200 0,32 0,04 0,15 0,36 0,10 0,36 0,51
16 1,75 310 543 9774 0,43 0,05 0,20 0,48 0,13 0,48 0,68
17 5,83 310 1807 32526 1,43 0,17 0,68 1,63 0,44 1,60 2,28
18 0,99 310 307 5526 0,24 0,03 0,12 0,29 0,08 0,27 0,39
19 1,77 310 549 9882 0,43 0,05 0,21 0,50 0,13 0,48 0,69
20 2,65 310 822 14796 0,65 0,08 0,31 0,74 0,20 0,73 1,04
21 0,92 310 285 5130 0,23 0,03 0,11 0,26 0,07 0,26 0,37
22 1,65 310 512 9216 0,41 0,05 0,19 0,46 0,12 0,46 0,65
23 5,4 310 1674 30132 1,33 0,16 0,63 1,51 0,40 1,49 2,12
24 3,29 310 1020 18360 0,81 0,10 0,38 0,91 0,24 0,91 1,29
25 4,41 310 1367 24606 1,08 0,13 0,51 1,22 0,33 1,21 1,72
26 2,67 310 828 14904 0,66 0,08 0,31 0,74 0,20 0,74 1,05
27 2,88 310 893 16074 0,71 0,08 0,34 0,82 0,22 0,79 1,13
28 4,38 310 1358 24444 1,08 0,13 0,51 1,22 0,33 1,21 1,72
29 2,86 310 887 15966 0,70 0,08 0,33 0,79 0,21 0,78 1,11
30 4,4 310 1364 24552 1,08 0,13 0,51 1,22 0,33 1,21 1,72
31 2,55 310 791 14238 0,63 0,08 0,30 0,72 0,19 0,71 1,01
32 1,87 310 580 10440 0,46 0,06 0,22 0,53 0,14 0,52 0,74
33 2,86 310 887 15966 0,70 0,08 0,33 0,79 0,21 0,78 1,11
34 2,18 310 676 12168 0,54 0,06 0,25 0,60 0,16 0,60 0,85
35 1,89 310 586 10548 0,46 0,06 0,22 0,53 0,14 0,52 0,74
36 1,87 310 580 10440 0,46 0,06 0,22 0,53 0,14 0,52 0,74
96,22 29833 536994 23,65 2,82 11,21 26,89 7,19 26,47 37,68

2 Построение графиков расхода тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение в зависимости от температуры наружного воздуха (часовые и годовые).

2.1 Годовой график тепловых потоков на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение в зависимости от температуры наружного воздуха

Строится в произвольном масштабе. По оси ординат откладываются значения тепловых потоков в МВт, по оси абсцисс – температура наружного воздух в интервале от расчетной температуры для проектирования отопления до температуры, соответствующей окончанию отопительного периода. Тепловые потоки на отопление и вентиляцию при любой температуре наружного воздуха, МВт, определяются:

, (8)

где ti – температура внутреннего воздуха, °С;

te – расчетная температура наружного воздуха, °С;

tO – расчетная температура для проектирования отопления, °С.

, (9)

где tV – расчетная температура для проектирования вентиляции, °С ().

Для построения графика вычисляются значения тепловых потоков, соответствующих расчетной температуре для проектирования отопления и температуре окончания отопительного периода.

График тепловых потоков на ГВС строится в виде горизонтальной прямой с ординатой Qhm в отопительный период и с ординатой в неотопительный. График суммарного теплового потока строится путем суммирования ординат тепловых потоков по видам потребления.

МВт

МВт

Годовой график тепловых потоков на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение в зависимости от температуры наружного воздуха изображен на рисунке 1.

Рис. 1 Годовой график тепловых потоков на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение в зависимости от температуры наружного воздуха

2.2 Годовой график расходов тепла по продолжительности стояния температур наружного воздуха

График разрабатывается для установления экономичного режима работы теплофикационного оборудования, выбора наивыгоднейших параметров теплоносителя, подсчета выработки тепла, электрической энергии и других плановых и технико-экономических изысканий. Основой для построения является суммарный график расходов тепла, который располагается слева от оси ординат, а в правой части в координатах количество часов стояния строится график годового расхода тепла (рис. 2). Расчёт продолжительности стояния температур, сек, сводим в таблицу 2.

Таблица 2 Расчёт продолжительности стояния температур.

t °С £-25 £-20 £-15 £-10 £-5 £0 £+5 £+8
n сек. 3600 169200 630000 3330000 7974000 15062400 20750400 22723200

Годовой график расходов тепла по продолжительности стояния температур наружного воздуха изображен на рисунке 2.

2.3 График расхода тепла по месяцам года

Расход тепла по месяцам года на отопление, ГДж, вычисляется по формуле:

, (10)

где tмес – среднемесячная температура наружного воздуха, °С;

d – число дней месяца;

h – число часов работы системы отопления в сутки (24ч).

Расход тепла по месяцам года на вентиляцию, ГДж, вычисляется по формуле:

, (11)

где h – число часов работы системы вентиляции в сутки (16ч)

Расход тепла на ГВС в отопительный период, ГДж

, (12)

где h – число часов работы системы ГВС в сутки (24ч).

