Справочник по ГОСТам и стандартам
Новости Аналитика и цены Металлоторговля Доска объявлений Подписка Реклама
   ГОСТы, стандарты, нормы, правила
 

МДК 4-05.2004
Методика определения потребности в топливе, электрической энергии и воде при производстве и передаче тепловой энергии и теплоносителей в системах коммунального теплоснабжения (взамен Методических указаний по определению расходов топлива, электроэнергии и воды на выработку тепла отопительными котельными коммунальных теплоэнергетических предприятий и Инструкции по нормированию расхода котельно-печного топлива на отпуск тепловой энергии котельными системы Министерства жилищно-коммунального хозяйства РСФСР)

МДК 4-05.2004. Методика определения потребности в топливе, электрической энергии и воде при производстве и передаче тепловой энергии и теплоносителей в системах коммунального теплоснабжения (взамен Методических указаний по определению расходов топлива, электроэнергии и воды на выработку тепла отопительными котельными коммунальных теплоэнергетических предприятий и Инструкции по нормированию расхода котельно-печного топлива на отпуск тепловой энергии котельными системы Министерства жилищно-коммунального хозяйства РСФСР)

 

МЕТОДИКА

ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТРЕБНОСТИ В ТОПЛИВЕ, ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ ИВОДЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ И ПЕРЕДАЧЕ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ И ТЕПЛОНОСИТЕЛЕЙ В СИСТЕМАХКОММУНАЛЬНОГО ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ

 

МДК 4-05.2004

 

РАЗРАБОТАНА Закрытым акционерным обществом"Роскоммунэнерго" (Хиж Э.Б., Скольник Г.М., Бытенский О.М., ТолмасовА.С.) при участии Российской ассоциации "Коммунальная энергетика" иАкадемии коммунального хозяйства им. К.Д.Памфилова

 

СОГЛАСОВАНА

Федеральной энергетической комиссией Российской Федерации(22.04.03 № ЕЯ-1357/2)

Департаментом государственного энергетического надзора,лицензирования и энергоэффективности Минэнерго России (10.04.03 № 32-10-11/540)

 

ОДОБРЕНА Секцией "Коммунальная энергетика"Научно-технического совета Госстроя России (протокол от 29.05.03 № 01-нс-14/1)

 

УТВЕРЖДЕНА Заместителем председателя Госстроя России12.08.03.

 

 

"Методика определения потребности в топливе,электрической энергии и воде при производстве и передаче тепловой энергии итеплоносителей в системах коммунального теплоснабжения" разработана дляиспользования при прогнозировании и планировании потребности в топливе,электрической энергии и воде теплоснабжающими организациямижилищно-коммунального комплекса, органами управления жилищно-коммунальнымхозяйством.

Методика используется также для обоснования потребноститеплоснабжающих организаций в финансовых средствах при рассмотрении тарифов(цен) на тепловую энергию, ее передачу и распределение.

Использование Методики позволяет оцениватьтехнико-экономическую эффективность при планировании энергосберегающихмероприятий, внедрении энергоэффективных технологических процессов иоборудования.

Настоящая Методика используется взамен:

Методических указаний по определению расходов топлива,электроэнергии и воды на выработку тепла отопительными котельными коммунальныхтеплоэнергетических предприятий, утвержденных заместителем председателяКомитета Российской Федерации по муниципальному хозяйству 22.02.94;

Инструкции по нормированию расхода котельно-печного топливана отпуск тепловой энергии котельными системы Министерстважилищно-коммунального хозяйства РСФСР, утвержденной Минжилкомхозом РСФСР27.06.84.

При подготовке Методики использованы предложения ОАО"Институт экономики жилищно-коммунального хозяйства", ГУП"СантехНИИпроект", Ассоциации "Мособлтеплоэнерго",Научно-внедренческой фирмы "Интехэнерго М" Московскогоэнергетического института, Производственно-технического предприятия"Оргкоммунэнерго-М", ряда коммунальных теплоэнергетическихпредприятий (г.г.Вологда, Ставрополь, Таганрог Ростовской обл. и др.).

 

 

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

 

1.1. "Методика определения потребности в топливе,электрической энергии и воде при производстве и передаче тепловой энергии итеплоносителей в системах коммунального теплоснабжения" (далее - Методика)разработана для использования при прогнозировании и планировании потребности втопливе, электрической энергии и воде теплоснабжающими организациямижилищно-коммунального комплекса, органами управления жилищно-коммунальнымхозяйством.

Методика используется также для обоснования потребноститеплоснабжающих организаций в финансовых средствах при рассмотрении тарифов(цен) на тепловую энергию, ее передачу и распределение.

1.2. Настоящая Методика не может применятьсядля определения фактических показателей, используемых при финансовых расчетахмежду теплоснабжающими организациями и потребителями тепловой энергии(теплоносителей).

1.3. Исходными данными для определения потребности втопливе, электрической энергии и воде являются:

- физические (материальные) характеристики источников теплоснабжения(отопительных котельных), тепловых сетей и сооружений на них (тепловых пунктов,насосных станций, дроссельных пунктов, баков-аккумуляторов горячей воды);

- нормативные характеристики материальных объектов системкоммунального теплоснабжения;

- планируемые (прогнозируемые) значения расчетных тепловыхнагрузок потребителей, количества тепловой энергии и теплоносителей,необходимых для их удовлетворения в заданных режимах.

1.4. Все используемые для расчетов данные должныосновываться на достоверной информации, проектных характеристиках зданий,помещений, технологических процессов потребителей, количестве жителей,пользующихся горячим водоснабжением и др. 

1.5. При утрате и невозможности восстановления проектныхматериалов, а также при недокументированных изменениях теплоснабжаемых зданий исооружений, расчетные значения их тепловой нагрузки могут быть определены путемнатурных обмеров (натурных испытаний) и последующих расчетов. Результатыобмеров и расчетов, выполненных потребителями тепловой энергии, подлежатсогласованию с энергоснабжающей организацией. В случае разногласий, к ихразрешению привлекается по соглашению сторон экспертная организация или органгосударственного энергетического надзора по месту нахождения потребителятепловой энергии.

1.6. В Методике применяются следующие основные понятия:

система коммунального теплоснабжения - совокупность объединенных общим производственнымпроцессом источников теплоснабжения и (или) тепловых сетей города (района,квартала), другого населенного пункта, эксплуатируемых теплоэнергетическойорганизацией жилищно-коммунального комплекса;

присоединенная тепловая нагрузка (мощность) - суммарная проектная максимальная (расчетная) часоваятепловая нагрузка (мощность), либо суммарный проектный максимальный (расчетный)часовой расход теплоносителя для всех систем теплопотребления, присоединенных ктепловой сети теплоснабжающей организации;

произведенная тепловая энергия - тепловая энергия, произведенная котельным агрегатом(котельными агрегатами), установленным (установленными) в котельной (источникетеплоснабжения);

выработанная тепловая энергия - тепловая энергия, равная сумме тепловой энергии,произведенной котельными агрегатами котельной (источника теплоснабжения), завычетом тепловой энергии, использованной в котельной (источнике теплоснабжения)на собственные нужды, и переданная в тепловую сеть;

отпущенная тепловая энергия - тепловая энергия, отпущенная потребителю тепловойэнергии (потребителям) на границе эксплуатационной ответственности (балансовойпринадлежности);

расчетная часовая тепловая нагрузка потребителя тепловойэнергии (расчетное тепловое потребление) -сумма значений часовой тепловой нагрузки по видам теплового потребления(отопление, приточная вентиляция, кондиционирование воздуха, горячееводоснабжение), определенных при расчетных значениях температуры наружноговоздуха для каждого из видов теплового потребления, и среднего значения часовойза неделю нагрузки горячего водоснабжения;

расчетная часовая тепловая нагрузка источникатеплоснабжения - сумма расчетных значенийчасовой тепловой нагрузки всех потребителей тепловой энергии в системетеплоснабжения и тепловых потерь трубопроводами тепловой сети при расчетномзначении температуры наружного воздуха;

расчетный часовой расход теплоносителя на отопление(приточную вентиляцию) - значение часовогорасхода теплоносителя на отопление (приточную вентиляцию) при значениитемпературы наружного воздуха, расчетном для проектирования отопления(приточной вентиляции);

расчетный часовой расход теплоносителя на горячееводоснабжение - значение часового расходатеплоносителя на горячее водоснабжение, соответствующее среднему за неделюзначению часовой тепловой нагрузки горячего водоснабжения, при значениитемпературы наружного воздуха, соответствующем точке излома температурногографика регулирования тепловой нагрузки;

средняя часовая за неделю тепловая нагрузка горячеговодоснабжения - часть тепловой энергии,используемой на горячее водоснабжение за неделю, соответствующая выражению 1/7T, где T -продолжительность функционирования систем горячего водоснабжения, ч;

средняя часовая за неделю массовая (весовая) нагрузкагорячего водоснабжения (средненедельный водоразбор) - 168-я часть количества теплоносителя (сетевой воды),используемого за неделю на горячее водоснабжение непосредственным водоразбором.

годовой расчетно-нормативный расход тепловой энергии наотопление, вентиляцию и горячее водоснабжение, топлива и электрической энергии - расчетно-нормативное потребление энергоустановкамитепловой энергии, топлива, электроэнергии в год с учетом нормативных потерь.

1.7. Настоящая Методика используется взамен:

Методических указаний по определению расходов топлива,электроэнергии и воды на выработку тепла отопительными котельными коммунальныхтеплоэнергетических предприятий, утвержденных заместителем председателяКомитета Российской Федерации по муниципальному хозяйству 22.02.94 [13];

Инструкции по нормированию расхода котельно-печного топливана отпуск тепловой энергии котельными системы Министерстважилищно-коммунального хозяйства РСФСР, утвержденной Минжилкомхозом РСФСР27.06.84 [14].

 

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТРЕБНОСТИ В ТОПЛИВЕ ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВАТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ НА ПЛАНИРУЕМЫЙ ПЕРИОД

 

2.1. Потребность в топливе на выработку тепловой энергииопределяется по нормам удельного расхода топлива, кг у.т./Гкал, на весь объемтепловой энергии, необходимой для теплоснабжения потребителей в планируемомпериоде.

2.2. Потребность в топливе на выработку тепловой энергии поотдельной котельной, по группе котельных, входящих в одну систему теплоснабжения,или по предприятию (организации) в целом определяется с использованием нормудельного расхода топлива соответствующего уровня.

2.3. Для определения потребности в топливе на производствотепловой энергии используются групповые нормы удельного расхода топлива,основанные на индивидуальных нормах.

Индивидуальная норма - норма расхода данного расчетноговида топлива в условном исчислении на производство 1 Гкал тепловой энергиикотлоагрегатом* с котлом данного типа при определенных, заранее выбранных оптимальныхэксплуатационных условиях. При определении индивидуальной нормы в качестверасчетного топлива принимается вид топлива, указанный в техническом паспортекотла. Индивидуальные нормы измеряются в килограммах условного топлива на 1Гкал произведенной тепловой энергии (кг у.т./Гкал). Отклонение условийэксплуатации от расчетных, принятых при определении индивидуальных норм,учитывается при расчете групповых норм нормативными коэффициентами.

_______________

* Здесь и далее под термином"котлоагрегат" понимается паровой или водогрейный котел с хвостовымиповерхностями нагрева (экономайзер, воздухоподогреватель).

 

Групповая норма расхода топлива на выработку тепловойэнергии - плановое значение расхода топлива на выработку 1 Гкал тепловойэнергии при планируемых условиях производства. Групповая норма расхода топливана выработку тепловой энергии измеряется в килограммах условного топлива на 1Гкал тепловой энергии (кг у.т./Гкал).

2.4. При разработке норм расхода топлива необходимособлюдать следующее:

- нормы разрабатываются на всех уровнях планирования наединой методической основе;

- учитываются условия производства, достижениянаучно-технического прогресса, планы организационно-технических мероприятий,предусматривающие рациональное и эффективное использование топлива;

- нормы систематически пересматриваются с учетомпланируемого развития и технического прогресса производства, достигнутыхнаиболее экономичных показателей использования топливно-энергетическихресурсов;

- нормы должны способствовать максимальному использованиюрезервов экономии топлива.

2.5. В нормы расхода топлива не должны включаться затратытоплива, вызванные отступлениями от правил технической эксплуатации и режимовфункционирования, на строительство и капитальный ремонт зданий и сооружений,монтаж, пуск и наладку нового оборудования котельной, нанаучно-исследовательские и экспериментальные работы.

2.6. Установленные для котельных нормы расхода топливадолжны изменяться при возникновении следующих причин, существенно влияющих нарасход тепловой энергии и топлива:

- изменение вида или качества сжигаемого топлива;

- выявление испытаниями новых характеристик котлоагрегатов;

- установка нового или реконструкция действующегооборудования.

Все изменения норм на основании испытаний или обоснованных расчетовдолжны быть введены в действие после их утверждения.

2.7. Исходными данными для определения норм расхода топливаявляются:

- фактические технические данные оборудования(производительность, давление, КПД и др.) и режим функционирования (по времении нагрузке);

- режимные карты, составленные в результатережимно-наладочных испытаний;

- план организационно-технических мероприятий порациональному использованию и экономии топливно-энергетических ресурсов;

- информация о плановых и фактических удельных расходахтоплива за прошедшие годы.

2.8. Работа по определению норм расхода топлива в котельнойна планируемый период проводится в следующей последовательности:

- определяется плановая выработка тепловой энергиикотельной (котельными) Q;

- уточняется характеристика сжигаемого топлива: низшаятеплота сгорания , для угля - марка угля,влажность, зольность, фракционный состав (содержание мелочи класса 0¸6мм, %);

- определяются технические характеристики и параметрыфункционирования оборудования - тепловая мощность котлоагрегата (котла),Гкал/ч, т/ч пара, температура питательной воды tп.в, давление пара Р, коэффициент избытка воздуха втопке котла aт, присосы погазоходам и т.д.;

- подбираются типовые нормативные характеристики, соответствующиеустановленному оборудованию и виду сжигаемого топлива. В случае еслинормативные характеристики не соответствуют фактическим для установленныхкотлоагрегатов (вследствие несоответствия параметров пара, питательной воды,поверхностей нагрева элементов котла, качества топлива и т.д.), а также приотсутствии нормативных характеристик для установленных котлов, проводятсярежимно-наладочные испытания с целью установления оптимальных режимовфункционирования котла и разработки обоснованных нормативных характеристик;

- по нормативным характеристикам устанавливаетсяиндивидуальная норма расхода топлива на производство тепловой энергии каждымкотлоагрегатом;

- определяется расход тепловой энергии на собственные нуждыкотельной;

- определяется норма расхода топлива на выработку тепловойэнергии для котельной в целом.

2.9. Расчет индивидуальных норм расхода топлива напроизводство тепловой энергии осуществляется в следующем порядке.

2.9.1. В состав индивидуальных норм включаются расходытоплива на основной технологический процесс - производство тепловой энергии.

В основу разработки индивидуальных норм Hij положены нормативные характеристики котлоагрегатов.

Нормативная характеристика представляет собой зависимостьрасхода условного топлива на 1 Гкал произведенной тепловой энергии  от нагрузки(производительности) котлоагрегата при нормальных условиях его работы на данномвиде топлива.

Построение нормативной характеристики предусматриваетопределение значений удельного расхода топлива брутто, кг у.т./Гкал, во всемдиапазоне нагрузки котлоагрегата Qк.а - отминимальной до максимальной:

,                                                      (1)

где  - изменение КПД бруттокотлоагрегата во всем диапазоне его нагрузки.

2.9.2. КПД брутто определяется по результатамрежимно-наладочных испытаний котлоагрегата при сжигании топлива одного видаодинаковым способом.

Испытания котлоагрегатов проводятся по утвержденнойметодике специализированными организациями.

Характеристики составляются для котлоагрегата, находящегосяв технически исправном и отлаженном состоянии и работающего в соответствии срежимными картами.

В случае невозможности проведения режимно-наладочныхиспытаний расчет проводится по индивидуальным нормам расхода топлива,приведенным в Приложении 1.

2.9.3. При установлении индивидуальных норм в качественормативных значений принимаются значения удельного расхода расчетного видатоплива в условном исчислении при номинальной нагрузке котлоагрегатов с учетомпрогрессивных показателей удельного расхода топлива на выработку тепловойэнергии котлом данного типа . Индивидуальные нормы Hij расхода топлива для некоторых типов котлоагрегатов при номинальнойнагрузке приведены в Приложении 1.

При прогнозировании и планировании потребности в топливезначения удельных расходов топлива на выработку тепла по даннымзавода-изготовителя при номинальной загрузке корректируются в соответствии срежимной картой конкретного котла, учитывающей техническое состояние, срокввода в эксплуатацию и величину его фактической загрузки.

Нормативные характеристики используются и для разработкинормативных коэффициентов, учитывающих отклонения условий эксплуатации отпринятых при определении индивидуальных отраслевых норм:

- нормативный коэффициент K1, учитывающий эксплуатационную нагрузку котлоагрегата;

- нормативный коэффициент K2, учитывающий работу котлоагрегата без хвостовыхповерхностей нагрева;

- нормативный коэффициент K3, учитывающий использование нерасчетных видов топлива наданном типе котлов.

Коэффициенты K1, K2 и K3 определяются какотношение значений удельного расхода топлива при планируемых или фактическихнагрузках котлоагрегата в условиях эксплуатации () и удельного расхода топливапри оптимальных условиях эксплуатации на номинальной нагрузке . Значение  принимаетсяпо соответствующим нормативным характеристикам. После установки хвостовыхповерхностей и работе котла на расчетном виде топлива K2 = K3 = 1.

2.9.4. Нормативный коэффициент K1 определяется по нормативной характеристике bк.а.бр как отношение расхода условного топлива при среднейпроизводительности котлоагрегата за планируемый или фактический период работы  к расходуусловного топлива при номинальной нагрузке  по выражению:

.                                                              (2)

Нормативные коэффициенты K1 для некоторых типов котлоагрегатов в зависимости от ихнагрузки приведены в таблице 1.

 

Нормативные коэффициенты, учитывающие эксплуатационныенагрузки котлоагрегатов

Таблица 1.

 

Тип котлоагрегата

Вид топлива

Нагрузка, % номинальной

90

80

70

60

50

40

1

2

3

4

5

6

7

8

ПАРОВЫЕ КОТЛОАГРЕГАТЫ

ТП-35-У

КУ

1

1,001

1,005

1,009

1,015

1,022

 

БУ

0,997

0,996

1

1,005

1,009

1,014

ТП-35

М

1

1,001

1,002

1,005

1,008

1,011

ТП-30

Г

0,999

0,999

1

1

1,002

1,007

 

М

0,995

0,993

0,99

0,99

0,993

1,001

ТС-20

Г

1

1,001

1,002

1,007

1,012

1,017

 

М

1,002

1,006

1,011

1,016

1,021

1,028

ТП-20

Г

0,999

0,998

0,998

0,999

0,99

1

ДКВР-20-13

Г

1,004

1,011

1,018

1,026

1,032

1,037

 

М

0,995

0,99

0,99

0,995

1

1,005

 

КУ

0,987

0,954

0,935

0,935

0,944

0,962

ДКВР-10-13

Г

0,997

0,996

0,998

0,998

0,999

1,001

 

М

0,996

0,993

0,992

0,992

0,994

0,998

ДКВР-6,5-13

Г

0,993

0,988

0,997

0,997

1,003

1,011

 

М

0,999

0,999

1,002

1,002

1,007

1,014

ДКВР-4-13

Г

1

1,001

1,002

1,002

1,008

1,02

 

М

0,997

0,992

0,991

0,991

0,991

0,994

ДКВР-2,5-13

Г

1

1,001

1,005

1,005

1,011

1,019

ШБА-5

Г

0,999

0,999

1

1,001

1,001

1,003

 

М

1,001

1,002

1,003

1,005

1,007

1,011

ШБА-3

Г

1,002

1,005

1,008

1,012

1,017

1,024

 

М

1,002

1,006

1,009

1,018

1,03

1,044

Шухова, т/ч:

 

 

 

 

 

 

 

7,5

Г

0,999

0,999

0,999

0,999

1

1,002

4,7

Г

1,001

1,002

1,003

1,007

1,012

1,019

3,8

Г

0,999

0,999

1

1,004

1,011

1,03

3,2

Г

1,001

1,003

1,007

1,015

1,025

1,04

2

Г

1,002

1,007

1,012

1,018

1,024

1,033

Ланкаширский, т/ч:

 

 

 

 

 

 

 

3,7

Г

1,003

1,007

1,012

1,018

1,026

1,036

2,5

Г

1,001

1,005

1,01

1,016

1,024

1,036

КРШ-4

Г

1,001

1,002

1,004

1,007

1,011

1,019

ВОДОГРЕЙНЫЕ КОТЛОАГРЕГАТЫ

ПТВМ-100

Г

0,997

0,994

0,992

0,989

0,988

0,988

 

М

0,999

0,999

1

1,001

1,002

1,004

ПТВМ-50

Г

0,997

0,994

0,992

0,99

0,988

0,988

 

М

0,997

0,994

0,99

0,988

0,987

0,988

ТВГМ-30

Г

0,996

0,992

0,987

0,985

0,983

0,982

ПГВМ-30-МС

Г

0,997

0,995

0,993

0,991

0,988

0,986

ТВГ

Г

1,002

1,005

1,008

1,011

1,017

1,023

 

М

1

0,994

0,988

0,986

0,987

1,002

Секционные чугунные и стальные

Г

0,996

0,994

0,993

0,994

0,996

0,998

 

М

0,999

0,999

1

1,004

1,011

1,03

(HP-18, НИИСТУ-5 и др.)

КУ

1,003

1,007

1,012

1,018

1,026

1,036

 

БУ

1,005

1,012

1,023

1,036

1,05

1,065

 

Примечание: Г - газ, М - мазут, КУ -каменный уголь, БУ - бурый уголь.

 

2.9.5. Нормативный коэффициент K2 определяется только при отсутствии чугунных экономайзеровв котлах паропроизводительностью до 20 т/ч при параметрах, соответствующихноминальной нагрузке.

 

Вид топлива

Значения коэффициента K2

Газ

1,025-1,035

Мазут

1,030-1,037

Каменный уголь

1,070-1,08

Бурый уголь

1,070-1,08

 

Меньшее значение коэффициента K2 принимается для котлов типа ДКВР, ШБА; большее - длякотлов типа Шухова, КРШ.