Расход тепла на ГВС в неотопительный период, ГДж, вычисляется по формуле:

, (13)

Результаты расчета сводятся в таблицу 3

Таблица 3 – Расходы тепла по месяцам года

Месяц

Количество

дней

Сред т-ра наруж. воздуха Расходы тепла, ТДж
QO QV Qh SQ
январь 31 -7,5 42,51 3,38 30,02 75,91
февраль 28 -7,5 38,39 3,05 27,12 68,56
март 31 -4,8 38,01 3,02 30,02 71,05
апрель 30 -0,5 29,84 2,37 29,06 61,27
май 31 3,8 23,67 1,88 30,02 55,57
июнь 30 8,3 –– –– 18,64 18,64
июль 31 12,2 –– –– 19,26 19,26
август 31 13,2 –– –– 19,26 19,26
сентябрь 30 10,1 –– –– 18,64 18,64
октябрь 31 4,8 22,00 1,75 30,02 53,77
ноябрь 30 -1,7 31,78 2,53 29,06 63,37
декабрь 31 -5,5 39,17 3,11 30,02 72,30
265,37 21,09 311,14 597,60

По результатам расчета строится график расходов тепла по месяцам года, изображенный на рисунке 3.

Рис. 3 График расходов тепла по месяцам года

2.4 Годовые расходы тепла жилыми и общественными зданиями

Годовые расходы тепла по видам нагрузок, ГДж определяется по зависимости:

, (14)

ГДж;

, (15)

где Z – число часов работы системы вентиляции в сутки; Z = 16 ч.

ГДж;

, (16)

где – расчетное число суток в году работы системы горячего водоснабжения.

ГДж;

Годовые расходы тепла, ГДж определяют по формуле:

, (17)

ГДж.

3 Расчет регулирования тепловых нагрузок и построения графика регулирования отпуска тепла и расхода сетевой воды.

3.1 Расчет графиков регулирования отпуска тепла

Тепловая нагрузка абонентов не постоянна во времени и изменяется в зависимости от температуры наружного воздуха, режима водопотребления в системе горячего водоснабжения и режима работы технологического оборудования.

Для выполнения расчетов требуются исходные данные (см. Приложение А).

Рис 4. Повышенный график регулирования отпуска тепла.

3.2 Расчет графиков регулирования расхода сетевой воды

Расчетные расходы сетевой воды на отопление и горячее водоснабжение при произвольной температуре наружного воздуха, т/ч, определяются по формулам:

, (18)

, (19)

где t1i – температура сетевой воды в подающем трубопроводе при произвольной температуре наружного воздуха (принимается по рис.4);

t2i – температура сетевой воды в обратном трубопроводе при произвольной температуре наружного воздуха (принимается по рис. 4);

t2Vi – температура сетевой воды на выходе из калориферной установки системы вентиляции;

Q – относительный расход тепла, принимается из расчета на ЭВМ.

4 Определение расходов теплоносителя на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение.

4.1 Определение зон действия и количества ЦТП в районе

ЦТП по тепловой мощности условно можно условно разделить на мелкие:

мелкие – от 1000 до 2500 кВт;

средние – от 2500 до 4650 кВт;

крупные – от 4650 до 9300 кВт.

Тепловая мощность ЦТП, МВт определяется по формуле:

, (20)

Исходя из этой градации, определяется количество ЦТП и зоны их действия по кварталам. Расчет количества ЦТП. Расчет количества ЦТП сводится в таблицу 4.

Таблица 4 Расчет количества ЦТП и зон их действия

№ кварт. Qо max Qv max Qht ΣQцтп №ЦТП Go max Gv max ΣGd ΣG цтп
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
31 0,63 0,08 0,3 1 6,77 0,86 7,63
32 0,46 0,06 0,22 4,94 0,64 5,58
35 0,46 0,06 0,22 4,94 0,64 5,58
36 0,46 0,06 0,22 3,23 4,94 0,64 5,58 24,37
24 0,81 0,1 0,38 2 8,70 1,07 9,77
25 1,08 0,13 0,51 11,60 1,40 13,00
26 0,66 0,08 0,31 7,09 0,86 7,95
27 0,71 0,08 0,34 5,19 7,63 0,86 8,49 39,21
17 1,43 0,17 0,68 2,28 3 15,36 1,83 17,19 17,19
7 0,52 0,06 0,24 4 5,58 0,64 6,22
8 0,52 0,06 0,24 5,58 0,64 6,22
9 0,52 0,06 0,24 5,58 0,64 6,22
10 0,52 0,06 0,24 3,28 5,58 0,64 6,22 24,88
6 0,6 0,07 0,29 5 6,44 0,75 7,19
11 0,49 0,06 0,23 5,26 0,64 5,90
13 0,52 0,06 0,25 2,57 5,58 0,64 6,22 19,31
5 1,74 0,21 0,83 6 18,69 2,26 20,95
12 0,71 0,09 0,34 3,92 7,63 0,97 8,60 29,55
33 0,7 0,08 0,33 7 7,52 0,86 8,38
34 0,54 0,06 0,25 1,96 5,80 0,64 6,44 14,82
21 0,23 0,03 0,11 8 2,47 0,32 2,79
22 0,41 0,05 0,19 4,40 0,54 4,94
28 1,08 0,13 0,51 11,60 1,40 13,00
29 0,7 0,08 0,33 3,85 7,52 0,86 8,38 29,11
23 1,33 0,16 0,63 9 14,28 1,72 16,00
30 1,08 0,13 0,51 3,84 11,60 1,40 13,00 29,00
14 0,51 0,06 0,24 10 5,48 0,64 6,12
15 0,32 0,04 0,15 3,44 0,43 3,87
18 0,24 0,03 0,12 2,58 0,32 2,90
19 0,43 0,05 0,21 2,4 4,62 0,54 5,16 18,05
16 0,43 0,05 0,2 11 4,62 0,54 5,16
Окончание таблицы 4
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
20 0,65 0,08 0,31 1,72 6,98 0,86 7,84 13,00
1 0,54 0,06 0,26 12 5,80 0,64 6,44
2 0,54 0,06 0,26 5,80 0,64 6,44
3 0,54 0,06 0,26 5,80 0,64 6,44
4 0,54 0,06 0,26 3,44 5,80 0,64 6,44 25,76
23,65 2,82 11,21 37,68 284,25 284,25

5 Разработка принципиальной схемы теплоснабжения.

В данном разделе выбирается схема тепловой сети, абоненты подсоединяются по зависимой схеме с элеваторным вводом, так как температура в тепловой сети 150, а температура на поверхности требуется 95, то для снижения температуры со 150 до 95 обеспечивает элеваторный узел.

6 Выбор расчётной схемы тепловой сети.

Принимаем схему тупиковую с уменьшением расхода теплоносителя по ходу движения потребителя. Надёжность тепловой сети обеспечивается за счёт ликвидации аварий в установленные сроки. Резервирование тепловой сети не предусматривается, так как d=300 мм и более будут прокладываться надземно или в проходных каналах.

7 Предварительный гидравлический расчёт тепловой сети.

7.1 Разработка трассы и расчетной схемы тепловой сети

Направление теплопровода (трасса) выбирается по ген. Плану, в зависимости от расположения источника тепла и ЦТП. При трассировке сетей следует стремиться к прокладке магистралей в районе наиболее плотной тепловой нагрузки и минимальной протяженности тепловой сети, а так же к двухсторонней нагрузки тепловой магистрали. В городах и населенных пунктах трасса должна прокладываться в отведенных для инженерных сетей технических полосах, параллельно красным линиям улиц и дорог вне проезжей части и зоны зеленых насаждений. При этом надо выдерживать нормативные расстояния от строительных конструкций зданий и инженерных коммуникаций. На плане трассы показаны в условных обозначениях тип прокладки, теплофикационные камеры и компенсаторные ниши.

При тепловой нагрузке района до 350 МВт рекомендуется принимать простую, тупиковую радиальную схему. При большей тепловой нагрузке необходимо предусматривать резервные блокировочные перемычки, рассчитанные на пропуск аварийного расхода воды »70% от расчетного.

После разработки трассы разрабатывается расчетная схема тепловой сети с разбивкой на участки, на расчетной схеме должны быть показаны источники тепла и ЦТП. Нумерация участков проставляется с концевого ЦТП и для каждого участка должна быть проставлена длина и расчетный расход теплоносителя.

Наиболее протяженную и загруженную магистраль, соединяющую ТЭЦ с ЦТП 4, принимаем за расчетную. Удельные потери давления для расчетной магистрали рекомендуется принимать в пределах от 30 – 80 Па/м. Ориентируясь на удельные потери давления на трение , исходя из расходов теплоносителя на участках по таблице гидравлического расчета для находят диаметры трубопровода, действительные удельные потери давления и скорость движения теплоносителя.

После определения диаметров на основной магистрали и расчетном ответвлении, необходимо увязать потери давления в параллельных ветках. Невязка должна составлять 10 %.

Таблица 5 – Предварительный гидравлический расчет

Уч–к Gd, т/ч l, м dxS, мм R, Па/м V, м/с a lэкв. lпр. ΔP, кПа ΣΔP, кПа ΣΔH, м.вод.ст.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Расчетная магистраль
8-7 24,88 85 133х4 28,01 0,504 0,3 25,5 110,5 3,10 3,10 0,32
7-6 42,07 149 159х4,5 31,36 0,6 0,3 44,7 193,7 6,07 9,17 0,93
6-5 61,38 195 219х6 12,43 0,5 0,4 78 273 3,39 12,56 1,28
5-4 90,93 187 219х6 27,28 0,74 0,4 74,8 261,8 7,14 19,70 2,01
4-3 130,14 271 273х7 17,57 0,69 0,6 162,6 433,6 7,62 27,32 2,78
3-2 154,51 143 273х7 24,77 0,81 0,6 85,8 228,8 5,67 32,99 3,36
2-1 284,25 684 325х8 33,56 1,06 0,6 410,4 1094,4 36,73 69,72 7,11
Ответвления
18-17 25,76 416 159х4,5 11,76 1,33 0,3 124,8 540,8 6,36 6,36 0,65
17-16 56,81 189 159х4,5 57,19 2,91 0,3 56,7 245,7 14,05 20,41 2,08
16-15 85,81 92 219х6 24,30 2,51 0,4 36,8 128,8 3,13 23,54 2,40
15-14 114,92 247 219х6 13,70 2,15 0,4 98,8 345,8 4,74 28,28 2,88
14-2 129,74 258 273х7 17,46 2,45 0,6 154,8 412,8 7,21 35,49 3,62
22-17 13 69 89х4 63,01 1,83 0,3 20,7 89,7 5,65 5,65 0,58
23-17 18,05 39 89х4 121,47 1,76 0,3 11,7 50,7 6,16 6,16 0,63
Окончание таблицы 5
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
21-16 29 69 108 113,54 2,84 0,3 20,7 89,7 10,18 10,18 1,04
20-15 29,11 62 108 114,40 2,85 0,3 18,6 80,6 9,22 9,22 0,94
19-14 14,82 33 89 81,89 2,12 0,3 9,9 42,9 3,51 3,51 0,36
13-7 17,19 42 108 39,89 1,67 0,3 12,6 54,6 2,18 2,18 0,22
12-6 19,31 240 133 16,87 1,4 0,3 72 312 5,26 5,26 0,54
11-5 29,55 182 133 39,51 2,16 0,3 54,6 236,6 9,35 9,35 0,95
10-4 39,21 308 159 27,24 1,99 0,3 92,4 400,4 10,91 10,91 1,11
9-3 24,37 290 108 80,18 2,45 0,3 87 377 30,23 30,23 3,08