2.9.6. Нормативный коэффициент K3 для стальных секционных и чугунных котлов типа HP-18,НИИСТУ-5, "Минск-1", "Универсал", "Тула-3" др., атакже для паровых котлов типа Е-1/9, топки которых оборудованы колосниковойрешеткой с ручным обслуживанием, при сжигании рядовых углей с содержаниеммелочи (класс 0¸6 мм) более 60% принимается равным: 1,15 - для антрацита;1,17 - для каменных углей; 1,2 - для бурых углей.

Для остальных котлов коэффициент K3 определяется по потерям теплоты топок от механическогонедожога q4 в зависимости оттипа топочного устройства, зольности и фракционного состава топлива по формуле:

,                                                         (3)

где  - исходное значение потерьтеплоты от механического недожога, %; потери теплоты с механическим недожогом взависимости от типа топочного устройства, зольности и вида сжигаемого топливапринимается по номограмме на рис.1;

Kм - поправка на содержание мелочи (класс 0¸6мм) в топливе; определяется по номограмме на рис.2.

 

 

Рис.1. Зависимость исходного значения потерь теплоты смеханическим недожогом (, %) от типа топочногоустройства, зольности на сухую массу (Ac, %) ивида сжигаемого топлива:

а - топки с забросомтоплива на неподвижный слой (марки топлива: 1 - угли Т, АРШ; 2 - угли БР,подмосковные; 3 - угли БР, челябинские; 4 - угли СС; 5 - Г, Д, К, ПЖ);

б - топки с ручнойподачей топлива (марки топлива: 1 - угли АРШ; 2 - угли БР; 3 - угли СС,промпродукт Т, Г, Д, К, ПЖ);

в - топки с цепнойрешеткой и забросом топлива на слой (марки топлива: 1 - угли Г, Д, СС; 2 - углиБР, К, ПЖ).

 

Рис.2. Поправки на содержание мелочи в топливе(Kм)

 

При наличии острого двустороннего дутья значение  должно бытьумножено на поправочный коэффициент 0,78.

Нормативные показатели работы слоевых топок приведены втаблице 2.

 

Нормативные показатели работы слоевых топок

Таблица 2.

 

Тип, марка угля

Характеристика топлива

Давление воздуха под решеткой, кг/м2

Коэффициент избытка воздуха за котлом, ayx

Потери тепла топкой от недожога, %

зольность, %

зерновая характеристика

механи-

ческого q4

хими-

ческого q3

макси-

мальный

размер куска, мм

содер-

жание

фракций

0¸6 мм,

%

1

2

3

4

5

6

7

8

С РУЧНЫМ ЗАБРОСОМ ТОПЛИВА

Бурые рядовые типа челябинских

30

75

55

100

1,65

7

2

Бурые рядовые типа подмосковных

35

75

55

100

1,65

11

3

Каменные типа Г, Д

20

75

55

80

1,65

7

5

Каменные сильноспекающиеся типа К, ПЖ

20

75

55

100

1,65

7

4

Каменные рядовые тощие

16

50

55

100

1,65

6

3

Антрацит

16

50

55

100

1,75

14

2

С ЗАБРАСЫВАТЕЛЯМИ И НЕПОДВИЖНЫМ СЛОЕМ

Бурые рядовые типа челябинских

30

35

55

60

1,65

7

1

Бурые рядовые типа подмосковных

35

35

55

60

1,65

11

1

Каменные типа Г, Д

20

35

55

60

1,65

7

1

Каменные сильноспекающиеся типа К, ПЖ

20

35

55

60

1,65

7

1

Каменные рядовые тощие

18

35

55

100

1,85

18

0,5

Антрацит АРШ

16

35

55

100

1,85

18

0,5

 

2.9.7. Интегральный нормативный коэффициент Kопределяется:

K= K1 K2 K3.                                                                 (4)

2.10. Индивидуальная норма на производство тепловой энергиикотлоагрегатом, кг у.т./Гкал, определяется по выражению:

.                                                         (5)

2.11. Расчет групповых норм на выработку тепловой энергиикотельной производится в следующей последовательности.

2.11.1. Определение групповых норм расхода топлива длякотельной предусматривает:

- определение средневзвешенной нормы расхода топлива навыработку тепловой энергии котельной в целом ;

- определение нормативной доли расхода тепловой энергии насобственные нужды dсн котельной;

- расчет групповой нормы на выработку тепловой энергиикотельной, кг у.т./Гкал, по формуле:

.                                                              (6)

2.11.2. Средневзвешенная норма расхода топлива на выработкутепловой энергии котельной, кг у.т./Гкал, определяется по формуле:

,                               (7)

где , ,  - индивидуальная норма расходатоплива для каждого котла при планируемой нагрузке, кг у.т./Гкал;

, ,  - производство тепловой энергиикаждым котлом в котельной на планируемый период, Гкал.

2.12. Нормативная доля расхода тепловой энергии насобственные нужды котельной dсн определяетсярасчетным или опытным методами.

Нормативы расхода тепловой энергии на собственные нуждыкотельной dсн по элементамзатрат в процентах от нагрузки приведены в таблице 3. Нормативы установлены приследующих показателях:

- максимальная величина продувки котлов производительностью10 т/ч пара - 10%, больше 10 т/ч пара - 5%; при определении нормативногорасхода тепловой энергии на собственные нужды в реальных условиях следуетпринимать величину продувки по результатам ранее проведенных режимно-наладочныхиспытаний;

- возврат конденсата 90-95% количества пара, производимогокотлами, температура возвращаемого конденсата 90 °С, температура добавочнойхимически очищенной воды 5 °С;

- марка мазута М-100, подогрев мазута - от 5 до 105 °С;

- дробеочистка принята для котлов паропроизводительностьюболее 25 т/ч, работающих на сернистом мазуте, бурых углях и угле марки АРШ срасходом пара на эжектор 1500 кг/ч при давлении 14 кгс/см2 итемпературе 280-330 °С;

- расход топлива на растопку принят, исходя из следующегоколичества растопок в год: 6 - после простоя длительностью до 12 ч, 3 - послепростоя длительностью более 12 ч;

- расход пара на калориферы для подогрева воздуха передвоздухоподогревателем предусмотрен для котлов паропроизводительностью 25 т/ч иболее и работающих на сернистом мазуте, бурых углях и угле марки АРШ.

 

Нормативная доля расхода теплоты на собственные нуждыкотельной

 

Таблица 3.

 

Составляющие затрат тепловой энергии на собственные нужды

Газообразное топливо

Твердое топливо

Жидкое топливо

Шахтно-мельничные топки

Слоевые топки

Каменные угли

Бурые угли, АРШ

1

2

3

4

5

6

Продувка паровых котлов паропроизводительностью, т/ч:

 

 

 

 

 

до 10

0,13

-

-

0,13

0,13

более 10

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

Растопка

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

Обдувка

-

0,30

0,30

0,36

0,32

Дутье под решетку

-

-

-

2,50

-

Мазутное хозяйство

-

-

-

-

1,60

Паровой распыл мазута

-

-

-

-

4,50

Эжектор дробеочистки

-

-

0,11

-

0,17

Подогрев воздуха в калориферах

 

 

 

 

 

Технологические нужды ХВО,

-

-

1,30

-

1,20

деаэрации, отопление и хозяйственные нужды котельной, потери с излучением теплоты паропроводов, насосов, баков и т.п.; утечки, испарения при опробовании и выявлении неисправностей в оборудовании

 

 

 

 

 

и неучтенные потери

2,20

2,00

1,80

2,00

1,70

Нормативная доля расхода тепловой энергии на собственные нужды котельной dсн

2,32-2,39

2,42

2,33-3,63

2,65-4,92

3,51-9,68

 

Примечание: Обдувка поверхностейтеплообмена учтена для котлов, работающих на всех видах топлива, кромегазообразного.

 

При отклонении фактических условий эксплуатации отприведенных в таблице 3 значение dсн определяетсяпо составляющим элементам в соответствии с методикой тепловых расчетов.

2.13. Для текущего и перспективного планированиясредневзвешенная норма расхода топлива на выработку тепловой энергии , кгу.т./Гкал, для котельных и предприятий может рассчитываться по индивидуальнымнормам, номинальной производительности и продолжительности функционированиякотлов каждого типа на соответствующем виде топлива по формуле:

,                                                 (8)

где Hij - индивидуальная норма расхода топлива котлом i порасчетному виду топлива j, кг у.т./Гкал;

Qoi - номинальная производительность котла типа i, Гкал/ч;

Tpij - продолжительность функционирования в планируемом периодевсех котлов типа i на расчетном топливе вида j, ч;

n -количество типов котлов;

m -количество видов топлива;

Nij - количество котлов типа i, работающих на топливе вида j.

Значение dсн в этом случаеопределяется на основе анализа отчетных данных с учетом планируемыхорганизационно-технических мероприятий по экономии тепловой энергии насобственные нужды котельной.

Нормативная доля расхода тепловой энергии на собственныенужды котельной определяется по предыдущему году:

,                                                   (9)

где Qн - количествотепловой энергии (нетто), выработанной котельной, тыс. Гкал;

Qбр - количество тепловой энергии (брутто), произведеннойкотельной, тыс. Гкал.

2.14. Интегральный нормативный коэффициент K учитываетотклонение планируемых условий эксплуатации от условий эксплуатации, принятыхпри расчете индивидуальных норм: в этом случае он определяетсярасчетно-аналитическим и расчетно-статистическим методами на основе информациио фактических расходах топлива и выработанной тепловой энергии за ряд лет.

Фактическое значение этого коэффициента на планируемыйпериод определяется по уравнению:

,                                                           (10)

где Вф - фактический расход топлива заотчетный год, тыс. кг у.т.;

 - средневзвешенная нормарасхода топлива, кг у.т./Гкал, полученная по формуле (8); при этом для расчетапринимается фактическая продолжительность функционирования котлов каждого типана каждом расчетном виде топлива;

Qбр - количество выработанной тепловой энергии за отчетныйгод, тыс. Гкал.

2.16. Общая потребность в топливе, т у.т., определяетсяумножением общего количества тепловой энергии, подлежащей выработке, наудельную норму затрат условного топлива:

В = Qвыр b 10-3,                                                             (11)

где Qвыр - количествотепловой энергии, необходимой для покрытия тепловой нагрузки на планируемыйпериод, Гкал;

b -удельные затраты условного топлива, кг у.т./Гкал.

2.17. Пересчет количества условного топлива Вуслв количество натурального топлива Внат производится всоответствии с характеристиками этого топлива и значением калорийногоэквивалента по формуле:

,                                                            (12)

где Э - калорийный эквивалент, определяемый поформуле:

,                                                              (13)

где ,  - низшаятеплота сгорания натурального и условного топлива, ккал/кг(м3).

Средние значения калорийных эквивалентов для переводанатурального топлива в условное приведены в Приложении 8.

При прогнозировании и планировании потребности в топливе вконкретных условиях значения калорийных эквивалентов следует принимать посертификатам на поставляемое топливо или по договорам с поставщиками.

2.18. Нормы потерь топлива при транспортировании,разгрузке, хранении и других топливно-транспортных операциях даны в таблицах 4и 5.

 

Нормы потерь твердого топлива, %%

Таблица 4.

 

Вид топлива

Наименование операций

жел/дор. перевозки

разгрузка вагонов

складские перемещения

хранение на складе в течение года

Подача со склада в котельную

Каменный уголь

0,8

0,1

0,2

0,2

-

Угольная мелочь

1,0

0,2

0,3

0,3

0,1

Бурый уголь

0,8

0,2

0,3

0,5

0,2

Кусковой торф

0,6

0,15

0,15

2,0

0,1

Фрезерный торф

1,25

0,5

0,5

3,0

0,3

 

Нормы потерь жидкого топлива

Таблица 5.

 

Наименование операции

Потери, %%

Перевозка в железнодорожных цистернах

0,4

Прием из железнодорожных цистерн и автоцистерн в заглубленные железобетонные и наземные металлические резервуары

0,021

Хранение в резервуарных емкостях (1 кг на 1 м2 поверхности испарения в месяц):

 

- резервуары заглубленные железобетонные

0,003

- резервуары наземные металлические

0,006

 

2.19. Количество тепловой энергии, подлежащей выработкеисточниками теплоснабжения на планируемый период, включает:

- количество тепловой энергии, необходимой на покрытиетеплового потребления;

- количество тепловой энергии, необходимой на покрытиетепловых потерь в тепловых сетях.

 

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ, НЕОБХОДИМОЙ НАПЛАНИРУЕМЫЙ ПЕРИОД

 

3.1. Суммарное тепловое потребление

3.1.1. Количество тепловой энергии, необходимое длятеплоснабжения потребителей на планируемый период, Гкал, определяется извыражения:

,                                                          (14)

где Qi - количество тепловой энергии, необходимое отдельномупотребителю на планируемый период, Гкал;

m -количество потребителей.

3.1.2. Количество тепловой энергии, необходимое отдельномупотребителю на планируемый период, Гкал, складывается из количеств тепловойэнергии на отопление, приточную вентиляцию и горячее водоснабжение:

Qi = Qo + Qv + Qh.                                                        (15)

3.1.3. При подаче воды на горячее водоснабжение неполныесутки или в течение неполной недели норма потребления горячей воды снижаетсявведением соответствующих коэффициентов, приведенных в таблице Приложения 2.

3.2. Количество тепловой энергии на отопление

3.2.1. Количество тепловой энергии, Гкал, необходимой дляотопления зданий на планируемый период (отопительный период в целом, квартал,месяц, сутки), определяется по формуле:

,                                                (16)

где Qomax - расчетное значение часовой тепловой нагрузки отопления,Гкал/ч, принимается по проекту зданий; при отсутствии проектных данных - поукрупненным показателям с учетом удельной отопительной характеристики;

tj- усредненное расчетное значение температуры воздуха внутри отапливаемыхзданий, °С;

to- расчетное значение температуры наружного воздуха для проектирования отопленияв конкретной местности, °С;

tom - среднее значение температуры наружного воздуха за планируемый период,°С;

n -продолжительность функционирования систем отопления в планируемый период, сут.

Количество тепловой энергии, Гкал, подаваемой на отоплениезданий при значениях температуры наружного воздуха выше значения,соответствующего точке излома температурного графика регулирования отпускатепловой энергии, определяется по формуле (16) с введением коэффициента,значение которого следует принимать из выражения:

,                                                           (17)

где t1 и t2 - значения температуры теплоносителя в подающем и обратномтрубопроводах тепловой сети по температурному графику регулирования отопления вдиапазоне его спрямления, °С;

 и  - значения температурытеплоносителя в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети, измененные всвязи со спрямлением температурного графика, °С.

3.2.2. Расчетное значение температуры наружного воздуха дляпроектирования отопления для конкретного населенного пункта, а также среднеезначение температуры наружного воздуха на планируемый период следует приниматьпо СНиП 23-01-99 [1], а при отсутствии в [1] необходимой информации - посведениям местной метеостанции за предыдущие 5 лет.

3.2.3. Методика определения расчетных часовых тепловыхнагрузок отопления зданий приведена в Приложении 3.

3.2.4. Потребность в тепловой энергии на технологическиецели присоединенных сельскохозяйственных, коммунально-бытовых и другихорганизаций определяется по проектным данным и результатам испытаний,зафиксированным в энергетических паспортах, оформленным в установленномпорядке.

3.3. Количество тепловой энергии на приточную вентиляцию ивоздушно-тепловые завесы

3.3.1. Потребность в тепловой энергии на вентиляцию ивоздушно-тепловые завесы определяется для соответствующих систем, имеющихся втеплоснабжаемых зданиях.

3.3.2. Продолжительность функционирования систем приточнойвентиляции в течение суток и длительность планируемого периода принимаются взависимости от назначения и режима работы организаций, расположенных втеплоснабжаемых зданиях. При отсутствии средств автоматического регулированияпродолжительность функционирования калориферов систем приточной вентиляции - 24ч/сут.

3.3.3. Количество тепловой энергии, Гкал, необходимое дляприточной вентиляции на планируемый период, определяется формулой:

,                                                (18)

где Qvmax -расчетное значение часовой тепловой нагрузки приточной вентиляции, Гкал/ч,принимается по проекту зданий; при отсутствии проектных данных - по укрупненнымпоказателям с учетом удельной вентиляционной характеристики;

tv- расчетное значение температуры наружного воздуха для проектированияотопления, °С;

n -продолжительность функционирования систем приточной вентиляции в планируемыйпериод, ч.

3.3.4. Расчетное значение температуры наружного воздуха дляпроектирования вентиляции для конкретного населенного пункта, а также среднеезначение температуры наружного воздуха на планируемый период следует приниматьпо СНиП 23-01-99 [1], а при отсутствии в [1] необходимой информации - посведениям местной метеостанции за предыдущие 5 лет.

3.3.5. Расчетные значения часовой тепловой нагрузкиприточной вентиляции и воздушно-тепловых завес в жилых зданиях, зданияхсоциально-бытового и административного назначения, обслуживаемыхтеплоснабжающей организацией, определяются по проектам, энергетическимпаспортам указанных зданий, по результатам приборных измерений, с коррекцией наусловия планируемого периода, а также по нормам затрат тепловой энергии в этихзданиях, представленным абонентами и утвержденным в установленном порядке.

3.3.6. Необходимое количество тепловой энергии дляфункционирования систем приточной вентиляции и воздушно-тепловых завес впланируемый период, Гкал, при отсутствии информации, упомянутой в п.3.3.5,определяется по указаниям Приложения 3. При определении расчетных нагрузоквентиляции следует использовать информацию, содержащуюся в Приложениях 8 и 9.

3.4. Количество тепловой энергии на горячее водоснабжение

3.4.1. Необходимое количество тепловой энергии на горячееводоснабжение на планируемый период, Гкал, определяется по формуле:

Qh = Qhm no + Qhmsns,                                                       (19)

где Qhm - среднее значение часовой тепловой нагрузки горячеговодоснабжения в отопительный период, Гкал/ч;

Qhms - среднее значение часовой тепловой нагрузки горячеговодоснабжения в неотопительный период, Гкал/ч;

no- продолжительность функционирования систем горячего водоснабжения вотопительном периоде, ч;

ns- продолжительность функционирования систем горячего водоснабжения внеотопительном периоде, ч.

Общая продолжительность функционирования систем горячеговодоснабжения, сут, определяется органом местного самоуправления вустановленном порядке; если длительность не установлена, она принимается поСНиП 2.04.07-86* [2] в размере 350 сут.

3.4.2. Средние значения часовой тепловой нагрузки горячеговодоснабжения в отопительном и неотопительном периодах для жилых зданий, зданийсоциально-бытового и административного назначения определяются на основепроектных данных, результатов испытаний, зафиксированных в энергетическихпаспортах, оформленных в установленном порядке, а также согласно нормам затраттепловой энергии для соответствующих зданий, представляемым потребителями иутвержденным в установленном порядке.

3.4.3. Для определения нагрузки горячего водоснабженияиспользуются показатели учета средствами измерений за предыдущий отчетныйпериод с соответствующей коррекцией по условиям планируемого периода.

При отсутствии приборного учета определение среднихзначений часовой тепловой нагрузки горячего водоснабжение производится понормам водопотребления, утвержденным органами местного самоуправления вустановленном порядке. При отсутствии утвержденных норм используетсяинформация, приведенная в СНиП 2.04.01-85* [3].

3.4.4. Методика определения средних значений часовойтепловой нагрузки горячего водоснабжения приведена в Приложении 3.


4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ, НЕОБХОДИМОЙ НАПОКРЫТИЕ ТЕПЛОВЫХ ПОТЕРЬ В ТЕПЛОВЫХ СЕТЯХ НА ПЛАНИРУЕМЫЙ ПЕРИОД

 

4.1. Эксплуатационные потери и затраты теплоносителя вводяных тепловых сетях

4.1.1. К потерям и затратам теплоносителя в процессепередачи, распределения и потребления тепловой энергии и теплоносителяотносятся технологические затраты, обусловленные используемыми технологическимирешениями и техническим уровнем оборудования системы теплоснабжения, а такжеутечки теплоносителя, обусловленные эксплутационным состоянием тепловой сети исистем теплопотребления.

4.1.2. К технологическим затратам теплоносителя относятся:

- затраты теплоносителя на заполнение трубопроводовтепловых сетей и систем теплопотребления перед пуском после плановых ремонтов,а также при подключении новых участков тепловых сетей и системтеплопотребления;

- технологические сливы теплоносителя средствамиавтоматического регулирования тепловой нагрузки и защиты;

- технически обусловленные затраты теплоносителя наплановые эксплуатационные испытания.

4.1.3. К утечке теплоносителя относятся его потери втрубопроводах тепловых сетей и систем теплопотребления, технически неизбежные впроцессе передачи и распределения тепловой энергии, в пределах,регламентированных Правилами [4].

4.1.4. Потери теплоносителя при авариях и других нарушенияхнормального режима эксплуатации, а также превышающие нормативные значенияпоказателей, упомянутых выше, в утечку не включаются и являются непроизводительнымипотерями.

4.1.5. Технологические затраты теплоносителя, связанные свводом в эксплуатацию трубопроводов тепловых сетей и систем теплопотребления,как новых, так и после планового ремонта или реконструкции, принимаются условнов размере 1,5-кратной емкости присоединяемых элементов системы теплоснабжения.

4.1.6. Технологические затраты теплоносителя, обусловленныеего сливом приборами автоматики и защиты тепловых сетей и системтеплопотребления, определены конструкцией и технологией обеспечения нормальногофункционирования этих приборов.

Размеры затрат устанавливаются на основе паспортнойинформации или технических условий на указанные приборы и уточняются врезультате их регулирования.

Значения потерь теплоносителя в результате слива из этихприборов, м3, на планируемый период определяются:

,                                                          (20)

где m - технически обоснованный расход теплоносителя, сливаемогокаждым из установленных средств автоматики или защиты, м3/ч;

N -количество функционирующих средств автоматики и защиты одного типа;

n -продолжительность функционирования однотипных средств автоматики и защиты впланируемый период, ч.