8. Разработка монтажной схемы тепловой сети

Монтажная схема разрабатывается для основной магистрали и двух ответвлений. Разработка монтажной схемы заключается в расстановке по трассе тепловой сети запорной арматуры, теплофикационных камер, неподвижных опор и компенсаторов.

Запорная арматура должна быть на всех трубопроводах вывода тепловых сетей от источника, в узлах трубопроводах ответвлений при d ≥ 100 мм, а также в узлах ответвлений на трубопроводах тепловых сетей к отдельным зданиям не зависимо от диаметра.

Кроме запорной арматуры по длине трассы должна быть предусмотрена установка секционных задвижек, расстояние между которыми принимается при диаметре:

≤ 350 мм – не более 1000 м;

≤ 600 мм – не более 1500 м;

> 600 мм – не более 3000 м.

В местах установки запорной арматуры предусматривается установка теплофикационных камер, по возможности следует размещать секционирующие задвижки в тепловых камерах. Перед задвижками по ходу движения теплоносителя устанавливается перемычка, между подающим и обратным трубопроводом . На перемычке устанавливается две задвижки со спускным контрольным вентилем между ними.

В узлах разветвления трубопровода устанавливаются неподвижные опоры на трубопроводах большего диаметра. Все естественные повороты трассы под углом до 120° должны использоваться для самокомпенсации температурных удлинений трубопроводов. Повороты трассы под углом более 120° должны закрепляться неподвижными опорами. Расстояние между неподвижными опорами на участках самокомпенсации следует принимать не более 60% от предельно допустимого расстояния между неподвижными опорами при установке П-образных компенсаторов.

Расстояние между основными неподвижными опорами в узлах ответвлений трубопровода и выделяющих участки самокомпенсации разбиваются промежуточными неподвижными опорами на компенсационные участки.

В качестве неподвижных опор используются: хомутовые опоры типа – Т3; Т11; Т12; лобовые – Т4; Т6; Т5; Т7; щитовые – Т8; Т9.

Монтажная схема вычерчивается в две линии, подающей трубопровод справа по ходу движения теплоносителя.

9 Окончательный гидравлический расчет

На основании монтажной схемы для каждого участка тепловой сети определяют эквивалентные длины тройников при слиянии или разделении потока, учитываются на участках с суммарным расходом воды.

На основании предварительного гидравлического расчета составляем монтажную схему расчетной магистрали и на ее основе ведомость местных сопротивлений и эквивалентных длин.

При невозможности уравнять потери давления в параллельных ветвях изменением диаметра избыточное давление в ответвлениях дросселируется диафрагмами.

Диаметр дросселирующей диафрагмы, , мм, определяется по формуле:

, (21)

где - расход теплоносителя через диафрагму, т/ч;

- напор, дросселируемый диафрагмой.

Результаты окончательного гидравлического расчета сводятся в таблицу 6.

Спецификация на материалы, используемые для строительства тепловой сети приведены в Прил.Б.

10. Построение пьезометрического графика для зимнего и летнего режимов работы тепловой сети.

Пьезометрические графики разрабатываются для отопительных и летних периодов при расчетных расходах теплоносителя. Линия невскипания проводится параллельно профилю местности с ординатой в каждой точке равной давлению вскипания воды при расчетной температуре в подающем трубопроводе. Давление предотвращающее вскипание воды с достаточной для практических расчетов точностью можно принимать для температуры: 160, 150, 140, 130, 120; соответственно 55, 40, 30, 20, 10 м. вод. ст.

Предел прочности: трубопроводов – 160 м; оборудования источника тепла – 220 м; радиаторов не более 60 м.

Для построения пьезометрического графика для летного периода надо определить потери напора в трубопроводе:

, (22)

где – потери напора в подающем трубопроводе в зимний период, принимается по данным гидравлического расчета;

– расход сетевой воды в зимний период, где ;

– расход сетевой воды в летний период.

т/ч, (23)

– максимальный тепловой поток в зимний период, кВт.

м. вод. ст.

11. Подбор сетевых насосов для зимнего и летнего режимов работы тепловой сети.

Рабочий напор сетевых насосов, м.вод. ст. при отсутствии в тепловой сети регуляторов давления и подкачивающих насосов, определяется для отопительного и летнего периодов по формуле:

, (24)

где – потери напора на ТЭЦ, принимается 15 м. вод. ст.

– потери напора в подающей и обратной расчетной магистрали;

– располагаемый напор на вводе в квартал, он зависит от потерь напора в квартирных сетях и местных системах абонентов, принимается 20 м. вод. ст.

м. вод. ст,

м. вод. ст.

Производительность сетевых насосов должна приниматься для закрытых систем:

в отопительный период по максимальному часовому расходу воды в тепловой сети;

в летний период по максимальному часовому расходу воды на горячее водоснабжение.

Зная расчетный расход теплоносителя на головном участке в летний период

т/ч

и напор по графикам рабочих характеристик, приведенных в [11] принимаем к установке в летний период 3 сетевых насоса СЭ500-70 (2 насоса устанавливаются параллельно для поддержания необходимого расхода сетевой воды, 1 насос – в резерве). В зимний период устанавливаем два насоса (один резервный) СЭ500–70.

Технические характеристики насоса СЭ500-70:

допустимый кавитационный запас - 10 м;

рабочее давление на входе – 16 (1,57) кгс/см2 (МПа);

температура перекачиваемой воды – не более 180 0С;

КПД – не менее 82%;

мощность – 120 кВт;

диаметр рабочего колеса – 250 мм;

электродвигатель : тип – А03-315S-2, мощность 1600 кВт, напряжение – 380/660 В, частота вращения – 3000 мин-1.

12. Определение объёма подпиточной воды и подбор подпиточных насосов.

В подпиточных насосах напор определяется по пьезометрическому графику (линия S – S).

м вод. ст.

Производительность в закрытых системах теплоснабжения должна приниматься равной расходу воды на компенсацию утечек из тепловой сети.

Для закрытых систем теплоснабжения величина утечки воды принимается 65 м3 на 1МВт тепловой нагрузки.

, (25)

Величина утечки принимается равной 0,78 % от объёма

, (26)

где 65 – это удельный объем воды на 1 МВт расчетного теплового потока.

т/ч.

Подпиточных насосов должно быть не менее двух (один резервный). Подбираем по производительности и напору по справочной литературе [11].

Устанавливаем 2 подпиточных насоса(один резервный) типа: К-20/18.

Технические характеристики насоса К 20/18:

тип электродвигателя – 4А-80В2-У3;

мощность 2,2 кВт;

частота вращения – 2850 мин-1.

13. Определение диаметра резервирования

, (27)

где ti – расчетная температура внутреннего воздуха;

tO – расчетная температура наружного воздуха;

tВ – допустимый минимальный предел температуры (+12°С);

L – рассояние между секционирующими задвижками (1000м).

14. Тепловой расчёт сети с выбором оптимальной толщины тепловой изоляции по участкам основной магистрали и главного ответвления.

14.1 Расчет толщины тепловой изоляции при прокладке на открытом воздухе

Оптимальная толщина тепловой изоляции, м рассчитывается по формуле:

, (28)

где DH – наружный даметр трубопровода, мм:

В – толщина теплоизоляционного слоя.

Толщина теплоизоляционного слоя определяется из соотношения:

, (29)

где lк – коэффициент теплопроводности материала изоляции при его средней температуре (принимается по приложению А [6]);

к – коэффициент, учитывающий дополнительные потери тепла через опорные конструкции трубопровода (принимается по табл 1 [6]);

tw – расчетная температура теплоносителя, °С;

tc – расчетная температура окружающей среды, °С;

qL – расчетные нормируемые теплопотери, Вт/м [5];

rн – термическое сопротивление теплоотдаче на поверхности изоляции, м°С/Вт (принимается по табл. 3 [6]).

После подбора необходимой толщины изоляции производится уточнение значения термического сопротивления, м°С/Вт, по формуле:

, (30)

где Dн. из – наружный диаметр трубопровода, м, с учетом толщины тепловой изоляции;

a – коэффициент теплоотдачи на наружной поверхности, Вт´м2/°С (принимается по табл. 2 [6] ).

, (31)

где dР – толщина покровного слоя, м.

В качестве теплоизоляционного материала применяем маты минераловатные прошивные со средней плотностью r = 150 кг/м3

Вычисляем коэффициент теплопроводности материала по формуле:

, (32)

где tм – средняя температура поверхности, °С

, (33)

, (34)

,

,

,

,

,

,

,

,

Принимаем к установке маты минераловатные с толщинами:

Уточняем значение теплового сопротивления:

,

.

14.1 Расчет тепловой изоляции при прокладке в непроходных каналах

Оптимальная толщина тепловой изоляции, мм рассчитывается по формуле:

, (35)

где DH – наружный даметр трубопровода

В – толщина теплоизоляционного слоя

Толщина теплоизоляционного слоя определяется из соотношения:

, (36)

где lк – коэффициент теплопроводности материала изоляции при его средней температуре (принимается по приложению А [6]);

к – коэффициент, учитывающий дополнительные потери тепла через опорные конструкции трубопровода (принимается по табл 1 [6]);

tw – расчетная температура теплоносителя, °С;

tc – температура воздуха в канале, °С;

qL – расчетные нормируемые теплопотери, Вт/м;

rн – термическое сопротивление теплоотдаче на поверхности изоляции, м°С/Вт (принимается по табл. 3 [6]).

Температура воздуха в канале, °С, определяется расчетом:

, (37)

где rca – термическое сопротивление на внутренней поверхности канала, м°С/Вт

rgr – термическое сопротивление грунта, м°С/Вт

rc – термическое сопротивление стенки канала, м°С/Вт (rc = rgr)

, (38)

где dвн.экв – эквивалентный диаметр канала по внутренним размерам, м

, (39)

где h – высота канала, м;

b – ширина канала, м;

Н – глубина заложения оси канала;

lgr – теплопроводность грунта (принимается по табл. 6 [6] ).

После подбора необходимой толщины изоляции производится уточнение значения термического сопротивления, м°С/Вт, по формуле:

, (40)

где Dн. из – наружный диаметр трубопровода, м, с учетом толщины тепловой изоляции;

a – коэффициент теплоотдачи на наружной поверхности, Вт´м2/°С (принимается по табл. 2 [6] ).