4.1.7. Технологические затраты теплоносителя при плановыхэксплуатационных испытаниях и промывке тепловых сетей и систем теплопотреблениявключают потери теплоносителя при выполнении подготовительных работ, отключенииучастков трубопроводов, их опорожнении и последующем заполнении. Нормированиеэтих затрат теплоносителя производится с учетом регламентируемой нормативнымидокументами периодичности проведения упомянутых работ, а также эксплуатационныхнорм затрат, утвержденных администрацией предприятия для каждого вида работ втепловых сетях и системах теплопотребления, находящихся на балансетеплоснабжающей организации.

Для трубопроводов тепловых сетей и систем теплопотребления,находящихся на балансе иных организаций, нормируемые затраты теплоносителя напроведение указанных работ планируются в соответствии с договорами отеплоснабжении, на основе технически обоснованных сведений.

4.1.8. Нормативные значения годовых потерь теплоносителя,обусловленных утечкой теплоносителя, м3, определяются по формуле:

Му.н = аVгод nгод 10-2 = mу.н.год nгод,                                              (21)

где a - норма среднегодовой утечки теплоносителя, установленнаяПравилами [4] в пределах 0,25% среднегодовой емкости трубопроводов тепловойсети и подключенных к ней систем теплопотребления, м3/чм3;

Vгод - среднегодовая емкость тепловой сети и системтеплопотребления, м3;

nгод - продолжительность функционирования тепловой сети исистем теплопотребления в течение года, ч;

mу.н.год - среднечасовая за год норма потерь теплоносителя,обусловленных его утечкой, м3/ч.

Значение среднегодовой емкости тепловых сетей иприсоединенных к ним систем теплопотребления, м3, определяетсяформулой:

,                                          (22)

где Vo и Vs - емкость трубопроводов тепловой сети и системтеплопотребления в отопительном и неотопительном периодах, м3;

noи ns - продолжительность функционирования тепловой сети вотопительном и неотопительном периодах, ч.

4.1.9. Емкость трубопроводов тепловых сетей определяется взависимости от их удельного объема и длины:

,                                                          (23)

где vdi - удельный объем i-го участкатрубопроводов определенного диаметра, м3/км; принимается по таблице6;

ldi - длина i-го участка трубопроводов, км.

 

Удельный объем трубопроводов тепловой сети

Таблица 6.

 

Диаметр труб, мм

Удельный объем, м3/км

25

0,6

40

1,3

50

1,4

70

3,9

80

5,3

100

8,0

125

12,0

150

18,0

175

27,0

200

34,0

250

53,0

300

75,0

350

101,0

400

135,0

450

170,0

500

210,0

600

300,0

700

390,0

800

508,0

900

640,0

1000

785,0

1200

1230,0

1400

5200,0

 

4.1.10. Емкость систем теплопотребления зависит от их видаи определяется по формуле:

,                                                       (24)

где v - удельный объем системы теплопотребления, м3ч/Гкaл;принимается по таблице 7 в зависимости от вида нагревательных приборов,которыми оснащена система, и температурного графика регулирования отпускатепловой энергии, принятого в системе теплоснабжения;

n -количество систем теплопотребления, оснащенных одним видом нагревательныхприборов.

 

Удельный объем систем теплопотребления

Таблица 7.

 

Нагревательные приборы

Удельная емкость систем теплопотребления, м3 ч/Гкал, при расчетной разности температуры в тепловой сети, °С

 

25

40

60

70

80

Радиаторы высотой 500 мм

19,5

17,6

15,1

14,6

13,3

То же, высотой 1000 мм

31,0

28,2

24,2

23,2

21,6

Ребристые трубы

14,2

12,5

10,8

10,4

9,2

Конвекторы плинтусные, нагревательные панели

5,6

5,0

4,3

4,1

3,7

Регистры гладких труб

37,0

32,0

27,0

26,0

24,0

Калориферы

8,5

7,5

6,5

6,0

5,5

 

При отсутствии информации о типе нагревательных приборов,которыми оснащены системы теплопотребления (отопления, приточной вентиляции),допустимо принимать значение удельного объема для систем в размере 30 м3ч/Гкал.

Емкость местных систем горячего водоснабжения в открытыхсистемах теплоснабжения можно определять при v = 6 м3ч/Гкал средней часовой тепловой нагрузки.

Определяя емкость систем теплопотребления, следуетучитывать каждую из систем, покрывающих различные виды тепловой нагрузки,независимо от схемы их присоединения к тепловым сетям, за исключением системгорячего водоснабжения, подключенных к тепловым сетям с помощью водо-водяныхтеплообменников.

Для определения емкости систем теплопотребленияпроизводственных зданий следует использовать исполнительную техническуюдокументацию.

4.1.11. Сезонные нормы утечки теплоносителя, м3/ч,(для отопительного и неотопительного периодов функционирования системытеплоснабжения) определяются:

;                                                         (25)

.                                                         (26)

4.1.12. Сезонные нормы утечки теплоносителя, м3/ч,могут быть уточнены корректировкой по рабочему давлению теплоносителя втрубопроводах тепловых сетей по формулам:

- отопительный период -

;                                              (25а)

- неотопительный период -

,                                              (26а)

где Po и Ps - средние значения рабочего давления в тепловой сети вотопительный и неотопительный периоды, кгс/см2.

При этом должно быть соблюдено равенство:

.                                           (27)

Средние значения рабочего давления в тепловой сети вотопительный и неотопительный периоды определяются как среднеарифметические изсредних значений давления теплоносителя в подающих и обратных коллекторахисточника теплоснабжения.

4.1.13. Нормируемые потери теплоносителя по сезонам(отопительный, неотопительный) и месяцам функционирования определяютсясуммированием составляющих потерь.

4.1.14. Определение нормативных значений эксплуатационныхпотерь теплоносителя следует производить по элементам системы теплоснабжениясообразно их балансовой принадлежности, учитывая оснащенность приборами учетатепловой энергии и теплоносителя, а также место их установки относительнограниц балансовой принадлежности, по указаниям Методики [5]:

- коммуникации и оборудование источника (источников)теплоснабжения на балансе теплоснабжающей организации;

- трубопроводы и оборудование тепловых сетей на балансетеплоснабжающей организации;

- трубопроводы и оборудование тепловых сетей другихорганизаций, являющихся оптовыми покупателями, не оснащенные приборами учетаколичеств тепловой энергии и теплоносителя на границах балансовойпринадлежности;

- системы теплопотребления абонентов, не оснащенныеприборами учета;

- трубопроводы тепловых сетей и системы теплопотребления,оснащенные приборами учета на границах балансовой принадлежности;

- трубопроводы тепловых сетей абонентов, расположенныемежду границей балансовой принадлежности и местом установки приборов учета.

4.2. Тепловые потери, обусловленные потерями теплоносителя

4.2.1. Нормативные значения годовых эксплуатационныхтепловых потерь, обусловленных утечкой теплоносителя, Гкал, определяются поформуле:

,                     (28)

где rгод -среднегодовая плотность теплоносителя при среднем значении температурытеплоносителя в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети, кг/м3;

t1год, t2год -среднегодовые значения температуры теплоносителя в подающем и обратномтрубопроводах тепловой сети, °С;

tcm - среднегодовое значение температуры холодной воды, подаваемой наисточник теплоснабжения и используемой для подпитки тепловой сети, °С;

c -удельная теплоемкость теплоносителя (сетевой воды), ккал/кг °С;

a - долямассового расхода теплоносителя, теряемого подающим трубопроводом (приотсутствии данных принимается a = 0,75).

4.2.2. Среднегодовые значения температуры теплоносителя вподающем и обратном трубопроводах тепловой сети определяются как средние изожидаемых среднемесячных значений температуры теплоносителя по применяемому всистеме теплоснабжения графику регулирования тепловой нагрузки, соответствующихожидаемым среднемесячным значениям температуры наружного воздуха на всемпротяжении функционирования тепловой сети в течение года.

Ожидаемые среднемесячные значения температуры наружноговоздуха определяются как средние из соответствующих статистических значений поинформации метеорологической станции за последние 5 лет (при отсутствии таковой- по климатологическому справочнику или СНиП [1]).

4.2.3. Среднегодовое значение температуры холодной воды,подаваемой на источник теплоснабжения для подпитки тепловой сети, °С,определяется по формуле:

,                                                      (29)

где tco и tcs - значения температуры холодной воды, поступающей наисточник теплоснабжения в отопительном и неотопительном периодах, °С; приотсутствии достоверной информации tco = 5 °С, tcs = 15 °С.

4.2.4. Нормативные значения эксплуатационных тепловыхпотерь, обусловленных утечкой теплоносителя, по периодам функционированиятепловой сети, Гкал, определяются по следующим формулам:

;                                                    (30)

.                                                  (30a)

4.2.5. Нормативные значения эксплуатационных тепловых потерь,обусловленных утечкой теплоносителя, по месяцам в отопительном и неотопительномпериодах, Гкал, определяются по формулам:

;                               (31)

,                                                  (31а)

где tп.мес и tо.мес - среднемесячные значения температуры теплоносителя вподающем и обратном трубопроводах тепловой сети, °С;

tп.о и tо.о - средниезначения температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах тепловойсети в отопительный период, °С; определяются как средние из среднемесячныхзначений температуры теплоносителя в этот период;

tс.мес - среднемесячное значение температуры холодной воды, °С.

4.2.6. Определение нормативных значений эксплуатационныхтепловых потерь, связанных с утечкой теплоносителя, производится для системытеплоснабжения, а также для отдельных ее элементов по их балансовойпринадлежности, по формулам (28)-(31а).

4.2.7. Кроме тепловых потерь, связанных с нормативнойутечкой теплоносителя из эксплуатируемых трубопроводов тепловой сети и другихэлементов системы теплоснабжения, планируются тепловые потери, обусловленныетехнологическими потерями теплоносителя, необходимыми для обеспеченияэксплуатационных режимов функционирования системы теплоснабжения, и проведениемработ по поддержанию оборудования и элементов системы теплоснабжения втехнически исправном состоянии. К таковым относятся сброс теплоносителя дляпроведения плановых ремонтов, производство промывок, различного рода испытаний.Базой для планирования являются эксплуатационные нормы потерь теплоносителя,разработанные предприятием, эксплуатирующим тепловую сеть, и утвержденные вустановленном порядке.

Определение тепловых потерь, связанных с технологическимипотерями теплоносителя, производится в соответствии с периодамифункционирования тепловой сети, с распределением технологических потерь поуказаниям раздела 7 Методики [5].

4.3. Тепловые потери через изоляционные конструкциитрубопроводов

4.3.1. Тепловые потери трубопроводами тепловых сетейтеплопередачей через изоляционные конструкции зависят от следующих факторов:

- вид теплоизоляционной конструкции и примененныетеплоизоляционные материалы;

- тип прокладки - надземная, подземная в каналах,бесканальная, их соотношение по длине для конкретной тепловой сети;

- температурные режимы и продолжительность функционированиятепловой сети в течение года;

- параметры окружающей среды - значения температурынаружного воздуха, грунта (для подземной прокладки) и характер их изменения втечение года, скорость ветра (для надземной прокладки);

- продолжительность и условия эксплуатации тепловой сети.

4.3.2. Эксплуатационные тепловые потери черезтеплоизоляционные конструкции трубопроводов тепловых сетей для средних за годусловий функционирования нормируются на год, следующий после проведениятепловых испытаний, и являются нормативной базой для планирования тепловыхпотерь согласно указаниям [6].

4.3.3. Планирование эксплуатационных тепловых потерь черезизоляционные конструкции на планируемый период производится, исходя из значенийчасовых тепловых потерь при среднегодовых условиях функционирования тепловойсети.

4.3.4. Планирование эксплуатационных часовых тепловыхпотерь производится в следующем порядке:

- для всех участков тепловой сети - на основе сведений оконструктивных особенностях тепловой сети на участках (типы прокладки, видытепловой изоляции, диаметр трубопроводов, длина участков), на основе нормтепловых потерь [7], если изоляция трубопроводов соответствует этим нормам, или[8], если изоляция соответствует СНиП 2.04.14-88 , определяются значениячасовых тепловых потерь через изоляционные конструкции, пересчетом табличныхзначений на среднегодовые условия функционирования;

- для участков тепловой сети, характерных для нее по типампрокладки и видам теплоизоляционных конструкций и подвергавшихся тепловымиспытаниям согласно указаниям [4] и [6], в качестве нормативных принимаютсяполученные в результате испытаний значения действительных (фактических) часовыхтепловых потерь, пересчитанные на среднегодовые условия функционированиятепловой сети;

- для участков тепловой сети, аналогичных подвергавшимсятепловым испытаниям по типам прокладки, видам теплоизоляционных конструкций иусловиям эксплуатации, в качестве нормативных принимаются значения часовыхтепловых потерь, определенные по нормам [7] или [8], с введением поправочныхкоэффициентов, определенных по результатам тепловых испытаний;

- для участков тепловой сети, не имеющих аналогов средиучастков, подвергавшихся тепловым испытаниям по указаниям [4] и [6], в качественормативных принимаются значения часовых тепловых потерь, определенныетеплотехническим расчетом для среднегодовых условий функционирования тепловойсети с учетом технического состояния (методика теплотехнического расчетаприведена в Приложении 4);

- для участков тепловой сети, вводимых в эксплуатацию послемонтажа, реконструкции или капитального ремонта, с изменением типа иликонструкции прокладки и теплоизоляционного слоя, в качестве нормативныхпринимаются значения часовых тепловых потерь при среднегодовых условияхфункционирования тепловой сети, определенные теплотехническим расчетом(Приложение 4) на основе исполнительной технической документации.

4.3.5. Значения часовых тепловых потерь тепловой сетью вцелом при среднегодовых условиях функционирования определяются суммированиемзначений часовых тепловых потерь трубопроводами на отдельных ее участках.

4.3.6. Определение нормативных значений часовых тепловыхпотерь для среднегодовых условий функционирования тепловой сети, сооруженной всоответствии с [7], Гкал/ч, производится по соответствующим нормам тепловыхпотерь по формулам:

- для теплопроводов подземной прокладки, по подающим иобратным трубопроводам вместе-

;                                               (32)

- для теплопроводов надземной прокладки по подающим иобратным трубопроводам раздельно -

;                                           (33)

,                                         (33а)

где qиз.н, qиз.н.п и qиз.н.о -удельные часовые тепловые потери трубопроводов каждого диаметра, определенныепересчетом табличных значений норм удельных часовых тепловых потерь насреднегодовые условия функционирования тепловой сети, подающих и обратныхтрубопроводов подземной прокладки - вместе, надземной - раздельно, ккал/мч;

L - длинатрубопроводов участка тепловой сети подземной прокладки в двухтрубномисчислении, надземной - в однотрубном, м;

b -коэффициент местных тепловых потерь, учитывающий потери запорной арматурой,компенсаторами, опорами.

Коэффициент b принимается равным 1,2 дляпрокладки в каналах при диаметре трубопроводов до 150 мм, 1,15 - при диаметре150 мм и более, а также при всех диаметрах трубопроводов бесканальнойпрокладки; при надземной прокладке b = 1,25.

4.3.7. Значения нормативных удельных часовых тепловыхпотерь при среднегодовых значениях разности температуры теплоносителя иокружающей среды (грунта или воздуха), отличающихся от значений, приведенных втаблицах норм [7] , ккал/мч, определяются линейной интерполяцией илиэкстраполяцией по формулам:

- для теплопроводов подземной прокладки, подающих иобратных трубопроводов вместе -

,                               (34)

где qиз.нТ1 и qиз.нТ2 - удельные часовые тепловые потери подающих и обратныхтрубопроводов каждого диаметра при 2-х смежных табличных значениях (меньшем ибольшем, чем для конкретной тепловой сети) среднегодовой разности температурытеплоносителя и грунта, ккал/чм;

Dtгод - среднегодовая разность температуры теплоносителя игрунта для рассматриваемой тепловой сети, °С;

DtT1 и DtT2 - смежные, меньшее ибольшее, чем для конкретной тепловой сети, табличные значения среднегодовойразности температуры теплоносителя и грунта, °С.

Среднегодовая разность температуры теплоносителя и грунта,°С, определяется:

,                                               (35)

где tп год и tо год - значения среднегодовой температуры теплоносителя вподающем и обратном трубопроводах рассматриваемой тепловой сети, °С;

tгр.год - среднегодовая температура грунта на глубине заложениятрубопроводов тепловой сети, °С;

- для теплопроводов надземной прокладки, по подающим иобратным трубопроводам раздельно -

;                        (36)

,                      (36а)

где qиз.н.п.Т1 и qиз.н.п.Т2 - удельные часовые тепловые потери подающих трубопроводовконкретного диаметра при двух смежных (меньшем и большем табличных значениях)среднегодовой разности значений температуры теплоносителя и наружного воздуха,ккал/чм;

qиз.н.о.Т1 и qиз.н.о.Т2 - тоже, для обратных трубопроводов, ккал/чм;

Dtп.год и Dtо.год - среднегодовая разность температуры теплоносителя вподающем и обратном трубопроводах тепловой сети и наружного воздуха, °С;

DtпТ1 и DtпТ2 - смежные табличные значения (меньшее и большее)среднегодовой разности температуры теплоносителя в подающем трубопроводетепловой сети и наружного воздуха, °С;

DtоТ1 и DtоТ2 - то же, для обратных трубопроводов, °С.

Значения среднегодовой разности температуры Dtп.год и Dtо.год для подающих и обратных трубопроводов определяются какразность соответствующих значений среднегодовой температуры теплоносителя Dtп.год и Dtо.год и среднегодовой температуры наружного воздуха tн.год.

4.3.8. Среднегодовые значения температуры теплоносителя вподающем и обратном трубопроводах тепловой сети Dtп.год и Dtо.год определяются как средние из ожидаемых среднемесячныхзначений температуры теплоносителя по действующему в системе теплоснабжениятемпературному графику регулирования тепловой нагрузки, соответствующихожидаемым значениям температуры наружного воздуха.

4.3.9. Ожидаемые среднемесячные значения температурынаружного воздуха и грунта определяются как средние по информации местнойгидрометеорологической станции о статистических климатологических значенияхтемпературы наружного воздуха и грунта на глубине заложения трубопроводовтепловых сетей за последние 5 лет.

4.3.10. Определение значений нормативных часовых тепловыхпотерь трубопроводами тепловых сетей, изоляционные конструкции которыхсоответствуют нормам СНиП 2.04.14-88 [8], производится аналогично п.4.3.4, сучетом следующего:

- нормы приведены применительно к тепловым сетям сразличной продолжительностью функционирования в год - до 5000 ч включительно, атакже более 5000 ч;

- нормы касаются не разности среднегодовых значенийтемпературы теплоносителя и окружающей среды, а абсолютных среднегодовыхзначений температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах тепловыхсетей;

- нормы при подземной прокладке тепловых сетей приведеныраздельно для канальной и бесканальной прокладки;

- удельные часовые тепловые потери при подземной прокладкетрубопроводов тепловых сетей в каналах и бесканально по каждому из диаметровтруб определяются суммированием тепловых потерь раздельно для подающих иобратных трубопроводов;

- удельные часовые тепловые потери при надземной прокладкетрубопроводов тепловых сетей (при расположении на открытом воздухе)определяются для подающих и обратных трубопроводов вместе, при среднейтемпературе теплоносителя в них.

4.3.11. Значения нормативных часовых тепловых потерьучастков тепловой сети, аналогичных участкам, подвергавшимся тепловымиспытаниям по типам прокладки, видам изоляционных конструкций и условиямэксплуатации, Гкал/ч, определяются для трубопроводов подземной и надземнойпрокладки отдельно, по формулам:

- для теплопроводов подземной прокладки, по подающим иобратным трубопроводам вместе-

;                                            (37)

- для теплопроводов надземной прокладки по подающим иобратным трубопроводам раздельно -

;                                        (38)

,                                       (38а)

где kи, kи.п и kи.о -поправочные коэффициенты для определения нормативных часовых тепловых потерь,полученные по результатам тепловых испытаний.

4.3.12. Поправочные коэффициенты для участков тепловойсети, аналогичных подвергавшимся тепловым испытаниям по типам прокладки, видамтеплоизоляционных конструкций и условиям эксплуатации, определяются:

- подземная прокладка, подающие и обратные трубопроводывместе

,                                                           (39)

Qиз.год.и и Qиз.год.н -тепловые потери, определенные тепловыми испытаниями, пересчитанные насреднегодовые условия функционирования каждого испытанного участка тепловойсети, и потери, определенные по нормам [7] или [8] для тех же участков, ккал/ч;

- надземная прокладка, подающие и обратные трубопроводыраздельно

;                                                         (40)

,                                                        (40а)

где Qиз.год.п.и и Qиз.год.о.и - тепловые потери, определенные тепловыми испытаниями ипересчитанные на среднегодовые условия функционирования каждого испытанногоучастка тепловой сети, для подающих и обратных трубопроводов, ккал/ч;

Qиз.год.п.н и Qиз.год.о.н -тепловые потери, определенные по нормам [7] или [8] для тех же участков,ккал/ч.

Максимальные значения поправочных коэффициентов не должныбыть больше значений, приведенных в таблице Приложения 5.

4.3.13. При выявлении тепловых потерь через изоляционныеконструкции трубопроводов теплотехническим расчетом следует учитывать:

- теплотехнические характеристики, приводимые в справочныхпособиях, должны быть скорректированы введением поправок на основании оценкитехнического состояния трубопроводов тепловой сети;

- определение значений тепловых потерь должно бытьпроведено для среднегодовых условий эксплуатации тепловых сетей (среднегодовыезначения температуры теплоносителя и окружающей среды - наружного воздуха длянадземной прокладки трубопроводов, грунта - для трубопроводов подземной прокладки);

- значения теплотехнических характеристик, входящие вформулы для определения тепловых потерь через изоляционные конструкциитрубопроводов, зависящие от конструкции и материала теплоизоляционного слоя,могут быть приняты согласно исполнительной технической документации и должныбыть скорректированы по результатам специальных обследований;

- расчеты следует проводить в соответствии с методикой,изложенной в Приложении 4.

4.3.14. В каждый последующий год между плановыми тепловымииспытаниями к значениям тепловых потерь вводятся поправки.

Поправки представляют собой коэффициенты к значениямчасовых тепловых потерь через теплоизоляционные конструкции трубопроводов,определяемые в зависимости от соотношения значений материальной характеристикитрубопроводов подземной и надземной прокладки тепловой сети в целом, а такжесоотношения тепловых потерь на участках тепловой сети, полученных в результатетепловых испытаний и расчетов, и нормативных тепловых потерь, полученных набазе норм [7] или [8] (таблица Приложения 5).

4.3.15. Наибольшие значения поправочных коэффициентов длякаждого соотношения видов прокладки и уровня тепловых потерь не должны бытьбольше значений, указанных в таблице Приложения 5. В исключительных случаях, насрок проведения ремонтных работ для восстановления разрушенной тепло- игидроизоляции, но не дольше 1 года, могут быть приняты поправочныекоэффициенты, значения которых превышают приведенные в таблице; конкретныйустанавливается руководством предприятия при планировании энергосберегающихмероприятий.

4.3.16. К значениям часовых тепловых потерь трубопроводов,проложенных в проходных и полупроходных каналах, определенным в результатетепловых испытаний или теплотехническим расчетом, поправки не вводятся. Однакопри изменении условий эксплуатации или технического состояниятеплоизоляционного слоя указанных трубопроводов значения тепловых потерь должныбыть уточнены.

4.3.17. Значения тепловых потерь трубопроводами тепловойсети за месяц определяются на основании значений часовых тепловых потерь присреднегодовых условиях функционирования пересчетом на средние температурныеусловия каждого месяца с учетом продолжительности функционирования тепловойсети в этом месяце.

4.3.18. Планируемые значения эксплуатационных тепловыхпотерь через изоляционные конструкции трубопроводов тепловой сети засоответствующий месяц, Гкал, определяются по выражению:

Qиз.н.мес = (Qиз.н.мес + Qиз.н.п.мес + Qиз.н.о.мес)n,                                     (41)

где Qиз.н, Qиз.н.п, Qиз.н.о -нормативные значения эксплуатационных часовых тепловых потерь тепловых сетейподземной прокладки, подающим и обратным трубопроводами вместе, надземной -раздельно, Гкал/ч;

n -продолжительность функционирования тепловой сети в рассматриваемом месяце, ч.

4.3.19. Планируемые значения эксплуатационных тепловыхпотерь при среднемесячных условиях функционирования тепловой сети, Гкал,определяются:

- для теплопроводов подземной прокладки, подающими иобратными трубопроводами вместе -

;                                    (42)

- для теплопроводов надземной прокладки, подающими иобратными трубопроводами раздельно -

;                                         (43)

,                                        (43а)

где tп.мес и tо.мес - ожидаемые среднемесячные значения температурытеплоносителя в подающем и обратном трубопроводах конкретной тепловой сети потемпературному графику регулирования тепловой нагрузки при ожидаемых значенияхтемпературы наружного воздуха, °С;

tгр.мес и tн.мес -ожидаемые среднемесячные значения температуры грунта на глубине заложениятрубопроводов и наружного воздуха, °С.

4.3.20. Планируемые значения эксплуатационных тепловыхпотерь через изоляционную конструкцию трубопроводов участков тепловой сети, нехарактерных по типу прокладки и конструкции теплоизоляционного слоя длярассматриваемой тепловой сети, удельные тепловые потери которых определялисьрасчетным путем, Гкал, выявляются:

- для подземной прокладки, подающих и обратных трубопроводоввместе

;                                              (44)

- для надземной прокладки, подающих и обратныхтрубопроводов раздельно

;                                            (45)

,                                          (45а)

где qиз.р, qиз.р.п и qиз.р.о -удельные часовые тепловые потери, определенные теплотехническим расчетом длятрубопроводов каждого диаметра при среднегодовых условиях функционированиятепловой сети, для подающих и обратных трубопроводов подземной прокладкивместе, надземной - раздельно, ккал/чм.

4.3.21. Планируемые значения эксплуатационных тепловыхпотерь через изоляционные конструкции трубопроводов, Гкал, участков тепловойсети, введенных в эксплуатацию после строительства, капитального ремонта илиреконструкции, определяются по формулам (44)-(45а) с использованием значенийудельных тепловых потерь, найденных в результате теплотехнических расчетов длясоответствующих участков.

4.3.22. Планируемые значения эксплуатационных тепловыхпотерь через изоляционные конструкции трубопроводов тепловой сети по периодамфункционирования (отопительный и неотопительный) и за год в целом определяютсякак суммы планируемых значений эксплуатационных тепловых потерь засоответствующие месяцы.

4.3.23. При выявлении эксплуатационных тепловых потерьчерез теплоизоляционные конструкции трубопроводов тепловых сетей по периодамфункционирования тепловые потери в переходные месяцы распределяютсяпропорционально количеству часов функционирования тепловой сети в эти месяцы. Вслучае если происходит изменение коммутационной схемы тепловой сети, тепловыепотери определяются с учетом этого изменения.

 

5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛАНИРУЕМЫХ ЗНАЧЕНИЙ РАСХОДА ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ ВВОДЯНЫХ ТЕПЛОВЫХ СЕТЯХ

 

5.1. Планируемые значения расхода теплоносителя в подающихи обратных трубопроводах тепловой сети, т/ч, определяются суммированиемзначений расхода теплоносителя по видам теплового потребления (отопление,приточная вентиляция, горячее водоснабжение) в подающих и обратныхтрубопроводах тепловых пунктов потребителей для каждого из характерных значенийтемпературы наружного воздуха:

- значение температуры наружного воздуха, соответствующееначалу и окончанию отопительного периода, tobe = +8°С;

- значение температуры наружного воздуха tof, соответствующее излому графика температуры теплоносителя;

- среднее значение температуры наружного воздухаотопительного периода tom;

- значение температуры наружного воздуха to,расчетное для проектирования отопления.

5.2. Определение планируемых значений расхода теплоносителяпроизводится с учетом типа системы теплоснабжения (открытая, закрытая), схемприсоединения систем теплопотребления к тепловым сетям, а также степениавтоматизации тепловых пунктов этих систем.

5.3. Планируемые значения расхода теплоносителя в подающихи обратных трубопроводах тепловых пунктов потребителей тепловой энергииопределяются на основе расчетных значений расхода теплоносителя по видамтеплового потребления.

Определение расчетных значений расхода теплоносителя повидам теплового потребления производится по указаниям Приложения 3 взависимости от типа системы теплоснабжения, схем присоединения системтеплопотребления, а также степени автоматизации тепловых пунктов.

5.4. В системах теплоснабжения без нагрузки горячеговодоснабжения планируемые значения расхода теплоносителя для всех характерныхзначений температуры наружного воздуха постоянны и равны расчетным значениямрасхода теплоносителя на отопление и приточную вентиляцию.

5.5. В закрытых системах теплоснабжения, при отсутствииавтоматических регуляторов поддержания постоянного расхода теплоносителя всистемах отопления и приточной вентиляции, а также постоянной температуры воды,подаваемой на горячее водоснабжение, на всех тепловых пунктах потребителейтепловой энергии планируемые значения расхода теплоносителя для всеххарактерных значений температуры наружного воздуха постоянны и равны суммерасчетных значений соответствующего расхода теплоносителя.

5.6. В закрытых системах теплоснабжения при оснащении всехтепловых пунктов потребителей тепловой энергии автоматическими регуляторамиподдержания постоянного расхода теплоносителя на отопление и приточнуювентиляцию, а также температуры воды, подаваемой на горячее водоснабжение,составляющие планируемого значения расхода теплоносителя по видам тепловогопотребления для характерных значений температуры наружного воздухаопределяются:

- отопление и приточная вентиляция - равным расчетнымзначениям расхода теплоносителя на отопление и приточную вентиляцию для всехзначений температуры наружного воздуха;

- горячее водоснабжение - равным расчетным значениямрасхода теплоносителя на горячее водоснабжение для значения температурынаружного воздуха, соответствующего точке излома температурного графика регулированиятепловой нагрузки; для остальных характерных значений температуры наружноговоздуха - равным значениям расхода теплоносителя на горячее водоснабжение,определяемым тепловым расчетом тепловых пунктов. Исключение составляют тепловыепункты с теплообменниками горячего водоснабжения, подключенными к тепловой сетипо параллельной схеме, для которых при значении температуры наружного воздуха,соответствующем началу и окончанию отопительного периода (+8 °С), значениерасхода теплоносителя на горячее водоснабжение равно расчетному.

5.7. В закрытых системах теплоснабжения, при различнойстепени автоматизации систем теплопотребления, составляющие планируемогозначения расхода теплоносителя по видам теплового потребления для характерныхзначений температуры наружного воздуха определяются:

а) для полностью автоматизированных тепловых пунктов(наличие регуляторов постоянного расхода теплоносителя на отопление и приточнуювентиляцию, а также температуры воды, подаваемой на горячее водоснабжение) - поуказаниям п.5.6;

б) для тепловых пунктов без регуляторов постоянного расходатеплоносителя на отопление и приточную вентиляцию, а также температуры воды,подаваемой на горячее водоснабжение - для значения температуры наружноговоздуха, соответствующего точке излома температурного графика регулированиятепловой нагрузки, равными сумме расчетных значений расхода теплоносителя наотопление, приточную вентиляцию и горячее водоснабжение; для остальныххарактерных значений температуры наружного воздуха нормативные значения расходатеплоносителя на отопление, приточную вентиляцию и горячее водоснабжениеопределяются по результатам гидравлического расчета тепловой сети на основезначений гидравлического сопротивления систем отопления, приточной вентиляции итеплообменников горячего водоснабжения; при независимом присоединении системотопления и приточной вентиляции для гидравлического расчета применяются вместогидравлического сопротивления этих систем значения гидравлическогосопротивления соответствующих теплообменников;

в) для тепловых пунктов, оборудованных только регуляторамитемпературы воды, подаваемой на горячее водоснабжение, -

- горячее водоснабжение - по указаниям п.5.6;

- отопление и приточная вентиляция - для значениятемпературы наружного воздуха, соответствующего точке излома температурногографика регулирования тепловой нагрузки, равными сумме расчетных значенийрасхода теплоносителя на отопление и приточную вентиляцию; для остальныххарактерных значений температуры наружного воздуха нормативные значения расходатеплоносителя на отопление и приточную вентиляцию определяются по результатамгидравлического расчета тепловой сети на основе значений гидравлическогосопротивления систем отопления (при зависимом присоединении) и теплообменниковотопления (при независимом присоединении).

5.8. В открытых системах теплоснабжения, при различнойстепени автоматизации систем теплопотребления, составляющие планируемогозначения расхода теплоносителя по видам теплового потребления в подающих иобратных трубопроводах на тепловых пунктах для характерных значений температурынаружного воздуха определяются:

а) при полной автоматизации тепловых пунктов (наличиерегуляторов постоянного расхода теплоносителя на отопление и приточнуювентиляцию, а также постоянной температуры воды, поступающей на горячееводоснабжение) -

- отопление и приточная вентиляция - расчетное значениерасхода теплоносителя на отопление и приточную вентиляцию для всех характерныхзначений температуры наружного воздуха;

- горячее водоснабжение - расчетное значение расходатеплоносителя на горячее водоснабжение для значения температуры наружноговоздуха, соответствующего точке излома температурного графика регулированиятепловой нагрузки, а также началу и окончанию отопительного периода; дляостальных характерных значений температуры наружного воздуха - в зависимости оттемпературы теплоносителя в подающем трубопроводе тепловой сети и,соответственно, доли водоразбора из него;

б) при установке на тепловых пунктах только регуляторовтемпературы воды, поступающей на горячее водоснабжение, -

- горячее водоснабжение - по указаниям подпункта а);

- отопление и приточная вентиляция - расчетный расходтеплоносителя на отопление и приточную вентиляцию для значения температурынаружного воздуха, соответствующего точке излома температурного графикарегулирования тепловой нагрузки; для остальных характерных значений температурынаружного воздуха - по результатам гидравлического расчета тепловой сети наоснове значений гидравлического сопротивления систем отопления;

в) при полном отсутствии на тепловых пунктах регуляторовпостоянного расхода теплоносителя на отопление и приточную вентиляцию, а такжепостоянной температуры воды, поступающей на горячее водоснабжение, -

- горячее водоснабжение - расчетное значение расходатеплоносителя для значения температуры наружного воздуха, соответствующеготочке излома температурного графика регулирования тепловой нагрузки, а такженачалу и окончанию отопительного периода; для остальных характерных значенийтемпературы наружного воздуха - по тепловому расчету, в зависимости оттемпературы теплоносителя в подающем (водоразбор из подающего трубопровода) иобратном трубопроводах (водоразбор из обратного трубопровода); для значениятемпературы наружного воздуха, соответствующего переводу водоразбора с подающеготрубопровода на обратный, производится определение значений отборатеплоносителя на горячее водоснабжение как из подающего, так и обратноготрубопроводов;

- отопление и приточная вентиляция - расчетное значениерасхода теплоносителя на отопление и приточную вентиляцию для значениятемпературы наружного воздуха, соответствующего точке излома температурногографика регулирования тепловой нагрузки; для остальных характерных значенийтемпературы наружного воздуха - по результатам гидравлического расчета тепловойсети на основе значений гидравлического сопротивления систем отопления.

5.9. В открытых системах теплоснабжения планируемыезначения расхода теплоносителя в обратных трубопроводах при каждом изхарактерных значений температуры наружного воздуха следует принимать какразность значений расхода теплоносителя в подающем трубопроводе и водоразбора,среднечасового за неделю.

5.10. При определении планируемых значений расходатеплоносителя в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети должна бытьучтена циркуляция воды в местных системах горячего водоснабжения.

5.11. В автоматизированных системах горячего водоснабженияпри водоразборе непосредственно из трубопроводов тепловой сети значение расходатеплоносителя на циркуляцию определяется расчетом для каждого характерногозначения температуры наружного воздуха. Для значения температуры наружноговоздуха, соответствующего излому температурного графика регулирования тепловойнагрузки, эта часть планируемого расхода равна ее расчетному значению; длязначений температуры наружного воздуха, когда водоразбор полностью производитсяиз обратного трубопровода, значение расхода теплоносителя на циркуляцию равнонулю.

5.12. Значение расхода теплоносителя в подающих и обратныхтрубопроводах тепловой сети, приходящееся на циркуляцию воды внеавтоматизированных системах горячего водоснабжения при водоразборенепосредственно из трубопроводов тепловой сети, определяется как расчетное призначении температуры наружного воздуха, соответствующем точке изломатемпературного графика регулирования тепловой нагрузки.

Для остальных характерных значений температуры наружноговоздуха и водоразборе из подающего трубопровода тепловой сети эта частьпланируемого значения расхода теплоносителя уточняется по результатамгидравлического расчета тепловой сети на основе значений гидравлическогосопротивления систем отопления и циркуляционных линий местных систем горячеговодоснабжения. При водоразборе из обратного трубопровода значение расходатеплоносителя на циркуляцию равно нулю.

5.13. В закрытых системах теплоснабжения, определяяпланируемые значения расхода теплоносителя на горячее водоснабжение, при любыхсхемах подключения нагревателей необходимо учитывать тепловые потери в местныхсистемах горячего водоснабжения.

5.14. В закрытых системах теплоснабжения планируемыезначения расхода теплоносителя в обратных трубопроводах тепловых пунктовследует принимать равными планируемым значениям расхода теплоносителя вподающих трубопроводах.

5.15. Планируемые значения расхода теплоносителя в подающемтрубопроводе тепловой сети (в подающих коллекторах источников теплоснабжения)для каждого из характерных значений температуры наружного воздуха на протяжениирасчетного периода превышают планируемые значения суммарного расходатеплоносителя в подающих трубопроводах тепловых пунктов потребителей тепловойэнергии на нормативное значение потерь теплоносителя из подающих трубопроводовтепловой сети.

Планируемые значения расхода теплоносителя в обратномтрубопроводе тепловой сети (в обратных коллекторах источников теплоснабжения)для каждого из характерных значений температуры наружного воздуха на протяжениирасчетного периода меньше планируемого значения суммарного расходатеплоносителя в обратных трубопроводах тепловой сети на тепловых пунктахпотребителей тепловой энергии на планируемое значение потерь теплоносителя изобратных трубопроводов тепловой сети.

Определение нормативных значений потерь теплоносителяпроизводится по указаниям раздела 4.1.

5.16. В силу того, что нормативные значения потерьтеплоносителя малы по сравнению с планируемыми значениями расхода теплоносителяв подающих и обратных трубопроводах тепловой сети, нормативными потерямитеплоносителя при практических расчетах можно пренебречь и приниматьпланируемые значения расхода теплоносителя в подающем и обратном трубопроводахтепловой сети равными планируемым значениям суммарного расхода теплоносителя всоответствующих трубопроводах на тепловых пунктах потребителей.

5.17. Выполнение гидравлических расчетов тепловых сетей дляопределения планируемых значений расхода теплоносителя для различныххарактерных значений температуры наружного воздуха (п.п.5.7, 5.8 и 5.12)производятся с помощью электронной вычислительной машины (ЭВМ), с применениемспециально разработанной программы гидравлического расчета, позволяющейпроизводить многовариантные расчеты гидравлических режимов функционированиятепловых сетей.

5.18. Основной (базовый) вариант гидравлического расчетатепловой сети целесообразно производить для подающего и обратного трубопроводовотдельно, при значении расхода теплоносителя в каждой из системтеплопотребления, определенном при значении температуры наружного воздуха,соответствующем точке излома температурного графика регулирования тепловойнагрузки. Это значение температуры наружного воздуха является расчетным длятепловой сети, т.к. при этой температуре расход теплоносителя в подающемтрубопроводе тепловой сети является максимальным.

Расчетные значения располагаемого напора на тепловыхпунктах неавтоматизированных систем теплопотребления, а также значения ихгидравлического сопротивления, м/(м3/ч)2, определяются порезультатам базового варианта гидравлического расчета тепловой сети ипостроения расчетного варианта гидравлического режима ее функционирования. Этизначения являются исходными для проведения гидравлических расчетов для другиххарактерных значений температуры наружного воздуха. Расчеты производятся,принимая значения гидравлического сопротивления неавтоматизированных системтеплопотребления, которые были определены в результате базового гидравлическогорасчета тепловой сети, и значения расхода теплоносителя автоматизированныхсистем теплопотребления для соответствующих характерных значений температурынаружного воздуха.

5.19. Значение эквивалентной шероховатости трубопроводовдля проведения гидравлического расчета тепловых сетей принимается порезультатам их специальных испытаний или в результате анализа эксплуатационнойинформации.

5.20. Для определения планируемых значений расходатеплоносителя в трубопроводах тепловой сети на тепловых пунктах системтеплопотребления для характерных значений температуры наружного воздуха, кромерасчетного, при некоторых принципиальных схемах присоединения местных системгорячего водоснабжения приходится применять метод последовательных приближений.

При расчетном для тепловой сети значении температурынаружного воздуха, соответствующем точке излома графика регулирования тепловойнагрузки, значения расхода теплоносителя для неавтоматизированных системотопления и приточной вентиляции являются расчетными, и значение температурытеплоносителя в обратных трубопроводах тепловой сети на тепловых пунктах этихсистем равно значению температуры теплоносителя по температурному графикурегулирования тепловой нагрузки в этой точке графика. Но при остальных значенияхтемпературы наружного воздуха значения температуры теплоносителя в обратныхтрубопроводах неавтоматизированных систем отопления и приточной вентиляцииотличаются от значения температуры теплоносителя по температурному графику, чтоизменяет расход теплоносителя на горячее водоснабжение при 2-ступенчатых схемахприсоединения теплообменников горячего водоснабжения, а также принепосредственном отборе теплоносителя на горячее водоснабжение.

При определении значений расхода теплоносителя для системгорячего водоснабжения необходим учет этих обстоятельств (методомпоследовательных приближений).

В частности, при 2-ступенчатой смешанной схемеприсоединения теплообменников горячего водоснабжения, оснащенных регуляторамитемпературы воды, подаваемой на горячее водоснабжение, но без поддержанияпостоянного расхода теплоносителя на отопление и приточную вентиляцию, длягидравлического расчета тепловых сетей следует принимать в качестве расчетныхзначения расхода теплоносителя на отопление и горячее водоснабжение, расчетныедля этих систем (при температуре наружного воздуха, соответствующей точкеизлома температурного графика регулирования тепловой нагрузки).

При остальных значениях температуры наружного воздухазначения расхода теплоносителя для неавтоматизированных систем отопления иприточной вентиляции становится больше расчетного значения, и поэтомутемпература теплоносителя в обратных трубопроводах этих систем будет выше, чемэто предусмотрено температурным графиком.

Указанное выше приводит к увеличенной тепловой производительностиI ступени теплообменников горячего водоснабжения и снижению расходатеплоносителя в их II ступени. Вследствие этого необходимо проведениеповторного теплового расчета таких тепловых пунктов при увеличенном значениирасхода теплоносителя в системах отопления и приточной вентиляции и выявлениена его основе сниженных значений расхода теплоносителя на горячееводоснабжение.

Полученные значения расхода теплоносителя должны бытьположены в основу повторного гидравлического расчета тепловой сети, который иопределит планируемые значения расхода теплоносителя для неавтоматизированныхсистем теплопотребления.

5.21. При параллельной схеме присоединения теплообменниковгорячего водоснабжения их режим функционирования не зависит от температурытеплоносителя в обратных трубопроводах систем отопления и приточной вентиляции,а зависит только от температуры теплоносителя в подающем трубопроводе тепловойсети.

Поэтому в повторных тепловых расчетах указанных тепловыхпунктов необходимости нет.

 

6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ,НЕОБХОДИМОЙ НА ПЛАНИРУЕМЫЙ ПЕРИОД, ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА И ПЕРЕДАЧИ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

 

6.1. Определение количества электрической энергии,необходимой для производства тепловой энергии

6.1.1. Затраты электроэнергии на производство тепловойэнергии включают:

- затраты электроэнергии на привод тягодутьевых устройств(дымососы, вентиляторы);

- затраты электроэнергии на привод питательных,циркуляционных насосов, насосов установки химводоподготовки, мазутногохозяйства, вакуумных насосов;

- затраты электроэнергии на привод механизмовтранспортировки топлива, топливоподготовки, топливоподачи, шлакозолоудаления(транспортеры, дробилки, углезабрасыватели, скреперные лебедки);

- затраты электроэнергии на вентиляцию здания источникатеплоснабжения, освещение.