Для главного ответвления расчет ведем по среднему диаметру трубопровода, мм:

, (41)

Результаты расчета тепловой изоляции сводятся в таблицу 7

15. Расчет основной магистрали на компенсацию температурных деформаций и подбор компенсаторов.

Для компенсации тепловых удлинений трубопровода в проекте применяются П-образные компенсаторы и используются повороты трассы для самокомпенсации. Расчет естественных компенсаций и П-образных компенсаторов заключается в определении усилий “П” и максимальных усилий возникающих в опасных сечениях. При этом МПа для компенсаторов, для участков самокомпенсации МПа.

На практике расчет максимум изгибающих напряжений производят по специальным номограммам и графикам, для различных стандартных диаметров.

15.1 Определение вылета компенсатора и силы упругой деформации

По номограммам [9] для П-образных компенсаторов определяют по расчетному удлинению вылет компенсатора Н и силу упругой деформации.

Определяем величину теплового удлинения, мм:

, (42)

где – коэффициент линейного расширения, м/п.м. [9];

– температура стенки трубы, °С;

– температура монтажа трубопровода, °С;

– расстояние между неподвижными опорами, м.

При монтаже трубопровода и компенсатора делают предварительную растяжку равной 50% от теплового удлинения: м. По номограммам подбирают компенсатор [9].

Результаты расчета сводятся в таблицу 8.

Таблица 8 – Диаметрические параметры компенсаторов и силы упругой деформации.

Участок dHхS L, м DLp, мм Н, м В, м РК, т/с РК, Н
1 2 3 4 5 6 7 8
Магистраль
1-2 325х8,0 114 242 4,3 2,15 1,36 13341,6
325х8,0 172 366 5,69 2,845 1,04 10202,4
325х8,0 70 149 5,14 2,57 1,14 11183,4
325х8,0 90 191 6,05 3,025 0,98 9613,8
2-3 273х7,0 60 128 4,44 2,22 0,83 8142,3
273х7,0 83 176 5,44 2,72 0,85 8338,5
3-4 273х7,0 106 225 6,45 3,225 0,59 5787,9
Окончание таблицы 8
1 2 3 4 5 6 7 8
273х7,0 98 208 6,18 3,09 0,62 6082,2
273х7,0 70 149 4,87 2,435 0,75 7357,5
4-5 219х6,0 96 204 5,46 2,73 0,42 4120,2
219х6,0 92 196 5,4 2,7 0,428 4198,68
5-6 219х6,0 98 208 5,7 2,85 0,419 4110,39
6-7 159х4,5 74 157 4,22 2,11 0,212 2079,72
7-8 133х4,0 86 183 4,3 2,15 0,136 1334,16
Ответвления
2-14 273х7,0 94 200 6 3 0,64 6278,4
273х7,0 88 187 5,84 2,92 0,65 6376,5
273х7,0 68 145 4,84 2,42 0,77 7553,7
14-15 219х6,0 76 162 4,8 2,4 0,47 4610,7
219х6,0 69 147 4,7 2,35 0,501 4914,81
219х6,0 102 217 5,72 2,86 0,401 3933,81
15-16 219х6,0 92 196 5,4 2,7 0,428 4198,68
16-17 159х4,5 96 204 4,99 2,495 0,182 1785,42
17-18 159х4,5 96 204 4,99 2,495 0,182 1785,42
159х4,5 88 187 4,78 2,39 0,192 1883,52
159х4,5 59 125 3,69 1,845 0,28 2746,8
159х4,5 60 128 3,73 1,865 0,24 2354,4
159х4,5 50 106 3,25 1,625 0,278 2727,18
159х4,5 59 125 3,69 1,845 0,28 2746,8
159х4,5 52 111 3,38 1,69 0,262 2570,22
14-19 89х4,0 52 111 2,6 1,3 0,105 1030
22-17 89х4,0 69 147 3,1 1,6 0,093 912
23-17 89х4,0 39 83 2,28 1,1 0,12 1177
9-3 108х4,0 32 68 2,13 1,1 0,235 2305
10-4 159х4,5 28 60 2,8 1,4 0,34 3335
12-6 133х4,0 62 132 3,5 1,8 0,165 1619
13-7 108х4,0 42 89 1,625 0,8 0,28 2747
11-5 133х4,0 62 132 3,5 1,8 0,165 1618,65

15.2 Расчет компенсации тепловых удлинений при самокомпенсации на углах поворота

Силы упругой деформации, Н, возникающие в заделках плечей угла поворота, определяются по формулам:

, (43)

, (44)

где А, В – безразмерные коэффициенты [9];

a – коэффициент линейного расширения стали, мм/м°С, (мм/м°С);

Е – модуль продольной упругости, кПа [9];

lм – длина меньшего плеча, м;

Dt – расчетная разность температур между стенкой трубы и температурой наружного воздуха, °С.

Продольное изгибающее усилие в заделках и на угле, Н, определяется по формуле:

, (45)

где С – безразмерный коэффициент;

DН – наружный диаметр трубопровода, м.

Вспомогательные коэффициенты определяются по [9] при и расчетном соотношении длин большего и меньшего плеч, определяемого по формуле:

, (46)

Результаты расчета углов поворотов сводятся в таблицу 9.