6.1.2. Затраты электроэнергии на привод технологическогооборудования, кВтч, определяются по формуле:

,                                                      (46)

где Ni - номинальная мощность i-го электродвигателя,кВт;

Zi- период функционирования i-го электродвигателя, ч;

KNi - коэффициент использования мощности электродвигателей;

hi - КПД i-гоэлектродвигателя;

n -количество функционирующего оборудования.

6.1.3. Мощность электродвигателей, кВт, привода механизмовтранспортеров определяются по формулам:

- горизонтальный ленточный транспортер без промежуточныхсбрасывателей -

,                                                       (47)

где Стр - производительностьтранспортера, т/ч;

lтр - рабочая длина транспортера, м;

hп - КПД передачи.

КПД передачи hп для ременной передачи можно принимать равным 0,85-0,9, дляклиноременной передачи - 0,97-0,98, для зубчатой передачи - 0,98,непосредственной передачи, при помощи муфты - 1,0.

- скребковый транспортер и шнеки -

,                                              (48)

где R - коэффициент, учитывающий рост сопротивления материалапри пуске транспортера;

Kx- коэффициент сопротивления материала;

lпер - длина перемещения топлива, м;

h - высотаподъема топлива, м.

Значение коэффициента R, учитывающего ростсопротивления материала при пуске транспортера, может быть принято R =1,2-1,5.

Значение коэффициента Kx можетбыть принято равным для угля 4,2-4,6, для золы - 4,0.

- ковшовый элеватор -

,                                                          (49)

где Ск.эл - производительность ковшовогоэлеватора, т/ч.

6.1.4. Коэффициент использования мощности электродвигателеймеханизмов транспортеров определяется как отношение активной мощностиотдельного электродвигателя или группы электродвигателей к номинальноймощности:

,                                                             (50)

где Na и Nн - активная иноминальная мощность электродвигателя, кВт.

6.1.5. Для группы электродвигателей с различными режимамифункционирования целесообразно определять средний коэффициент использованиямощности по выражению:

,                                                        (51)

где Zн - планируемыйпериод времени, к которому отнесена средняя мощность электродвигателей, ч;

Zi- время функционирования каждого электродвигателя за планируемый период, ч.

6.1.6. При отсутствии информации для расчета количествоэлектроэнергии, необходимое на планируемый период для топливоприготовления,топливоподачи и шлакозолоудаления, кВтч, выявляется по формуле:

Этопл = Эуд.топлQпр Z,                                                        (52)

где Эуд.топл - удельные затратыэлектроэнергии на топливоприготовление, топливоподачу и шлакозолоудаление,кВтч/Гкал; можно принимать по таблице 8;

Qпр - тепловая производительность источника теплоснабжения,Гкал/ч;

Z -продолжительность функционирования оборудования в планируемом периоде, ч.

 

Удельные затраты электроэнергии на топливоприготовление

 

Таблица 8.

 

Тепловая производительность источника теплоснабжения, Гкал/ч

Удельные затраты электроэнергии на топливоприготовление, топливоподачу и шлакозолоудаление, кВтч/Гкал

Жидкое топливо

Твердое топливо

до 5

1,1

7,0

5-10

1,06-1,1

6,8-7,0

10-20

1,0-1,06

6,6-6,8

20-30

0,95-1,0

6,4-6,6

более 30

0,6-0,95

4,0-6,4

 

6.1.7. Электроэнергия, потребляемая электродвигателемвентилятора или дымососа, кВтч, определяется по формуле:

,                                                          (53)

где L - производительность вентилятора (дымососа), м3/с;

P - полноедавление, создаваемое вентилятором, мм вод.ст.;

hв, hдв - КПДвентилятора и электродвигателя.

6.1.8. При отсутствии информации для расчетов количествоэлектроэнергии на привод тягодутьевых машин, кВтч, можно определять:

,                                                        (54)

где L - удельная производительность тягодутьевых установок, м3/Гкал;

Эуд -удельные затраты электроэнергии на привод тягодутьевых машин, кВтч/103м3.

Удельные затраты электроэнергии на привод тягодутьевыхмашин, кВтч/103 м3, можно принимать по таблице Приложения6.

6.1.9. Удельная производительность тягодутьевых машин, м3/Гкал,определяется по формулам:

- для вентиляторов -

,                                            (55)

- для дымососов -

 ,                                                (55a)

где В - затраты топлива, кг;

Vов - теоретический удельный объем воздуха, необходимый дляполного сгорания топлива, нм33 (нм3/кг);

Vo- теоретический удельный объем продуктов сгорания, нм33(нм3/кг);

am,ayx - коэффициент избытка воздуха в топке и уходящих газах;

tхв, tух - температурахолодного воздуха и уходящих газов, °С;

рбар -барометрическое давление, КПа.

Теоретический удельный объем воздуха, необходимого дляполного сгорания топлива, а также теоретический удельный объем продуктовсгорания, нм33 (нм3/кг), можно принимать потаблице Приложения 7.

 

Коэффициенты избытка воздуха в топке и уходящих газах

Таблица 9.

 

Вид топлива

Коэффициент избытка воздуха

в топке am

в отходящих газах ayx

Мазут, природный газ

1,1

1,4

Твердое топливо

1,2-1,25

1,55-1,6

 

Значение температуры холодного воздуха tхв можно принимать 20 °С.

6.1.10. Затраты электроэнергии на привод насоса, кВтч,определяются по формуле:

,                                                         (56)

где G - расход воды, кг/ч;

H - напор,развиваемый насосом, м;

r -плотность перекачиваемой воды, кг/м3;

hн - КПД насоса.

6.1.11. Затраты электроэнергии на привод компрессора, кВтч,определяются по формуле:

,                                                          (57)

где Lк -производительность компрессора, м3/с;

A -удельная работа сжатия от 1 кгс/см2 до конечного давления, кВт;

hк - КПД компрессора.

6.1.12. Количество электроэнергии, необходимое дляосвещения помещений источника теплоснабжения, кВтч, определяется по количеству,мощности установленных светильников и продолжительности их функционирования запланируемый период по формуле:

,                                                        (58)

где Nосвi - мощность i-госветильника, кВт;

Z -продолжительность использования осветительного максимума, ч;

n -количество светильников.

При отсутствии достоверной информации для расчета можнопринимать Z = 4800 ч при наличии естественного освещения и Z = 7700 ч- при его отсутствии.

6.1.13. Количество электроэнергии, необходимое дляфункционирования приборов автоматического регулирования, кВтч, определяется поформуле:

,                                                      (59)

где Nпрi - мощность i-тогоприбора, кВт;

Zпрi -продолжительность функционирования i-того прибора, ч;

n -количество приборов авторегулирования.

Мощность отдельного прибора может быть принята 0,065 кВт.

6.2. Определение количества электрической энергии,необходимой для передачи тепловой энергии

6.2.1. Планируемое значение затрат электроэнергии напередачу тепловой энергии определяется по мощности электродвигателей насосов,необходимой для нормального функционирования тепловой сети:

- подпиточных насосов источников теплоснабжения;

- сетевых насосов источников теплоснабжения;

- подкачивающих насосов на подающем и обратномтрубопроводах тепловой сети;

- подмешивающих насосов в тепловой сети;

- дренажных насосов;

- насосов отопления и горячего водоснабжения, а такжеподпиточных насосов тепловой сети отопления (II контур) на центральных тепловыхпунктах (ЦТП).

Планируемые значения затрат электроэнергии на передачутепловой энергии определяются для характерных значений температуры наружноговоздуха на всем протяжении планируемого периода.

Основой для определения планируемых значений затратэлектроэнергии являются, кроме планируемых значений расхода теплоносителя,перекачиваемого указанными насосами, значения развиваемого насосами напора,необходимого для нормального функционирования тепловой сети, а такжехарактеристики насосов.

6.2.2. Мощность, кВт, требуемая на валу насоса дляперекачки теплоносителя центробежными насосами, определяется по формуле:

,                                                      (60)

где G - объемный расход теплоносителя, перекачиваемого насосом,м3/ч;

r -плотность теплоносителя, кг/м3;

H - напор,развиваемый насосом при расходе G, м;

hп, hн - КПД передачии насоса; при расчетах можно принимать hп = 0,98.

6.2.3. При определении нормативного значения мощностиэлектродвигателей значение расхода теплоносителя, перекачиваемого насосом,принимается по результатам гидравлического расчета тепловой сети в соответствиис местом установки рассматриваемого насоса в системе теплоснабжения. Напор насосапринимается согласно разработанному гидравлическому режиму функционированиятепловой сети с превышением необходимого значения не более 10%.

Мощность электродвигателя насоса, определенная по формуле(60), может быть увеличена не более чем на 20%.

6.2.4. При определении нормативного значения мощностиэлектродвигателей подпиточных насосов источников теплоснабжения, значениерасхода теплоносителя, перекачиваемого этими насосами, должно соответствоватьнормативному значению утечки теплоносителя из системы теплоснабжения (раздел4.1). Требуемое значение напора определяется гидравлическим режимомфункционирования тепловой сети.

6.2.5. Если насосная группа состоит из насосов одного типа,расход теплоносителя, перекачиваемого одним из этих насосов, определяется делениемсреднего за час суммарного значения расхода теплоносителя на количество рабочихнасосов.

6.2.6. Если насосная группа состоит из насосов различныхтипов (или диаметры рабочих колес однотипных насосов различны), для определениярасхода теплоносителя, перекачиваемого каждым из установленных насосов,необходимо построить результирующую характеристику насосов, при помощи которойможно определить расход теплоносителя, перекачиваемого каждым из насосов, приизвестном суммарном расходе перекачиваемого теплоносителя.

6.2.7. При дросселировании напора, развиваемого насосом (вклапане, задвижке или дроссельной диафрагме), значения напора, развиваемогонасосом, и его КПД при определенном значении расхода перекачиваемоготеплоносителя могут быть определены по результатам испытания насоса или егопаспортной характеристике.

6.2.8. В случае регулирования напора и производительностинасосов путем изменения частоты вращения их рабочих колес результирующаяхарактеристика насосов насосной группы определяется по результатамгидравлического расчета тепловой сети: определяется расход теплоносителя длянасосной группы и требуемый напор насосов, измененный по сравнению с паспортнойхарактеристикой при полученном значении расхода теплоносителя. Найденныезначения расхода теплоносителя для каждого из включенных в работу насосов иразвиваемого ими при этом напора позволяют определить требуемую частотувращения рабочих колес насосов:

,                                                  (61)

где H1 и H2 - напор, развиваемый насосом, при частоте вращения n1 и n2, м;

G1 и G2 - расходтеплоносителя при частоте вращения n1 и n2, м3/ч ;

n - частотавращения рабочих колес насосов, мин-1.

6.2.9. Мощность электродвигателей, кВт, требуемая дляперекачки теплоносителя центробежными насосами, с учетом измененной посравнению с первоначальной частотой вращения их рабочих колес определяется поформуле (60) с подстановкой соответствующих значений расхода перекачиваемоготеплоносителя, напора, развиваемого насосом, и КПД преобразователя частоты(последний - в знаменатель формулы).

6.2.10. Нормативное значение суммарной мощностиэлектродвигателей каждой насосной группы определяется суммированием значенийтребуемой мощности электродвигателей только рабочих насосов.

6.2.11. Нормативное значение требуемой мощностиэлектродвигателей насосов дренажных подстанций, оборудованных на тепловыхсетях, ориентировочно можно выявить по мощности электродвигателей рабочихдренажных насосов и продолжительности их функционирования в сутки. Среднеечасовое за сутки нормативное значение мощности электродвигателей этих насосовможет быть определено по выражению:

,кВт,                                                   (62)

где N - мощность электродвигателя дренажного насоса, кВт;

n -продолжительность функционирования дренажного насоса в сутки, ч.

6.2.12. Нормативное значение суммарной мощностиэлектродвигателей насосов, требуемой для перекачки теплоносителя на ЦТП, должнобыть определено для подкачивающих и циркуляционных насосов систем горячеговодоснабжения, подпиточных и циркуляционных насосов систем отопления принезависимом присоединении их к тепловой сети, а также иных насосов,установленных на трубопроводах тепловой сети.

6.2.13. При определении нормативного значения мощностиэлектродвигателей значение расхода горячей воды, перекачиваемой циркуляционныминасосами системы горячего водоснабжения, определяется по средней часовой занеделю тепловой нагрузке горячего водоснабжения и поэтому постоянно напротяжении сезона (отопительного или неотопительного периодов).

6.2.14. При определении нормативного значения мощностиэлектродвигателей подпиточных и циркуляционных насосов отопительных систем,подключенных к тепловой сети через теплообменники, значения расходатеплоносителя, перекачиваемого этими насосами, определяются емкостью этихсистем и их теплопотреблением для каждого из характерных значений температурынаружного воздуха.

6.2.15. При определении нормативного значения мощностиэлектродвигателей подкачивающих и подмешивающих насосов на ЦТП значения расходатеплоносителя, перекачиваемого этими насосами, и развиваемый ими напоропределяются принципиальной схемой коммутации ЦТП, а также принципами ихавтоматизации.

6.2.16. Планируемые значения затрат электроэнергии на передачутепловой энергии, кВтч, определяются как произведение значения суммарнойнормативной мощности электродвигателей рабочих насосов, необходимой длянормального функционирования тепловой сети, на продолжительность ихфункционирования в рассматриваемом планируемом периоде с учетом коэффициентовспроса (таблица 6.3 Приложения 6):

,                                                             (63)

где SN -суммарная нормативная мощность электродвигателей рабочих насосов, необходимая длянормального функционирования тепловой сети, кВт.

6.2.17. Планируемое значение удельных затрат электроэнергиина передачу тепловой энергии, кВтч/Гкал, для каждого из характерных значенийтемпературы наружного воздуха определяется как отношение нормативного значениязатрат электроэнергии на передачу тепловой энергии к нормативному значениюотпуска тепловой энергии источниками теплоснабжения в тепловую сеть при одном итом же значении температуры наружного воздуха:

,                                                             (64)

где SЭ - планируемоесреднесуточное значение затрат электроэнергии в тепловой сети при ее нормальномфункционировании для определенного характерного значения температуры наружноговоздуха, кВтч;

Qист - нормативное значение среднесуточного расхода теплоты,отпускаемой источниками теплоснабжения в тепловую сеть единой системытеплоснабжения при том же значении температуры наружного воздуха, Гкал (ГДж).

Значение удельных затрат электроэнергии на передачу тепловойэнергии, кВтч/Гкал, можно представить и как соотношение средней часовоймощности электродвигателей, кВт, необходимой для нормального функционированиятепловой сети, и среднего часового расхода тепловой энергии, Гкал/ч,отпускаемой источниками теплоснабжения в тепловую сеть.

 

7. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА ВОДЫ, НЕОБХОДИМОЙ ДЛЯПРОИЗВОДСТВА И ПЕРЕДАЧИ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ НА ПЛАНИРУЕМЫЙ ПЕРИОД

 

7.1. Потребность в воде, м3, для производства ипередачи тепловой энергии складывается из количества воды, необходимого дляразового наполнения трубопроводов тепловых сетей и систем теплопотребления,затрат воды на подпитку системы теплоснабжения, а также на собственные нуждыисточников теплоснабжения:

,                                           (65)

где Vт.с - количествоводы, необходимой для заполнения трубопроводов тепловой сети, м3;

Vс.т.i  -количество воды, необходимой для заполнения i-той системытеплопотребления, м3;

n -количество систем теплопотребления;

Vподп - количество воды, необходимой для подпитки тепловой сети,м3;

Vсн - количество воды, необходимой для покрытия собственныхнужд источника теплоснабжения, м3.

7.2. Количество воды, необходимой для заполнениятрубопроводов тепловой сети, м3, определяется по указаниям раздела4.1.

7.3. Количество воды, необходимой для заполнения системтеплопотребления, м3, определяется по указаниям раздела 4.1.

7.4. Количество воды, необходимой для подпитки тепловойсети, м3, определяется в зависимости от вида системы теплоснабжения- закрытая или открытая.

7.4.1. В закрытых системах теплоснабжения количество воды,необходимой для подпитки тепловых сетей, м3, обусловлено толькотехнически неизбежными в процессе передачи и распределения тепловой энергиипотерями теплоносителя через неплотности в арматуре и трубопроводах тепловыхсетей, а также систем теплопотребления в регламентированных Правилами [4]пределах, т.е. нормируемой утечкой теплоносителя. Определяется по указаниямраздела 4.1 в зависимости от периода времени функционирования системы теплоснабженияв планируемый период.

7.4.2. В открытых системах теплоснабжения количество воды,необходимой для подпитки тепловых сетей, м3, кроме компенсациипотерь теплоносителя, указанных в п.7.4.1, включает также и количество воды,отбираемой на водоразбор непосредственно из трубопроводов тепловых сетей.Определяется также в зависимости от периода времени функционирования системытеплоснабжения в планируемый период:

- отопительный период -

,                                                    (66)

- неотопительный период -

,                                                   (66a)

где Qhm,  - средняя часовая тепловаянагрузка горячего водоснабжения в отопительный и неотопительный периоды,Гкал/ч;

c -теплоемкость воды, подаваемой на горячее водоснабжение, ккал/ °С м3;

th- температура воды, подаваемой на горячее водоснабжение,  °С;

tc, -температура исходной воды, поступающей на источник теплоснабжения в отопительныйи неотопительный период, °С.

7.5. Количество воды, необходимой для покрытия собственныхнужд источника теплоснабжения, м3, складывается из количеств воды,требуемой для продувки паровых котлов, для функционирования установкиводоподготовки, на хозяйственно-питьевые нужды и на обмывку котлов.

7.5.1. Расход воды на продувку паровых котлов, кг/ч,определяется по формуле:

,                                                    (67)

где Gк - расходконденсата, возвращаемого в котельную, кг/ч;

Gx- расход добавляемой химически очищенной воды, кг/ч;

Kк, Kx - характеристика (щелочность или сухой остаток) конденсатаи добавляемой химически очищенной воды, г-экв/кг или г/кг;

Kкв - характеристика установленной концентрации в котловойводе, г-экв или г/кг.

Допускается определять расход воды на продувку по формулам:

,                                             (68)

где D - расход пара, кг/ч (принимается по испытаниям илитехнической характеристике котла).

;                                                        (69)

,                                            (70)

где Kп -характеристика (щелочность или сухой остаток) пара, г-экв/кг или г/кг;

b - количествоотсепарированного пара в долях расхода продуваемой воды.

Коэффициенты Kк, Kп и b определяются теплотехническими испытаниями котлоагрегата.

,                                           (71)

где Dпер и Dнас - производительность котла по перегретому и насыщенномупару, кг/ч;

Sпв, Sп, Sкв - солесодержание или щелочность питательной воды, пара икотловой воды, мг-экв/л; определяется в результате химического анализа.

При отсутствии информации расход воды на продувку можноориентировочно определить по формуле:

,                                                          (72)

где Kпр - коэффициентпродувки, учитывающий затраты теплоты на продувку; принимается по таблице 11;

Qк - номинальная производительность котельной, Гкал/ч;

iкв и iпв - энтальпиякотловой воды при температуре насыщения и питательной воды, ккал/кг.

 

 

Удельный расход воды на продувку котлов в зависимости от ихмощности

 

Таблица 10.

 

Вид топлива

Удельный расход продувочной воды, т/ч, при мощности одного котлоагрегата, Гкал/ч

 

0,5

1,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

20,0

Твердое

1,75

1,53

1,30

1,00

0,80

0,70

0,65

0,60

Газообразное и жидкое

1,10

1,00

0,80

0,60

0,50

0,48

0,45

0,40

 

7.5.2. Количество воды, необходимое для продувки паровыхкотлов в котельной, определяется по формуле:

Vпр = Gпр Tпр,                                                              (73)

где Tпр -продолжительность продувки, ч.

7.5.3. Количество воды, необходимое для функционированияустановки водоподготовки Vвп, м3,определяется по формуле:

,                                                  (74)

где Vфi - количествоводы, необходимое для i-го фильтра, м3;

ni- количество одинаковых фильтров;

mi- количество процессов взрыхления и регенерации i-го фильтра;

Vвып - количество воды, выпариваемой в деаэраторе (приотсутствии охладителя выпара), м3;

p -количество различных фильтров.

,                                                      (75)

где Gд -производительность деаэратора, м3/ч;

Тд -продолжительность функционирования деаэратора в планируемом периоде, ч.

При отсутствии достоверной информации суммарное количествоводы для осуществления водоподготовки в котельной можно воспользоватьсяформулой:

,                                                (74а)

где gхво - удельныйрасход воды на собственные нужды химводоочистки (ХВО), м3, исходнойводы на м3 химически очищенной воды; принимается в зависимости отобщей жесткости исходной воды по таблице 11;

Kвзр - поправочный коэффициент, при наличии бака взрыхленияпринимается равным 1,0 и 1,2 - при его отсутствии;

Gхво - производительность установки ХВО, м3/ч.

 

Удельный расход воды на собственные нужды ХВО

Таблица 11

 

Схема ХВО

Ионит

Удельный расход воды на ХВО, м3, при жесткости, мг-экв/кг

 

 

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Na-катионирование

Сульфоуголь

0,031

0,047

0,063

0,078

0,094

0,110

0,125

-

-

 

Катионит КУ-2

0,015

0,023

0,031

0,039

0,047

0,055

0,062

-

-

Н-катионирование с "голодной" регнерацией

Сульфоуголь

-

0,052

0,075

0,098

0,122

0,144

0,167

0,190

0,214

 

7.5.4. Количество воды на хозяйственно-питьевые нужды Vхпн, м3, определяется по формуле:

Vхпн = Gхпн Т,                                                            (76)

где Gхпн - расходводы на хозяйственно-питьевые нужды, м3/ч, на источнике тепларассчитывается по нормам водопотребления по СНиП 2.04.01-85*;

T -продолжительность планируемого периода, сут.

7.5.5. Для шлакозолоудаления применяется вода, ранееиспользованная на промывку фильтров, в душевых и умывальниках, а также другаязагрязненная вода. Значения удельного расхода воды для шлакозолоудаления (Gш), приводятся в таблице 12.

 

 

Удельный расход воды для шлакозолоудаления

Таблица 12.

 

Способ шлакозолоудаления

Удельный расход воды, м3 на 1 т шлака и золы

Ручной (вагонетками)

0,1-0,2

Механизированный мокрый скрепером или скребками

0,1-0,5

Пневматический

0,1-0,2

Гидравлический с багерными и песковыми насосами

10,0-30,0

Гидравлический с аппаратами Москалькова

15,0-45,0

 

7.5.6. Удельный расход воды на паровой распыл мазутапринимается 0,3 кг/кг мазута для напорных форсунок и 0,02-0,03 кг/кг мазута дляпаромеханических форсунок.

7.5.7. Количество воды, необходимое для обмывки котлов Vобм, т, определяется по формуле:

,                                          (77)

где Qк - тепловаяпроизводительность каждого котла, Гкал/ч;

Тобм -продолжительность обмывки котлов в планируемом периоде, ч;

thи tc - температура горячей и исходной воды, °С;

n -количество обмываемых котлов.

 

8. ПЕРЕЧЕНЬ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИХ ДОКУМЕНТОВ, ССЫЛКИ НАКОТОРЫЕ ИМЕЮТСЯ В МЕТОДИКЕ

 

1. СНиП 23-01-99. Строительная климатология. ГосстройРоссии. М., 2000.

2. СНиП 2.04.07-86*. Тепловые сети. Минстрой России. М.,1996.

3. СНиП 2.04.01-85*. Внутренний водопровод и канализациязданий. Госстрой России. М., 1999.

4. Правила технической эксплуатации электрических станций исетей Российской Федерации. М., Энергосервис, 2003.

5. Методика определения количеств тепловой энергии итеплоносителя в водяных системах коммунального теплоснабжения. Госстрой России.М., 2000.

6. Методические указания по определению тепловых потерь вводяных тепловых сетях. РД 34.09.255-97. СПО ОРГРЭС, М., 1998.

7. Нормы проектирования тепловой изоляции для трубопроводови оборудования электростанций и тепловых сетей. М., Госстройиздат, 1959.

8. СНиП 2.04.14-88. Тепловая изоляция оборудования итрубопроводов. Госстрой СССР. М., 1989.

9. СНиП 2.08.01-85. Жилые здания. ЦИТП Госстроя СССР. М.,1986.

10. Наладка и эксплуатация водяных тепловых сетей. Справочник.М., Стройиздат, 1988.

11. СНиП 2.04.05-91*. Отопление, вентиляция икондиционирование воздуха. Госстрой России. М., 1997.

12. Рекомендации по повышению эффективности работы открытыхсистем централизованного теплоснабжения. МЖКХ РСФСР. ПТП "Оргкоммунэнерго".М., 1976.

13. Методические указания по определению расходов топлива,электроэнергии и воды на выработку тепла отопительными котельными коммунальныхтеплоэнергетических предприятий. Комитет РФ по муниципальному хозяйству. СекторНТИ АКХ им. К.Д.Памфилова. М., 1994.

14. Инструкция по нормированию расхода котельно-печноготоплива на отпуск тепловой энергии котельными системы Министерстважилищно-коммунального хозяйства РСФСР.


Приложение 1

 

Индивидуальные нормы расхода топлива для котлоагрегатов наноминальной нагрузке Hij, кг у.т./Гкал

 

 

Вид топлива

Тип котлоагрегата

газ

мазут

каменный уголь

бурый уголь

1

2

3

4

5

Паровые котлоагрегаты

К-35-40, ТП-35-У, ТП-35

-

-

162

163

ТП-35

-

155

-

-

Б-35-40, ТС-35-У

-

-

-

168,7

ТП-30

153,5

154,8

-

-

ТП-20-У

-

-

166,4

170

ТП-20

154,7

-

-

-

ТС-20

155

155,4

 

-

ДКВР-20-13

157,1

160,4

174,6

189

ДКВР-10-13

157,6

160,1

174,6

189

ДКВР-6,5-13

158,1

160,1

174,6

189

ДКВР-4-13

158,7

160,1

174,8

189

ДКВР-2,5-13

160,3

160,4

175,4

189,2

ДКВ-4-13

162,6

167,4

189,8

-

ДКВ-2-8

163

167,7

190

-

ДЕ-25-14, КЕ-25-14

155,9

158,8

166,2

167,5

ДЕ-16-14

157,5

162,6

-

-

ДЕ-10-14, КЕ-10-14

156,9

161

178,3

179,6

ДЕ-6,5-14, КЕ-6,5-14

158,9

163

178,3

179,6

ДЕ-4-14, КЕ-4-14

160,1

163,9

178,3

179,6

КЕ-2,5-14

-

-

178,3

179,6

ШБА-7

164,3(167,5)

168(172,5)

171,9

183,5

ШБА-5

164,5(168,8)

168(174,3)

173,6(186)

185,1(192)

ШБА-3

164,5(169,5)

168(176)

175,5(190,2)

187,2(196)

Е-1/9, Е-0,8/9, Е-0,4/9

166

174,1

199,4

204

Водогрейные котлоагрегаты

ПТВМ-100, КВГМ-100

157,6

159,1

-

-

ПТВМ-50, КВГМ-50

160,5

163,9

-

-

ПТВМ-30М, КВГМ-30, КВТС-30

 

 

 

 

КВТСВ-30

156,8

162,7

177,3

175,3

КВГМ-20, КВТС-20, КВТСВ-20

158,4

164,9

177

172,8

КВГМ-10, КВТС-10, КВТСВ-10

158,4

164,9

177

172,8

КВГМ-6,5, КВТС-6,5, КВТС-4, КВГМ-4

157,3

164,8

174,2

175

ТВГ

168

174,2

-

-

Секционные чугунные и стальные (HP-18,НИИСТУ-5 и др.)

173,1

178,5

213,2

238

 

Примечание: в скобках приведены значенияиндивидуальных норм для котлов без хвостовых поверхностей теплообмена.


Приложение 2

 

Поправочный коэффициент к расходу тепловой энергии нагорячее водоснабжение в зависимости от продолжительности работы системыгорячего водоснабжения

 

Продолжительность работы системы горячего водоснабжения в неделю, сут.

Поправочный коэффициент к расходу теплоты при продолжительности работы систем горячего водоснабжения в сутки, ч

6-10

11-15

16-24

1

3

4

ЖИЛЫЕ ДОМА КВАРТИРНОГО ТИПА

с умывальниками, мойками и душами

4

0,65

0,74

0,79

5

0,69

0,80

0,86

6

0,72

0,85

0,93

7

0,76

0,91

1,00

с сидячими ваннами и душами

4

0,72

0,79

0,83

5

0,75

0,84

0,89

6

0,77

0,88

0,94

7

0,80

0,93

1,00

с ваннами длиной 1500-1700 мм и душами

4

0,76

0,82

0,85

5

0,78

0,80

0,90

6

0,80

0,90

0,95

7

0,83

0,94

1,00

при высоте зданий более 12 этажей

4

0,80

0,86

0,89

5

0,82

0,90

0,95

6

0,84

0,95

1,00

7

0,87

0,99

1,00

ОБЩЕЖИТИЯ

с общими душевыми

4

0,68

0,76

0,81

5

0,71

0,81

0,87

6

0,74

0,86

0,94

7

0,78

0,92

1,00

с общими душевыми, прачечными, столовыми

4

0,65

0,74

0,79

5

0,68

0,80

0,86

6

0,72

0,85

0,93

7

0,75

0,91

1,00

МОТЕЛИ, ПАНСИОНАТЫ, ГОСТИНИЦЫ

с общими ванными, душами

4

0,66

0,69

0,74

5

0,71

0,76

0,81

6

0,77

0,82

0,91

7

0,83

0,89

1,00

с ваннами и душами во всех номерах

4

0,53

0,53

0,54

5

0,68

0,69

0,69

6

0,84

0,84

0,85

7

0,99

1,00

1,00

с ваннами и душами до 25% количества номеров

4

0,63

0,65

0,69

5

0,70

0,74

0,78

6

0,79

0,83

0,90

7

0,87

0,92

1,00

с ваннами и душами до 75% количества номеров

4

0,56

0,57

0,59

5

0,68

0,71

0,72

6

0,82

0,84

0,84

7

0,95

0,97

1,00

САНАТОРИИ ОБЩЕГО ТИПА, ДОМА ОТДЫХА, БОЛЬНИЦЫ

с общими ваннами и душами

4

0,75

0,81

0,84

5

0,77

0,94

1,00

с ваннами при всех номерах

4

0,57

0,63

0,66

5

0,66

0,73

0,77

6

0,75

0,84

0,89

7

0,84

0,94

1,00

ШКОЛЫ-ИНТЕРНАТЫ

4

0,65

0,73

0,77

5

0,69

0,79

0,85

6

0,74

0,86

0,93

7

0,79

0,92

1,00

ДЕТСКИЕ ЯСЛИ-САДЫ

4

0,51

0,62

0,67

5

0,72

0,90

1,00

 

Примечание: при продолжительности работысистем горячего водоснабжения менее 4 суток в неделю следует приниматьминимальное значение поправочного коэффициента для соответствующегопотребителя.

 

 

Приложение 3

 

ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНЫХ ЧАСОВЫХ НАГРУЗОК ОТОПЛЕНИЯ, ПРИТОЧНОЙВЕНТИЛЯЦИИ И ГОРЯЧЕГО ВОДОСНАБЖЕНИЯ

 

РАСЧЕТНЫЕ ТЕПЛОВЫЕ НАГРУЗКИ

1. Отопление

1.1. Расчетную часовую тепловую нагрузку отопления следуетпринимать по типовым или индивидуальным проектам зданий.

В случае отличия принятого в проекте значения расчетнойтемпературы наружного воздуха для проектирования отопления от действующегонормативного значения для конкретной местности, необходимо произвести пересчетприведенной в проекте расчетной часовой тепловой нагрузки отапливаемого зданияпо формуле:

,                                               (3.1)

где Qo max - расчетнаячасовая тепловая нагрузка отопления здания, Гкал/ч;

Qo max пр - то же, по типовому или индивидуальному проекту, Гкал/ч;

tj- расчетная температура воздуха в отапливаемом здании, °С; принимается всоответствии с таблицей 1;

to- расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления вместности, где расположено здание, согласно СНиП 23-01-99 [1], °С;

to.пр - то же, по типовому илииндивидуальному проекту, °С.

 

Таблица 1.  Расчетная температура воздуха в отапливаемыхзданиях

 

Наименование здания

Расчетная температура воздуха в здании tj, °С

Жилое здание

18

Гостиница, общежитие, административное здание

18-20

Детский сад, ясли, поликлиника, амбулатория, диспансер, больница

20

Высшее, среднее специальное учебное заведение, школа, школа-интернат, предприятие общественного питания, клуб

16

Театр, магазин, пожарное депо

15

Кинотеатр

14

Гараж

10

Баня

25

 

В местностях с расчетной температурой наружного воздуха дляпроектирования отопления -31 °С и ниже значение расчетной температуры воздухавнутри отапливаемых жилых зданий следует принимать в соответствии с главой СНиП2.08.01-85 [9] равным 20 °С.

1.2. При отсутствии проектной информации расчетную часовуютепловую нагрузку отопления отдельного здания можно определить по укрупненнымпоказателям:

,                                     (3.2)

где a - поправочный коэффициент, учитывающий отличие расчетнойтемпературы наружного воздуха для проектирования отопления toот to = -30 °С, при которой определено соответствующее значение qo;принимается по таблице 2;

V - объемздания по наружному обмеру, м3;

qo- удельная отопительная характеристика здания при to = -30°С, ккал/м3 ч°С; принимается по таблицам 3 и 4;

Kи.р - расчетный коэффициент инфильтрации, обусловленнойтепловым и ветровым напором, т.е. соотношение тепловых потерь зданием синфильтрацией и теплопередачей через наружные ограждения при температуренаружного воздуха, расчетной для проектирования отопления.

 

Таблица 2. Поправочный коэффициент a дляжилых зданий

 

Расчетная температура наружного воздуха to, °C

±0

-5

-10

-15

-20

-25

-30

-35

-40

-45

-50

-55

a

2,05

1,67

1,45

1,29

1,17

1,08

1,00

0,95

0,9

0,85

0,82

0,8

 

Таблица 3. Удельная отопительная характеристика жилыхзданий

 

Наружный строительный объем V, м3

Удельная отопительная характеристика qo, ккал/м3 ч °С

постройка до 1958 г.

постройка после 1958 г.

1

2

3

100

0,74

0,92

200

0,66

0,82

300

0,62

0,78

400

0,60

0,74

500

0,58

0,71

600

0,56

0,69

700

0,54

0,68

800

0,53

0,67

900

0,52

0,66

1000

0,51

0,65

1100

0,50

0,62

1200

0,49

0,60

1300

0,48

0,59

1400

0,47

0,58

1500

0,47

0,57

1700

0,46

0,55

2000

0,45

0,53

2500

0,44

0,52

3000

0,43

0,50

3500

0,42

0,48

4000

0,40

0,47

4500

0,39

0,46

5000

0,38

0,45

6000

0,37

0,43

7000

0,36

0,42

8000

0,35

0,41

9000

0,34

0,40

10000

0,33

0,39

11000

0,32

0,38

12000

0,31

0,38

13000

0,30

0,37

14000

0,30

0,37

15000

0,29

0,37

20000

0,28

0,37

25000

0,28

0,37

30000

0,28

0,36

35000

0,28

0,35

40000

0,27

0,35

45000

0,27

0,34

50000

0,26

0,34

 

Таблица 3а. Удельная отопительная характеристика зданий,построенных до 1930 г.

 

Объем здания по наружному обмеру, м3

Удельная отопительная характеристика здания, ккал/м3 ч °С, для районов с расчетной температурой наружного воздуха для проектирования отопления to, °C

to < -30 °С

-20 °С > to ³ -30 °С

to > -20 °C

1

2

3

4

500-2000

0,37

0,41

0,45

2001-5000

0,28

0,30

0,38

5001-10000

0,24

0,27

0,29

10000-15000

0,21

0,23

0,25

15001-25000

0,20

0,21

0,23

>25000

0,19

0,20

0,22

 

Таблица 4. Удельная тепловая характеристикаадминистративных, лечебных и культурно-просветительных зданий, детскихучреждений

 

Наименование зданий

Объем зданий V, м3

Удельные тепловые характеристики

для отопления qo, ккал/м3 ч °С

для вентиляции qv, ккал/м3 ч °С

1

2

3

4

Административные здания, конторы

до 5000

0,43

0,09

 

до 10000

0,38

0,08

 

до 15000

0,35

0,07

 

более 15000

0,32

0,18

Клубы

до 5000

0,37

0,25

 

до 10000

0,33

0,23

 

более 10000

0,30

0,20

Кинотеатры

до 5000

0,36

0,43

 

до 10000

0,32

0,39

 

более 10000

0,30

0,38

Театры

до 10000

0,29

0,41

 

до 15000

0,27

0,40

 

до 20000

0,22

0,38

 

до 30000

0,20

0,36

 

более 30000

0,18

0,31

Магазины

до 5000

0,38

-

 

до 10000

0,33

0,08

 

более 10000

0,31

0,27

Детские сады и ясли

до 5000

0,38

0,11

 

более 5000

0,34

0,10

Школы и высшие учебные заведения

до 5000

0,39

0,09

 

до 10000

0,35

0,08

 

более 10000

0,33

0,07

Больницы

до 5000

0,40

0,29

 

до 10000

0,36

0,28

 

до 15000

0,32

0,26

 

более 15000

0,30

0,25

Бани

до 5000

0,28

1,00

 

до 10000

0,25

0,95

 

более 10000

0,23

0,90

Прачечные

до 5000

0,38

0,80

 

до 10000

0,33

0,78

 

более 10000

0,31

0,75

Предприятия общественного питания, столовые, фабрики-кухни

до 5000

0,35

0,70

 

до 10000

0,33

0,65

 

более 10000

0,30

0,60

Лаборатории

до 5000

0,37

1,00

 

до 10000

0,35

0,95

 

более 10000

0,33

0,90

Пожарные депо

до 2000

0,48

0,14

 

до 5000

0,46

0,09

 

более 5000

0,45

0,09

Гаражи

до 2000

0,70

-

 

до 3000

0,60

-

 

до 5000

0,55

0,70

 

более 5000

0,50

0,65

 

Значение V, м3, следует принимать по информации типовогоили индивидуального проектов здания или бюро технической инвентаризации (БТИ).

Если здание имеет чердачное перекрытие, значение V, м3,определяется как произведение площади горизонтального сечения здания на уровнеего I этажа (над цокольным этажом) на свободную высоту здания - от уровнячистого пола I этажа до верхней плоскости теплоизоляционного слоя чердачногоперекрытия, при крышах, совмещенных с чердачными перекрытиями, - до среднейотметки верха крыши. Выступающие за поверхности стен архитектурные детали иниши в стенах здания, а также неотапливаемые лоджии при определении расчетнойчасовой тепловой нагрузки отопления не учитываются.

При наличии в здании отапливаемого подвала к полученномуобъему отапливаемого здания необходимо добавить 40% объема этого подвала.Строительный объем подземной части здания (подвал, цокольный этаж) определяетсякак произведение площади горизонтального сечения здания на уровне его I этажана высоту подвала (цокольного этажа).

Расчетный коэффициент инфильтрации Kи.р определяется по формуле:

,                                  (3.3)

где g - ускорение свободного падения, м/с2;

L -свободная высота здания, м;

w0 - расчетная для данной местности скорость ветра вотопительный период, м/с; принимается по СНиП 23-01-99 [1].

Вводить в расчет расчетной часовой тепловой нагрузкиотопления здания так называемую поправку на воздействие ветра не требуется,т.к. эта величина уже учтена в формуле (3.3).

В местностях, где расчетное значение температуры наружноговоздуха для проектирования отопления to£ -40 °С, для зданий с неотапливаемыми подвалами следуетучитывать добавочные тепловые потери через необогреваемые полы первого этажа вразмере 5% [11].

Для зданий, законченных строительством, расчетную часовуютепловую нагрузку отопления следует увеличивать на первый отопительный периоддля каменных зданий, построенных:

- в мае-июне - на 12%;

- в июле-августе - на 20%;

- в сентябре - на 25%;

- в отопительном периоде - на 30%.

1.3. Удельную отопительную характеристику здания qo,ккал/м3 ч °С, при отсутствии в табл.3 и 4 соответствующего егостроительному объему значения qo, можно определить по формуле:

,                                                              (3.4)

где a = 1,6 ккал/м 2,83 ч °С; n = 6 - для зданийстроительства до 1958 г.;

a = 1,3ккал/м 2,875 ч °С; n = 8 - для зданий строительства после 1958 г.

1.4. В случае если часть жилого здания занята общественнымучреждением (контора, магазин, аптека, приемный пункт прачечной и т.д.),расчетная часовая тепловая нагрузка отопления должна быть определена попроекту. Если расчетная часовая тепловая нагрузка в проекте указана только вцелом по зданию, или определена по укрупненным показателям, тепловую нагрузкуотдельных помещений можно определить по площади поверхности теплообменаустановленных нагревательных приборов, используя общее уравнение, описывающееих теплоотдачу:

Q= k F Dt,                                                               (3.5)

где k - коэффициент теплопередачи нагревательного прибора,ккал/м3 ч °С;

F - площадьповерхности теплообмена нагревательного прибора, м2;

Dt - температурныйнапор нагревательного прибора, °С, определяемый как разность среднейтемпературы нагревательного прибора конвективно-излучающего действия итемпературы воздуха в отапливаемом здании.

Методика определения расчетной часовой тепловой нагрузкиотопления по поверхности установленных нагревательных приборов систем отопленияприведена в [10].

1.5. При подключении полотенцесушителей к системе отоплениярасчетную часовую тепловую нагрузку этих отопительных приборов можно определитькак теплоотдачу неизолированных труб в помещении с расчетной температуройвоздуха tj = 25 °С по методике, приведенной в [10].

1.6. При отсутствии проектных данных и определениирасчетной часовой тепловой нагрузки отопления производственных, общественных,сельскохозяйственных и других нетиповых зданий (гаражей, подземных отапливаемыхпереходов, бассейнов, магазинов, киосков, аптек и т.д.) по укрупненнымпоказателям, уточнение значений этой нагрузки следует производить по площадиповерхности теплообмена установленных нагревательных приборов систем отопленияв соответствии с методикой, приведенной в [10]. Исходная информация длярасчетов выявляется представителем теплоснабжающей организации в присутствиипредставителя абонента с составлением соответствующего акта.

1.7. Расход тепловой энергии на технологические нуждытеплиц и оранжерей, Гкал/ч, определяется из выражения:

,                                                         (3.6)

где Qcxi - расход тепловой энергии на i-e технологическиеоперации, Гкал/ч;

n -количество технологических операций.

В свою очередь,

Qcxi =1,05 (Qтп + Qв) + Qпол + Qпроп,                                           (3.7)

где Qтп и Qв - тепловые потери через ограждающие конструкции и привоздухообмене, Гкал/ч;

Qпол + Qпроп - расходтепловой энергии на нагрев поливочной воды и пропарку почвы, Гкал/ч;

1,05 - коэффициент, учитывающий расход тепловой энергии наотопление бытовых помещений.

1.7.1. Потери теплоты через ограждающие конструкции,Гкал/ч, можно определить по формуле:

Qтп = FK (tj - to)10-6,                                                       (3.8)

где F - площадь поверхности ограждающей конструкции, м2;

K -коэффициент теплопередачи ограждающей конструкции, ккал/м2 ч °С; дляодинарного остекления можно принимать K = 5,5, однослойногопленочного ограждения K = 7,0 ккал/м2 ч °С;

tjи to - технологическая температура в помещении и расчетнаянаружного воздуха для проектирования соответствующего сельскохозяйственногообъекта, °С.

1.7.2. Тепловые потери при воздухообмене для оранжерей состеклянными покрытиями, Гкал/ч, определяются по формуле:

Qв = 22,8 Fинв S (tj - to)10-6,                                                   (3.9)

где Fинв -инвентарная площадь оранжереи, м2;

S -коэффициент объема, представляющий собой соотношение объема оранжереи и ееинвентарной площади, м; может быть принят в пределах от 0,24 до 0,5 для малыхоранжерей и 3 и более м - для ангарных.

Тепловые потери при воздухообмене для оранжерей с пленочнымпокрытием, Гкал/ч, определяются по формуле:

Qв = 11,4 Fинв S (tj - to)10-6.                                                 (3.9a)

1.7.3. Расход тепловой энергии на нагрев поливочной воды,Гкал/ч, определяется из выражения:

,                                                  (3.10)

где Fполз - полезнаяплощадь оранжереи, м2;

n -продолжительность полива, ч.