Таблица 9 – расчет компенсаций тепловых удлинений при самокомпенсации на углах поворота:

№ УП lпл, м dHxS n , кгс/°С , кгс м/мм2 °С А В С sа, sв, sс, кгс/мм2 Р, кгс Р, Н
УП1 37 0,108 3,1 0,425 0,0259 17,0 2,55 6,00 22 1 10
12 0,425 0,0259 1 10
УП2 37 0,133 2,6 0,809 0,0319 15,4 3,10 5,25 20 2 20
14 0,809 0,0319 2 20
УП3 42 0,133 2,3 0,809 0,0319 14,5 3,50 4,80 14 1 10
18 0,809 0,0319 1 10
УП4 38 0,219 1,2 5,47 0,0526 12,0 8,75 3,20 9 8 78
31 5,47 0,0526 8 78
УП5 30 0,159 1,0 1,560 0,0382 12,0 12,00 3,00 7 4 39
29 1,560 0,0382 4 39
УП6 30 0,159 1,0 1,560 0,0382 12,0 12,00 3,00 7 4 39
29 1,560 0,0382 4 39

15.2 Определение результирующих горизонтальных усилий на неподвижные опоры

В общем виде результирующее усилие определяется по формуле:

, (47)

где – коэффициент трения на подвижных опорах (для скользящих );

– удельная нагрузка на единицу длины (принимается из [6]);

– расстояние от неподвижной опоры до оси компенсатора или до оси угла поворота, м;

– реакция компенсатора, действующая на неподвижную опору, Н.

При применении П-образных компенсаторов, силы внутреннего давления воспринимаются трубопроводом и не передаются на опору, т.о. при расчете опор учитывается реакция подвижных опор и реакция компенсаторов.

НО подразделяют на концевые, размещаются перед поворотом, т.е. в конце участка трубопровода и промежуточные, размещаемые между двумя смежными участками

Кроме горизонтальных осевых нагрузок, на неподвижные опоры действуют горизонтальные боковые нагрузки, количество учитывается при поворотах трассы и ответвлений трубопровода.

Концевая опора Н19:

Компенсатор К18:

dу=133х4,0

L=43м

Н=4,3м, =0,136т = 1334,16 Н

2. Промежуточная опора Н38:

Компенсатор К35 (Sп):

dу=273х7,0

L=44м.

Н=5,84, =0,65т = 6376,5 ,Н

Компенсатор К34 (Sл):

dу=273х7,0

L=47м.

Н=6,0, =0,64т = 6278,4 ,Н

3. Опора с присоединением Н39:

Компенсатор К35 (Sл):

dу=273х7,0

L=44м.

Н=5,84, =0,65т = 6376,5 ,Н

Компенсатор К36 (Sп):

dу=219х6,0

L=38м.

Н=4,8, =0,47т = 4610,7 ,Н

Компенсатор К46 (Sбок)

dу=89х4,0

L=26м.

Н=2,6, =0,105т = 1030 , Н

(бокововая нагрузка)

4. Опора с тройником Н34

Компенсатор К40:

dу=159х4,5

L=48м.

Н=4,99, =0,182т = 1785,42 , Н

Компенсатор К49:

dу=89х4,0

L=34,5м.

Н=3,1, =0,093т = 912 , Н

Компенсатор К50:

dу=89х4,0

L=19,5м.

Н=2,28, =0,12т = 1177 , Н

боковая нагрузка

Результаты расчета неподвижных опор по расчетной магистрали сводятся в таблицу 8

Таблица 8 – Расчет неподвижных опор

№ опоры Dкомп, мм´мм L, м Р, т/с Р, Н S, Н SO продольная, Н SO боковая, Н
1 2 3 4 5 6 7 8
Н1 325 86 1,04 10202,4 11815 52463
Н2 325 86 1,04 10202,4 11815 4627
325 57 1,36 13341,6 14410
Н3 325 57 1,36 13341,6 14410 12405
325 57 1,36 13341,6 14410
Окончание таблицы 8
1 2 3 4 5 6 7 8
Н4 325 57 1,36 13341,6 14410 12405
325 57 1,36 13341,6 14410
Н5 325 57 1,36 13341,6 41351

21484

325 35 1,14 11183,4 28382
Н6 325 35 1,14 11183,4 28382 11859,6
325 45 0,98 9613,8 31727
Н7 325 73 0,98 9613,8 45486 28915 19967
273 42 0,85 8338,5 23673
бок 273 34 0,77 7553,7 19967
Н8 273 42 0,85 8338,5 8927 10307
273 30 0,83 8142,3 8563
Н9 273 30 0,83 8142,3 8563 1498 3635
273 53 0,59 5787,9 6530
бок 108 16 0,235 2305 2354
Н10 273 53 0,59 5787,9 6530 6375
273 49 0,62 6082,2 6769
Н11 273 49 0,62 6082,2 6769 3356
273 35 0,75 7357,5 7848
Н12 273 35 0,75 7357,5 7848 9054 3407
219 46 0,428 4198,68 4633
бок 159 14 0,34 3335 3407
Н13 219 46 0,428 4198,68 4633 4451
219 48 0,42 4120,2 4574
Н14 219 48 1,42 13930,2 14384 26069 16502
бок справа 133 31 0,165 1618,65 1737
бок слева 219 49 0,419 4110,39 4573
Н15 219 49 0,419 4110,39 4573 4951
219 49 0,419 4110,39 4573
Н16 219 49 0,419 4110,39 4573 11138 5255
159 37 0,212 2079,72 2271
бок 133 31 0,165 1619 1737
Н17 159 37 0,212 2079,72 2271 2299
159 37 0,212 2079,72 2271
Н18 159 37 0,212 2079,72 2271 7663 4492
бок справа 108 21 0,28 2747 2811
бок слева 133 43 0,136 1334,16 1498

По расчетным усилиям действующих на неподвижные опоры и наружным диаметром труб по таблице 32 [9], подбираем неподвижные лобовые опоры.