1.7.4. Расход тепловой энергии на пропарку почвы, Гкал/ч,определяется из выражения:

.                                                 (3.11)

 

2. Приточная вентиляция

2.1. При наличии типового или индивидуального проектовздания и соответствии установленного оборудования системы приточной вентиляциипроекту расчетную часовую тепловую нагрузку вентиляции можно принять по проектус учетом различия значений расчетной температуры наружного воздуха дляпроектирования вентиляции, принятого в проекте, и действующим нормативнымзначением для местности, где расположено рассматриваемое здание.

Пересчет производится по формуле, аналогичной формуле(3.1):

,                                                  (3.1a)

где Qв.р - расчетнаячасовая нагрузка приточной вентиляции, Гкал/ч;

Qв.пр - то же, по проекту, Гкал/ч;

tv.пр - расчетная температуранаружного воздуха, при которой определена тепловая нагрузка приточнойвентиляции в проекте, °С;

tv- расчетная температура наружного воздуха для проектирования приточнойвентиляции в местности, где расположено здание, °С; принимается по указаниямСНиП 23-01-99 [1].

2.2. При отсутствии проектов или несоответствииустановленного оборудования проекту расчетная часовая тепловая нагрузкаприточной вентиляции должна быть определена по характеристикам оборудования,установленного в действительности, в соответствии с общей формулой, описывающейтеплоотдачу калориферных установок:

Q= Lrc(t2 + t1) 10-6,                                                   (3.12)

где L - объемный расход нагреваемого воздуха, м3/ч;

r -плотность нагреваемого воздуха, кг/м3;

c -теплоемкость нагреваемого воздуха, ккал/кг;

t2 и t1 - расчетныезначения температуры воздуха на входе и выходе калориферной установки, °С.

Методика определения расчетной часовой тепловой нагрузкиприточных калориферных установок изложена в [10].

Допустимо определять расчетную часовую тепловую нагрузкуприточной вентиляции общественных зданий по укрупненным показателям согласноформуле:

Qv = aVqv (tj - tv)10-6,                                                     (3.2а)

где qv - удельная тепловая вентиляционная характеристика здания,зависящая от назначения и строительного объема вентилируемого здания, ккал/м3ч °С; можно принимать по таблице 4.

 

3. Горячее водоснабжение

3.1. Средняя часовая тепловая нагрузка горячеговодоснабжения потребителя тепловой энергии Qhm,Гкал/ч, в отопительный период определяется по формуле:

,                                          (3.13)

где a - норма затрат воды на горячее водоснабжение абонента,л/ед. измерения в сутки; должна быть утверждена местным органом самоуправления;при отсутствии утвержденных норм принимается по таблице Приложения 3(обязательного) СНиП 2.04.01-85 [3];

N -количество единиц измерения, отнесенное к суткам, - количество жителей,учащихся в учебных заведениях и т.д.;

tc- температура водопроводной воды в отопительный период, °С; при отсутствиидостоверной информации принимается tc = 5 °С;

T - продолжительностьфункционирования системы горячего водоснабжения абонента в сутки, ч;

Qт.п - тепловые потери в местной системе горячеговодоснабжения, в подающем и циркуляционном трубопроводах наружной сети горячеговодоснабжения, Гкал/ч.

3.2. Среднюю часовую тепловую нагрузку горячеговодоснабжения в неотопительный период, Гкал, можно определить из выражения:

,                                                (3.13a)

где Qhm - средняя часовая тепловая нагрузка горячего водоснабженияв отопительный период, Гкал/ч;

b -коэффициент, учитывающий снижение средней часовой нагрузки горячеговодоснабжения в неотопительный период по сравнению с нагрузкой в отопительныйпериод; если значение b не утверждено органом местного самоуправления, bпринимается равным 0,8 для жилищно-коммунального сектора городов средней полосыРоссии, 1,2-1,5 - для курортных, южных городов и населенных пунктов, дляпредприятий - 1,0;

ths, th - температура горячей воды в неотопительный и отопительныйпериод, °С;

tcs, tc - температура водопроводной воды в неотопительный иотопительный период, °С; при отсутствии достоверных сведений принимается tcs = 15 °С, tc = 5 °С.

3.3. Тепловые потери трубопроводами системы горячеговодоснабжения могут быть определены по формуле:

,                               (3.14)

где Ki - коэффициент теплопередачи участка неизолированноготрубопровода, ккал/м2 ч °С; можно принимать Ki= 10 ккал/м2 ч °С;

diи li - диаметр трубопровода на участке и его длина, м;

tн и tк - температурагорячей воды в начале и конце расчетного участка трубопровода, °С;

tокр - температура окружающей среды,°С; принимать по видупрокладки трубопроводов:

- в бороздах, вертикальных каналах, коммуникационных шахтахсантехкабин tокр = 23 °С;

- в ванных комнатах tокр = 25 °С;

- в кухнях и туалетах tокр = 21 °С;

- на лестничных клетках tокр = 16 °С;

- в каналах подземной прокладки наружной сети горячеговодоснабжения tокр = tгр;

- в тоннелях tокр = 40 °С;

- в неотапливаемых подвалах tокр = 5 °С;

- на чердаках tокр =  -9 °С(при средней температуре наружного воздуха самого холодного месяцаотопительного периода tн = -11 ... -20°С);

h -коэффициент полезного действия тепловой изоляции трубопроводов; принимается длятрубопроводов диаметром до 32 мм h = 0,6; 40-70 мм h =0,74; 80-200 мм h = 0,81.

 

Таблица 5. Удельные тепловые потери трубопроводов системгорячего водоснабжения (по месту и способу прокладки)

 

Место и способ прокладки

Тепловые потери трубопровода, ккал/чм, при условном диаметре, мм

 

15

20

25

32

40

50

70

1

2

3

4

5

6

7

8

Главный подающий стояк в штрабе или коммуникационной шахте, изолирован

-

-

-

-

17,0

21,8

19,1

24,5

23,4

30,0

Стояк без полотенцесушителей, изолированный, в шахте сантехкабины, борозде или коммуникационной шахте

9,70

12,8

10,8

14,2

11,9

15,7

13,5

17,8

-

-

-

То же, с полотенцесушителями

-

17,8

23,4

20,7

27,3

25,3

33,3

-

-

-

Стояк неизолированный в шахте сантехкабины, борозде или коммуникационной шахте или открыто в ванной, кухне

20,7

27,3

25,5

35,6

30,2

39,8

37,8

49,8

-

-

-

Распределительные изолированные трубопроводы (подающие):

 

 

 

 

 

 

 

в подвале, на лестничной клетке

13,5

16,6

15,0

13,4

16,5

20,3

18,8

23,1

20,8

25,6

23,4

26,8

26,8

36,2

на холодном чердаке

16,6

19,7

18,5

21,9

20,3

24,1

23,2

27,5

25,6

30,4

28,8

34,2

35,2

41,8

на теплом чердаке

11,6

14,7

13,0

16,5

14,3

18,1

16,3

20,6

17,9

22,7

20,2

25,6

24,6

31,2

Циркуляционные трубопроводы изолированные:

 

 

 

 

 

 

 

в подвале

10,9

14,0

12,1

15,6

13,3

17,1

15,1

19,4

16,7

21,5

18,8

24,2

23,0

29,6

на теплом чердаке

9,0

12,0

10,0

13,4

11,0

14,8

12,6

16,9

13,8

18,6

15,6

21,0

19,1

25,7

на холодном чердаке

14,0

17,1

15,6

19,1

17,1

20,9

19,4

23,7

21,5

23,7

24,2

29,6

29,6

36,2

Циркуляционные трубопроводы неизолированные:

 

 

 

 

 

 

 

в квартирах

20,0

26,9

24,6

33,1

29,2

39,3

36,6

49,2

43,0

57,8

52,0

69,9

72,0

96,8

на лестничной клетке

23,5

30,4

28,9

37,4

34,2

44,2

42,8

55,4

50,3

65,1

60,8

78,7

84,5

109,4

Циркуляционные стояки в штрабе сантехнической кабины или ванной:

 

 

 

 

 

 

 

изолированные

 

9,4

12,9

10,3

14,1

11,7

16,0

12,9

17,7

14,6

20,0

17,8

24,4

неизолированные

 

23,0

31,5

27,1

31,5

34,0

46,6

40,0

54,8

48,3

66,2

67,2

92,1

 

Примечание. В числителе - удельные тепловыепотери трубопроводов систем горячего водоснабжения без непосредственноговодоразбора в системах теплоснабжения, в знаменателе - с непосредственнымводоразбором.

 

Таблица 6. Удельные тепловые потери трубопроводов системгорячего водоснабжения (по перепаду температуры)

 

Перепад температуры, °С

Тепловые потери трубопровода, ккал/ч м, при условном диаметре, мм

15

20

25

32

40

50

70

80

100

125

150

200

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

30

22,0

28,0

35,0

44,0

48,0

54,0

68,0

80,0

97,0

119,0

143,0

173,0

32

23,0

30,0

37,0

47,0

50,0

58,0

73,0

85,0

103,0

127,0

152,0

185,0

34

25,0

32,0

39,0

50,0

53,0

61,0

77,0

91,0

110,0

135,0

162,0

196,0

36

26,0

33,0

42,0

53,0

56,0

65,0

82,0

95,0

116,0

143,0

171,0

208,0

38

28,0

35,0

44,0

56,0

60,0

68,0

86,0

102,0

123,0

151,0

181,0

219,0

40

29,0

37,0

46,0

59,0

63,0

72,0

91,0

107,0

129,0

159,0

190,0

231,0

42

31,0

39,0

49,0

63,0

67,0

76,0

97,0

114,0

137,0

169,0

202,0

242,0

44

33,0

42,0

52,0

66,0

71,0

81,0

103,0

121,0

145,0

179,0

214,0

254,0

46

34,0

44,0

54,0

70,0

75,0

85,0

108,0

127,0

154,0

189,0

226,0

265,0

48

36,0

46,0

57,0

73,0

79,0

90,0

114,0

134,0

162,0

199,0

238,0

277,0

50

38,0

48,0

60,0

77,0

83,0

94,0

120,0

140,0

170,0

209,0

250,0

288,0

52

40,0

51,0

63,0

81,0

87,0

99,0

126,0

147,0

179,0

220,0

263,0

300,0

54

42,0

53,0

66,0

85,0

91,0

104,0

132,0

155,0

188,0

230,0

276,0

312,0

56

44,0

56,0

70,0

88,0

95,0

108,0

139,0

162,0

197,0

241,0

289,0

323,0

58

46,0

58,0

73,0

92,0

99,0

113,0

145,0

170,0

206,0

252,0

302,0

335,0

60

48,0

61,0

76,0

96,0

104,0

113,0

151,0

177,0

215,0

263,0

315,0

347,0

 

Примечание. При перепаде температурыгорячей воды, отличном от приведенных его значений, удельные тепловые потериследует определять интерполяцией.

 

3.4. При отсутствии исходной информации, необходимой длярасчета тепловых потерь трубопроводами горячего водоснабжения, тепловые потери,Гкал/ч, можно определять, применяя специальный коэффициент Kт.п, учитывающий тепловые потери этих трубопроводов, повыражению:

Qт.п = Qhm Kт.п.                                                          (3.15)

Тепловой поток на горячее водоснабжение с учетом тепловыхпотерь можно определить из выражения:

Qг = Qhm (1 + Kт.п).                                                      (3.16)

Для определения значений коэффициента Kт.п можно пользоваться таблицей 7.

 

Таблица 7. Коэффициент, учитывающий тепловые потеритрубопроводами систем горячего водоснабжения

 

Система горячего водоснабжения

Коэффициент, учитывающий тепловые потери трубопроводами систем горячего водоснабжения

с наружной сетью горячего водоснабжения

без наружной сети горячего водоснабжения

с изолированными стояками

с полотенцесушителями

0,25

0,2

без полотенцесушителей

0,15

0,1

с неизолированными стояками

с полотенцесушителями

0,35

0,3

без полотенцесушителей

0,25

0,2

 

РАСЧЕТНЫЕ ВЕСОВЫЕ НАГРУЗКИ (РАСХОД ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ)

 

4. Отопление

4.1. Расчетный расход теплоносителя (сетевой воды), т/ч,определяется по формуле:

Go max = go max Qo max,                                                    (3.17)

где go max - расчетныйудельный расход теплоносителя на отопление, т/Гкал;

Qo max - расчетныйтепловой поток на отопление, Гкал/ч.

В свою очередь, расчетный удельный расход теплоносителя наотопление определяется в зависимости от расчетного перепада (разности)температуры в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети на тепловомпункте потребителя тепловой энергии по формуле:

,                                                       (3.18)

где t1 и t2 - значения температуры теплоносителя в подающем и обратномтрубопроводах тепловой сети при расчетной температуре наружного воздуха дляпроектирования отопления, °С.

4.2. Значения расчетного удельного расхода теплоносителя наотопление при подсоединении системы отопления к трубопроводам тепловой сети позависимой схеме можно принимать по таблице:

 

Расчетная разность температуры теплоносителя, °С

t1pt2p = Dtp

95-70=25

105-70=35

120-70=50

130-70=60

150-70=80

Удельный расход теплоносителя, т/Гкал

gот.р

40,0 (9,55)

28,57 (6,82)

20,0 (4,78)

16,67 (3,98)

12,5 (2,99)

 

4.3. При подсоединении систем отопления к тепловой сети понезависимой схеме (при помощи теплообменника) расчетную температурутеплоносителя в обратном трубопроводе теплообменника (I контур) следуетпринимать на 5-10 °С выше расчетной температуры теплоносителя в обратномтрубопроводе отопительных систем, присоединенных к тепловой сети по зависимойсхеме, т.е. в этих случаях расчетный удельный расход теплоносителясоответственно увеличится: при расчетной разности Dto =150-80=70 °С gот.р = 14,29т/Гкал.

 

5. Приточная вентиляция

5.1. Расчетный расход теплоносителя на приточную вентиляциюможно с достаточной точностью определять по формуле:

,                                                  (3.18a)

где Qv max - расчетнаятепловая нагрузка приточной вентиляции, Гкал/ч;

t1 и t2 - значениятемпературы теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети потемпературному графику регулирования тепловой нагрузки, принятому в системетеплоснабжения, при расчетной температуре наружного воздуха для проектированиявентиляции, °С.

 

6. Горячее водоснабжение

6.1. Системы теплопотребления с непосредственнымводоразбором на горячее водоснабжение.

6.1.1. Расчетный расход теплоносителя (сетевой воды) нагорячее водоснабжение, т/ч, для отопительного периода определяется по формуле:

,                                                     (3.18б)

где th и tc - температура горячей воды, поступающей на горячееводоснабжение, и холодной, °С; значение thпринимается равным 60 °С, значение tc принимается дляотопительного периода 5 °С, для неотопительного - равным 15 °С (при отсутствиидостоверных сведений).

6.1.2. Расчетный расход теплоносителя на горячееводоснабжение, т/ч, для неотопительного периода определяется по формуле (3.18б)с введением коэффициента b (п.3.2).

6.2. Системы теплопотребления без непосредственноговодоразбора на горячее водоснабжение

6.2.1. Параллельная схема подключения теплообменниковгорячего водоснабжения.

Расчетный расход теплоносителя (сетевой воды) на горячееводоснабжение, т/ч, для отопительного периода определяется по формуле:

,                                                         (3.19)

где  и  - температура теплоносителя вподающем трубопроводе тепловой сети и в обратном трубопроводе теплообменника вточке излома температурного графика регулирования тепловой нагрузки, °С; приотсутствии проекта допускается принимать  равной 30 °С.

6.2.2. Двухступенчатая схема подключения теплообменниковгорячего водоснабжения.

Расчетный расход теплоносителя на горячее водоснабжение,т/ч, для отопительного периода определяется по формуле:

,                                           (3.20)

где  - температура теплоносителя вобратном трубопроводе системы отопления в точке излома температурного графикарегулирования тепловой нагрузки, °С;

df - недогревводопроводной воды в I ступени водонагревательной установки до температурытеплоносителя в обратном трубопроводе системы отопления в точке изломатемпературного графика регулирования тепловой нагрузки, °С; можно принимать df = 10 °C - дляполностью автоматизированного теплового пункта и df = 5 °С - для тепловых пунктов без регуляторов постоянстварасхода теплоносителя на отопление.

 

 

Приложение 4

 

МЕТОДИКА РАСЧЕТА УДЕЛЬНЫХ ЧАСОВЫХ ТЕПЛОВЫХ ПОТЕРЬ ДЛЯСРЕДНЕГОДОВЫХ УСЛОВИЙ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ

 

1. Подземная прокладка в непроходных каналах

1.1. Средние за год значения удельных часовых тепловыхпотерь подающими и обратными трубопроводами, проложенными в непроходном канале,ккал/чм, определяются по формуле:

,                                                        (4.1)

где tв.к и tгр - среднегодовая температура воздуха в канале и грунта, °С;

Rв.к и Rгр - термическоесопротивление теплоотдаче поверхности изоляционной конструкции трубопроводавоздуху в канале и грунта, м°Сч/ккал.

1.2. Температура воздуха в канале, °С, определяется поформуле:

,                               (4.2)

где t1 и t2 - температура теплоносителя в подающем и обратномтрубопроводах тепловой сети, среднегодовая, °С;

Rиз.п, Rиз.о -термическое сопротивление изоляционной конструкции подающего и обратноготрубопроводов, м°Сч/ккал;

Rв.п, Rв.о -термическое сопротивление теплоотдаче поверхности изоляционной конструкции подающегои обратного трубопроводов воздуху в канале, м°Сч/ккал.

1.3. Термическое сопротивление грунта, м°Сч/ккал,определяется по формуле:

,                                         (4.3)

где H - глубина заложения оси трубопроводов, м;

lгр - коэффициент теплопроводности грунта, ккал/м°Сч; значенияlгр приведены втаблице 3.3.

1.4. Термическое сопротивление теплоотдаче от воздуха вканале к грунту, в котором проложен канал, м°Сч/ккал, определяется по формуле:

,                                                        (4.4)

где aв - коэффициенттеплопередачи от воздуха в канале к грунту, ккал/м2 ч °С;

dэкв - эквивалентный диаметр сечения канала в свету, м.

Эквивалентный диаметр сечения канала в свету, м, определяетсяиз выражения:

,                                                           (4.5)

где b и h - ширина и высота канала, м.

1.5. Термическое сопротивление теплоотдаче поверхностиизоляционной конструкции трубопровода воздуху в канале, м°Сч/ккал, определяетсяпо формуле:

,                                                    (4.6)

где a - коэффициент теплоотдачи поверхности изоляционнойконструкции трубопровода воздуху в канале, ккал/м2 ч °С;

dн - наружный диаметр трубопровода, м;

d -толщина изоляционной конструкции трубопровода, м.

Значения Rв определяютсякак для подающего, так и для обратного трубопроводов (Rв.п и Rв.о).

1.6. Термическое сопротивление изоляционной конструкциитрубопровода, м°Сч/ккал, определяется по формуле:

,                                               (4.7)

где lиз - коэффициенттеплопроводности изоляционной конструкции трубопровода, ккал/м°Сч; значения lиз приведены в таблице 4.1. Поправки к значениям lиз приведены в таблице 4.2.

Значения Rиз определяютсядля подающего и обратного трубопроводов (Rиз.п и Rиз.о).

 

2. Подземная бесканальная прокладка

2.1. Средние за год значения нормируемых удельных часовыхтепловых потерь трубопроводами тепловой сети бесканальной прокладки, ккал/мч,определяются по формуле:

qн = qн.п + qн.о,                                                             (4.8)

где qн.п и qн.о - среднегодовые значения удельных часовых тепловых потерьподающим и обратным трубопроводами тепловой сети бесканальной прокладки.

2.2. Значения qн.п и qн.о, ккал/мч, определяются по формулам:

;                               (4.9)

,                            (4.10)

где Rиз.п и Rиз.о - термическое сопротивление изоляционной конструкцииподающего и обратного трубопроводов, м°Сч/ккал;

Rп.о - термическое сопротивление, учитывающее взаимное влияниеподающего и обратного трубопроводов, м°Сч/ккал.

Значение Rп.о, м°Сч/ккал,определяется по формуле:

,                                           (4.11)

где s - расстояние между осями трубопроводов, м.

2.3. Термическое сопротивление грунта, м°Сч/ккал,определяется по формуле:

.                                            (4.12)

 

3. Надземная прокладка

3.1. Средние за год удельные часовые тепловые потерикаждого из трубопроводов, проложенных надземным способом, ккал/мч, определяютсяпо формуле:

,                                 (4.13)

Для каждого из трубопроводов, проложенных надземнымспособом, по формуле 4.13 следует определять средние нормативные удельныечасовые тепловые потери, исходя из проектных показателей изоляционнойконструкции трубопровода к нормируемой температуре на поверхности изоляции, исредние фактические удельные толщины изоляции и температуры наружного воздуха,раздельно за отопительный и межотопительный периоды, где

t - средняяза соответствующий период температура теплоносителя в трубопроводе, °С.

Значение a при расчетах может быть принято по приложению 9 СНиП2.04.14-88 [9] и корректируется с учетом скорости ветра для данного региона поСНиП 23-01-99 [1].

Коэффициенты теплопроводности теплоизоляционных изделийприведены в таблице 4.1.