Литература

СНиП 41-02-2003, Тепловые сети. Госстрой России, ФГУП ЦПП, 2004.

СНиП 2.04.01-85*. Внутренний водопровод и канализация зданий. М.: Стройиздат.

СНиП 23.01.99*. Строительная климатология. М.: ГУП ЦПП, 2000.

СНиП 23-02-2003. Тепловая защита зданий. Госстрой России, ФГУП ЦПП, 2004.

СНиП 41-03-2003. Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов. Госстрой России, ФГУП ЦПП, 2004.

СП 41-103-2000. Проектирование тепловой изоляции оборудования и трубопроводов. М.: ГУП ЦПП, 2000.

Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети. М.: МЭИ, 2001.

Щекин Р.В. и др. Справочник по теплоснабжению и вентиляции. Киев: Будивельник, 1976.

Справочник проектировщика. Проектирование тепловых сетей. Под ред. Николаева А.А. М.: Стройиздат, 1985.

Мельников С.И., Ежов В.Т., Блонштейн А.А. Справочник монтажника сетей теплогазоснабжения. Л.: Стройиздат, 1980.

Манюк В.И. и др. Справочник по наладке и эксплуатации водяных тепловых сетей. М.: Стройиздат, 1982.

Водяные тепловые сети. Справочное пособие по проектированию. Под ред. Громова Н.К., Шубина Е.П. М.: Энергоиздат, 1988.

Спецификация
Поз. Обозначение Наименование Кол. Масса Прим.
1 ГОСТ 10704 – 91 Трубы стальные электросварные
прямошовные
141 8,38 п.м.
463 10,26 п.м.
422 12,73 п.м.
913 17,15 п.м.
721 31,52 п.м.
672 45,92 п.м.
684 62,54 п.м.
2 ГОСТ 9698-86 Задвижка стальная литая,
клиновая с выдвижным
шпинделем, фланцевая
Ру=1,6Мпа 30с41нж
Dу80 6 70
Dу100 8 87
Dу150 12 121
Dу200 2 193
Dу250 4 290
Dу300 2 440
3 ГОСТ 12820-80* Фланцы стальные плоские приварные
Фланец 1-80-16 ст. 25 ГОСТ 12820-80 12 3,71
Фланец 1-100-16 ст. 25 ГОСТ 12820-80 16 4,73
Фланец 1-150-16 ст. 25 ГОСТ 12820-80 24 7,81
Фланец 1-200-16 ст. 25 ГОСТ 12820-80 4 10,10
Фланец 1-250-16 ст. 25 ГОСТ 12820-80 8 14,49
Фланец 1-300-16 ст. 25 ГОСТ 12820-80 4 17,78
4 ГОСТ 17375-2001 Отводы крутоизогнутые типа 3D
Отвод 90-1-88,9´3,2-TS4 ГОСТ 17375-2001 24 1,2
Отвод 90-1-114,3Ч3,6-TS4 ГОСТ 17375-2001 58 2,4
Отвод 90-1-139,7Ч4-TS4 ГОСТ 17375-2001 54 2,0
Отвод 90-1-168,3Ч4,5-TS4 ГОСТ 17375-2001 110 3,2
Отвод 90-1-219,1Ч6,3-TS4 ГОСТ 17375-2001 60 8,0
Отвод 90-1-273,0Ч6,3-TS4 ГОСТ 17375-2001 64 12,0
Отвод 90-1-323,9Ч7,1-TS4 ГОСТ 17375-2001 48 20,0
5 ГОСТ 14911–82 Опоры скользящие
89-Т14.09 72 1,15
108-Т14.09 186 1,63
133-Т14.09 142 1,62
159-Т14.09 262 1,97
219-Т14.09 160 3,13
273-Т14.09 122 2,90
325-Т14.09 114 7,59
6 Серия 4.903-10. Вып. 4 Опоры лобовые
89-IТ8.10 8,4
108-IТ8.10 8,9
133-IТ8.10 9,3
159-IТ8.10 10,8
219-IТ8.10 16,3
273-IТ8.10 18,3
325-IТ8.10 24,6
7 Серия 4.904-66. Вып. 1 Каналы сборные железобетонные
КЛ 150–90 504
КЛ 120–60 2548
КЛ 90–45 604
8 ГОСТ 22465-88 Сетевой насос

СЭ500-70,

электродвигатель А03-315S-2

3
9 ГОСТ 22249-96 Подпиточный насос

К 20/18,

Электродвигатель 4А-80В2-У3

2
10 ГОСТ 21880-94 Маты минераловатные прошивные М 1-100 342 150 м3
11 ГОСТ 10923-93* Рубероид
Рубероид РКК-400 ГОСТ 10923—93 785 28 рулон

Изм.

Кол.уч.

Лист

№ док.

Подпись

Дата

Стадия

Лист

Листов

Утверждаю

Разраб.

Гл. конс.

Проверил

Н. контр.

У

1

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ, ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

24

ОТКРЫТЬ САМ ДОКУМЕНТ В НОВОМ ОКНЕ