Таблица 4.1

 

Теплоизоляционные изделия

Коэффициент теплопроводности

lиз, ккал/чм°С

Асбестовый матрац, заполненный совелитом

0,0748+0,0001 tиз

То же, стекловолокном

0,0499+0,0002 tиз

Асботкань, несколько слоев

0,1118+0,0002 tиз

Асбестовый шнур

0,1032+0,00027 tиз

То же, ШАОН

0,1118+0,0002 tиз

Асбопухшнур

0,08+0,00017 tиз

Асбовермикулитовые изделия марки 250

0,0697+0,0002 tиз

То же, марки 300

0,0748+0,0002 tиз

Битумоперлит

0,1032+0,0002 tиз

Битумовермикулит

0,1118+0,0002 tиз

Битумокерамзит

0,1118+0,0002 tиз

Вулканитовые плиты марки 300

0,06364+0,00013 tиз

Диатомовые изделия марки 500

0,09976+0,0002 tиз

То же, марки 600

0,1204+0,0002 tиз

Известковокремнеземистые изделия марки 200

0,05934+0,00013 tиз

Маты минераловатные прошивные марки 100

0,0387+0,00017 tиз

То же, марки 125

0,04214+0,00017 tиз

Маты и плиты из минеральной ваты марки 75

0,037+0,00019 tиз

То же, стекловатные марки 50

0,036+0,000241 tиз

Маты и полосы из непрерывного стекловолокна

0,0344+0,00022 tиз

Пенобетонные изделия

0,0946+0,000 tиз

Пенопласт ФРП-1 и резопен группы 100

0,037+0,00016 tиз

Пенополимербетон

0,06

Пенополиуретан

0,043

Перлитоцементные изделия марки 300

0,0654+0,00016 tиз

То же, марки 350

0,0697+0,00016 tиз

Плиты минераловатные полужесткие марки 100

0,03784+0,00018 tиз

То же, марки 125

0,0404+0,00016 tиз

Плиты и цилиндры минераловатные марки 250

0,0482+0,00016 tиз

Плиты стекловатные полужесткие марки 75

0,03784+0,0002 tиз

Полуцилиндры и цилиндры минераловатные марки 150

0,04214+0,00017 tиз

То же, марки 200

0,04472+0,00016 tиз

Скорлупы минераловатные оштукатуренные

0,05934+0,00016 tиз

Совелитовые изделия марки 350

0,06536+0,00016 tиз

То же, марки 400

0,0671+0,00016 tиз

Фенольный поропласт ФЛ монолит

0,043

Шнур минераловатный марки 200

0,04816+0,00016 tиз

То же, марки 250

0,0499+0,00016 tиз

То же, марки 300

0,05246+0,00016 tиз

 

Примечание. Коэффициент теплопроводности,ккал/чм°С, определяется по формуле:

,

где l - коэффициент теплопроводности материала, ккал/чм°С;

tиз и t - средняя температура теплоизоляционного слоя итеплоносителя, °С.

 

Поправки к коэффициентам теплопроводности теплоизоляционныхматериалов в зависимости от технического состояния изоляционных конструкций

Таблица 4.2

 

Техническое состояние изоляционной конструкции

Поправка

Незначительные разрушения покровного и теплоизоляционного слоев

1,3-1,5

Частичное разрушение конструкции, уплотнение основного слоя на 30-50%

1,7-2,1

Уплотнение изоляционного слоя сверху и обвисание его снизу

1,6-1,8

Уплотнение основного слоя конструкции на 75%

3,5

Периодическое затопление канала

3-5

Незначительное увлажнение основного слоя конструкции (на 10-15%)

1,4-1,6

Увлажнение основного слоя конструкции (на 20-30%)

1,9-2,6

Значительное увлажнение основного слоя конструкции (на 40-60%)

3-4,5

 

Коэффициенты теплопроводности грунтов в зависимости отувлажнения

Таблица 4.3

 

Вид грунта

Коэффициент теплопроводности, ккал/чм °С

 

сухой

влажный

водонасыщенный

Песок, супесь

0,95

1,65

2,1

Глина, суглинок

1,5

2,2

2,3

Гравий, щебень

1,75

2,35

2,9

 

 

Приложение 5

Поправки к нормируемым потерям тепловой энергиитрубопроводами водяных тепловых сетей через изоляционные конструкции

 

Вид прокладки

Соотно-

шение мате-

риальной характе-

ристики

Среднегодовая поправка DK* к эксплуатационным тепловым потерям и предельное значение поправочного коэффициента K**+DK для различных соотношений среднечасовых эксплуатационных тепловых потерь и тепловых потерь, определенных по Нормам

0,6-0,8

0,8-0,9

0,9-1,0

1,0-1,1

1,1-1,2

1,2-1,3

1,3-1,4

DK

K+DK

DK

K+DK

DK

K+DK

DK

K+DK

DK

K+DK

DK

K+DK

DK

K+DK

Подземная

0,9

0,08

1,0

0,06

1,1

0,04

1,1

0,02

1,15

0,01

1,2

-

1,2

-

1,2

Надземная

0,1

-

-

0,16

1,3

0,14

1,4

0,12

1,5

0,11

1,6

0,1

1,7

0,08

1,7

Подземная

0,8

0,1

1,0

0,07

1,1

0,05

1,2

0,03

1,2

0,02

1,25

0,01

1,3

-

1,3

Надземная

0,2

-

-

0,15

1,3

0,13

1,3

0,12

1,4

0,1

1,5

0,1

1,6

0,07

1,7

Подземная

0,6

0,12

1,0

0,1

1,1

0,08

1,2

0,05

1,25

0,03

1,3

0,02

1,35

-

1,35

Надземная

0,4

-

-

0,12

1,2

0,11

1,3

0,1

1,4

0,08

1,4

0,05

1,5

0,04

1,6

Подземная

0,4

0,14

1,1

0,12

1,2

0,1

1,3

0,08

1,3

0,06

1,35

0,04

1,4

-

1,4

Надземная

0,6

-

-

0,1

1,15

0,08

1,2

0,06

1,3

0,05

1,3

0,03

1,4

0,02

1,5

Подземная

0,3

0,15

1,1

0,13

1,2

0,11

1,3

0,09

1,3

0,08

1,4

0,05

1,4

0,04

1,4

Надземная

0,7

-

-

0,09

1,15

0,07

1,2

0,05

1,3

0,03

1,3

0,02

1,4

0,01

1,4

Подземная

0,2

0,16

1,2

0,14

1,2

0,12

1,4

0,11

1,4

0,09

1,4

0,06

1,4

0,05

1,4

Надземная

0,8

-

-

0,08

1,15

0,05

1,2

0,03

1,3

0,02

1,3

0,01

1,4

0,01

1,4

 

* см. п.4.3.14 Методики;

** определяется по формулам (39), (40),(40а) п.4.3.12 Методики.

 

 

Приложение 6

 

Удельные затраты электроэнергии на привод тягодутьевыхмашин

 

Таблица 6.1

 

Тип вентилятора, дымососа

Частота вращения, мин-1

Удельные затраты эл. энергии на перемещение воздуха или уходящих газов, кВтч/м3 103

1

2

3

ВД 2,6

1000

0,75

ВД 6

970

0,45 

 

1450

1,02

ВДВ

730

0,44

 

970

0,78

 

485

0,30

ВД 10

730

0,65

 

970

1,24

ВДН 8

1000

0,43

 

1500

1,34

ВДН 9

1000

0,68

 

1500

2,20

ВДН 10

1000

0,49

 

1500

1,53

ВДН 11,2

1000

1,23

 

1500

3,85

 

485

0,42

ВД 12

730

0,96

 

970

1,70

 

485

0,53

ВД 13,5

730

1,16

 

970

2,14

 

585

1,01

ВД 15,5

730

1,54

 

970

2,70

Ц 13-50 № 4

1450

0,63

Ц9-57 № 4

1450

0,50

Ц9-57 № 5

1450

0,83

Ц9-57 № 6

1450

0,90

Ц14-46 № 4

1450

0,85

Ц14-46 № 5

970

0,47

ЭВР 4

1450

0,60

ЭВР 6

960

0,61

Д 3,5

1500

0,33

Д 5,7

1450

0,57

Д 8

730

0,28

 

970

0,49

 

485

0,19

Д 10

730

0,51

 

970

0,72

 

485

0,28

Д 12

730

0,63

 

970

1,03

Д 11,2

1000

0,32

 

1500

1,03

Д 12,5

1000

0,39

 

1500

1,22

 

485

0,33

Д 13,5

730

0,71

 

970

1,30

Д 15,5

585

0,74

 

730

1,68

 

Максимальные значения удельной электрической мощностирайонных котельных, кВт/(Гкал/ч)

Таблица 6.2

 

Расчетная тепловая нагрузка, Гкал/ч

Максимальные значения удельной электрической мощности, кВт/(Гкал/ч), без учета мощности электродвигателей сетевых насосов

Закрытая система теплоснабжения

Открытая система теплоснабжения

каменный и бурый угли

мазут

газ

каменный и бурый угли

мазут

газ

1

2

3

4

5

6

7

300

-

5,7

4,5

-

8,2

7,2

280

-

5,8

4,5

-

8,3

7,3

260

-

5,9

4,6

-

8,4

7,4

240

-

6,0

4,6

-

8,4

7,5

220

-

6,2

4,6

-

8,5

7,6

200

-

6,2

4,7

-

8,6

7,7

180

-

6,2

4,7

-

8,7

7,8

160

-

6,3

4,8

-

8,8

7,8

140

-

6,4

4,8

-

9,0

7,9

120

-

6,5

4,9

-

9,4

8,2

100

7,2

6,6

5,3

10,6

9,7

8,5

80

7,7

6,8

5,7

11,5

10,3

9,0

60

8,6

7,4

6,1

12,6

10,7

9,6

50 и менее

9,3

7,7

6,4

13,5

11,0

10,0

 

Коэффициент спроса

Таблица 6.3

 

Оборудование

Коэффициент спроса

трансформаторы

0,5-0,8

вентиляторы, дымососы

0,95

питатели

0,65-0,7

шнеки, механические топки, элеваторы

0,75-0,8

вакуум-насосы

0,7-0,9

насосы сетевые, питательные

0,8

компрессоры

0,5-0,8

кранбалки, тельферы, тали, лифты

0,2-0,5

сварочные трансформаторы

0,3-0,35

сантехнические вентиляторы

0,65-0,75

насосы в тепловых пунктах

0,8

конвейеры легкие (до 10 кВт)

0,65-0,7

скреперные лебедки

0,35-0,5

скиповые подъемники

0,3

дробилки молотковые

0,7-0,9

 

Примечание. Меньшие значения коэффициентаспроса соответствуют большим значениям мощности электродвигателей.

 

 

Приложение 7

 

Теоретические удельные объем воздуха для полного сгораниятоплива и объем продуктов сгорания, нм3/кг

 

Характеристика и наименование топлива

Марка топлива

Низшая теплота сгорания, ккал/кг (ккал/нм3)

Теоретический объем, нм3/кг

воздух

продукты сгорания

1

2

3

4

5

ТВЕРДОЕ ТОПЛИВО (уголь)

донецкий

Д

4680

5,16

5,67

 

Г 

5260

5,83

6,28

 

А

5390

6,04

6,32

кузнецкий

Д

5450

6,02

6,58

 

Г

6240

6,88

7,42

подмосковный

Б 2

2490

2,94

3,57

карагандинский

Д

5090

5,60

6,02

львовско-волынский

Г

5250

5,75

6,23

челябинский

Д

5140

5,67

6,47

ЖИДКОЕ ТОПЛИВО (мазут)

малосернистый

 

9620

10,62

11,48

сернистый

 

9490

10,45

11,28

высокосернистый

 

9260

10,00

10,99

ГАЗООБРАЗНОЕ ТОПЛИВО

Ставрополь-Москва

 

8730

9,68

10,86

Ставрополь-Невинномыск-Грозный

 

8510

9,47

10,63

Шебелинка-Брянск-Москва

 

9045

9,98

11,19

 

 

Приложение 8

 

Средние значения калорийных эквивалентов для переводанатурального топлива в условное

 

№№

Вид топлива

Калорийный коэффициент

 

Угли (без брикетов)

 

1

Донецкий

0,876

2

Подмосковный

0,335

3

Кузнецкий

0,867

4

Воркутинский

0,822

5

Свердловский

0,585

6

Нерюнгринский

0,987

7

Канско-ачинский

0,516

8

Карагандинский

0,726

9

Экибастузский

0,628

10

Силезский

0,800

 

Торф топливный - на 1 т

 

11

- фрезерный (при условной влажности 40%)

0,340

12

- кусковой (при условной влажности 33%)

0,41

13

Торфяные брикеты (при условной влажности 16%)

0,600

14

Торфяные полубрикеты (при условной влажности 28%)

0,450

15

Дрова - на 1 плотный м3

0,266

16

Газ природный (включая попутный - на 1 тыс. м3)

1,150

17

Мазут топочный - на 1 т

1,370

18

Мазут флотский - на 1 т

1,430

19

Древесные обрезки, стружка и опилки - на 1 т

0,360

20

Сучья, хвоя, щепа - на складской м3

0,050

 

 

Приложение 9

(справочное)

 

Характеристики некоторых нагревательных приборов

 

А. Радиаторы отечественного производства

 

Радиаторы стальные

Радиаторы чугунные секционные

Тип

Водяной объем, л

Мощность, Вт

Тип

Водяной объем, л

Мощность, Вт

РС-500-3-10

2,8

750

2к-60

1,0

120

РС-500-3-16

4,5

1200

Б3-140-300

0,9

140

РС-500-3-24

6,7

1800

МС-140

1,45

140

РС-300-3-10

1,8

580

 

 

 

РС-300-3-16

2,9

928

 

 

 

РС-300-3-24

4,2

1392

 

 

 

Б. Радиаторы зарубежного производства

Радиаторы стальные трубчатые

Радиаторы стальные панельные

Тип

Водяной объем элемента, л

Мощность, Вт

Тип

Водяной объем, л

Мощность, Вт

Фирма "BRANDONI"

Фирма "KERMI"

2060

0,61

74

11

1,62

746

3060

0,89

99

 

1,89

874

4030

0,71

71

12

2,70

775

4035

0,77

77

 

3,15

903

4060

1,17

127

22

2,52

981

 

 

 

 

2,88

1119

 

 

 

 

3,15

1055

 

Радиаторы алюминиевые

Тип

Водяной объем, л

Мощность, Вт

Тип

Водяной объем, л

Мощность, Вт

Фирма "VARIO СОМ"

Фирма "SAHARA"

300

0,19

120

350

0,3

152

500

0,27

172

500

0,4

201

600

0,31

197

 

 

 

Фирма "ELEGANCE"

Фирма "ERATO"

EL 300

3,24

1524

H 350

1,17

444

EL 400

3,96

1896

 

2,34

888

EL 500

4,32

1956

 

3,12

1184

EL 600

4,80

2616

 

3,90

1480

 

 

 

L 500

1,72

768

 

 

 

 

2,58

1152

 

 

 

 

3,44

1536

 

 

 

 

4,30

1920

 

Радиаторы алюминиевые

Радиаторы биметаллические

Тип

Водяной объем, л

Мощность, Вт

Тип

Водяной объем, л

Мощность, Вт

Фирма "ROVALL"

Фирма "BIMEX"

OPERA-500

1,02

760

500х4

0,48

804

 

2,03

1520

500х6

0,48

1206

 

3,05

2280

500х8

0,48

1608

 

4,06

3040

500х10

0,48

2010

OPERA-350

0,83

600

500x12

0,48

2412

 

1,66

1200

500x14

0,48

2814

 

2,48

1800

500x16

0,48

3216

 

3,31

2400

 

 

 

 

 

Приложение 10

(справочное)

 

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ЕДИНИЦАХ ИЗМЕРЕНИЯ ФИЗИЧЕСКИХ ВЕЛИЧИН,ПРИМЕНЕННЫХ В МЕТОДИКЕ

 

Соотношения между единицами физических величин в различныхсистемах измерения

 

МОЩНОСТЬ

Единица

1 кВт

1 МВт

1 ккал/ч

1 Гкал/ч

 

 

1 кВт

1

10-3

860

0,86·10-3

 

 

1 МВт

103

1

860·103

0,86

 

 

1 ккал/ч

1,163·10-3

1,163·10-6

1

10-6

 

 

1 Гкал/ч

1,163·103

1,163

106

1

 

 

ДАВЛЕНИЕ

Единица

1 кгс/м2

1 кгс/см2

1 ат

1 Па

1 бар

 

1 кгс/м2

1

10-4

1,02·10-4

9,81

9,81·10-5

 

1 кгс/см2

104

1

1

0,981

0,968

 

1 ат

104

1

1

1,01·10-5

1,01

 

1 Па

0,802

9,81·104

9,87·10-6

1

10-5

 

1 бар

1,02·104

1,02

0,987

105

1

 

КОЛИЧЕСТВО ТЕПЛОТЫ

Единица

1 кал

1 ккал

1 Гкал

1 Дж

1 кДж

1 ГДж

1 кал

1

103

10-9

4,187

4,187·10-3

4,187·10-9

1 ккал

103

1

10-6

4,187·103

4,187

4,187·10-6

1 Гкал

109

106

1

4,187·109

4,187·10-6

4,187

1 Дж

0,239

0,239·10-3

0,239·10-9

1

10-3

10-9

1 кДж

0,239·10-3

0,239

0,239·10-6

103

1

10-6

1 ГДж

0,239·10-9

0,239·10-6

0,239

109

10

1

 

 

Приложение 11

 

ПРИМЕРЫ РАСЧЕТОВ

 

1. Рассчитать групповые нормы расхода топлива на выработкутепловой энергии по кварталам и на год для районной котельной, топливом длякоторой служат газ и мазут.

В районной котельной установлены 3 водогрейных котлаТВГМ-30 (№ 1, № 2, № 3) и 2 паровых котла ДКВР-10-13 (№ 4, № 5).

Показатели работы котлов в I-IV кварталах приведены втаблице 1.

 

Показатели работы котлов

Таблица 1

 

 

Нагрузка котла

Тип котла

%

Гкал/ч

 

квартал

 

I

II

III

IV

I

II

III

IV

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Топливо - газ

ТВГМ-30:

 

 

 

 

 

 

 

 

N 1

70

60

-

60

21

15

-

18

№ 2

70

60

-

60

21

15

-

18

№ 3

70

60

-

60

21

15

-

18

ДКВР-10-13:

 

 

 

 

 

 

 

 

№ 4

70

60

50

-

-

3,9

3,3

-

№ 5

70

60

50

-

-

3,9

3,3

-

Топливо - мазут

ТВГМ-30:

 

 

 

 

 

 

 

 

№ 1

-

-

-

-

-

-

-

-

№ 2

-

-

-

-

-

-

-

-

№ 3

-

-

-

-

-

-

-

-

ДКВР-10-13:

 

 

 

 

 

 

 

 

№ 4

80

60

-

70

5,2

3,9

-

4,6

№ 5

80

60

-

70

5,2

3,9

-

4,6

 

продолжение таблицы 1.

 

10

11

12

13

14

15

16

17

18

Время работы котла на данной нагрузке, ч

Индивидуальная норма расхода условного топлива, кг у.т./Гкал

квартал

I

II

III

IV

I

II

III

IV

Топливо - газ

2160

720

-

2208

154,6

153,9

-

154,2

2160

720

-

2208

154,6

153,9

-

154,2

2160

720

-

1488

154,6

153,9

-

154,2

-

1464

720

-

-

162,4

162,4

-

-

720

1488

-

-

162,4

162,4

-

Топливо - мазут

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

2160

-

-

744

160,8

160,6

-

160,6

2160

-

-

1488

160,8

160,6

-

160,6

 

Определяется групповая норма расхода топлива напроизводство тепловой энергии котельной в I квартале.

Водогрейные котлы ТВГМ-30 № 1, № 2, № 3 работали по 2160 чна газе с нагрузкой 70% номинальной; котлы ДКВР-10-13 № 4 и 5 - также по 2160 чна мазуте с нагрузкой 80%.

По нормативным характеристикам каждого котла с учетомфактической нагрузки определяются индивидуальные нормы расхода условноготоплива данного котлоагрегата на 1 Гкал произведенной тепловой энергии Hiв рассматриваемый период.

При прогнозировании и планировании потребности в топливезначения удельных расходов топлива на выработку тепла по данным завода-изготовителяпри номинальной загрузке корректируются в соответствии с режимной картойконкретного котла, учитывающей техническое состояние, срок ввода в эксплуатациюи величину его фактической загрузки.

Для котлов ТВГМ-30 при производительности  Гкал/ч понормативной характеристике (рис.1) определяется индивидуальная норма расходатоплива:

 154,6 кг у.т./Гкал.

 

 

Нагрузка котла

Индивидуальная норма расхода условного топлива кг у.т./Гкал

%

Гкал/ч

100

30

156,6

70

21

154,6

 

Рис.1. Нормативная характеристика котла ТВГМ-30 (топливо -природный газ)

 

Для котлов ДКВР-10-13 при производительности котла  Гкал/чиндивидуальная норма расхода топлива (мазут) определяется по рис.2:

 кг у.т./Гкал.

 

 

Нагрузка котла

Индивидуальная норма расхода условного топлива кг у.т./Гкал

%

Гкал/ч

100

6,5

165,5

70

4,6

162,7

 

 

Нагрузка котла

Индивидуальная норма расхода условного топлива кг у.т./Гкал

%

Гкал/ч

100

6,5

162

80

5,2

160,8

 

Рис.2. Нормативная характеристика котла ДКВР-10-13: газ(а),мазут(б)

 

Средневзвешенная норма расхода условного топлива напроизводство тепловой энергии котельной в I квартале определяется по формуле(7):

 кг у.т./Гкал

Расход теплоты на собственные нужды котельной принимаем 4%.

Групповая норма расхода топлива на выработку тепловойэнергии в I квартале определяется по формуле:

 кг у.т./Гкал.

Аналогично определяются групповые нормы для II, III, IVкварталов на выработку тепловой энергии с учетом количества работающих котлов ичасов их работы на соответствующих видах топлива. При этом следует учитывать,что доля расхода тепловой энергии на собственные нужды может изменяться покварталам в зависимости от используемого топлива и номенклатуры затрат тепловойэнергии на собственные нужды. Результаты расчетов сведены в таблицу 2.

 

Результаты расчета годовой групповой нормы расхода топлива(по кварталам)

 

Таблица 2

 

Показатели

Квартал

 

I

II

III

IV

Средневзвешенная норма расхода топлива на выработку тепловой энергии Hбр, кг у.т/Гкал

155,5

155,7

162,4

154,8

Групповая норма расхода топлива на отпуск тепловой энергии H, кг у.т/Гкал

162

161,9

168,5

161,3

Теплоэнергия, выработанная котельной по кварталам Qбр, Гкал

158,544

40917,6

7286

116539,2

 

Годовая групповая норма расхода топлива на отпуск тепловойэнергии котельной определяется как средневзвешенная квартальных норм:

2. Рассчитать групповые нормы расхода топлива на планируемыйгод областного государственного унитарного предприятия с использованиемплановых и отчетных данных о работе теплоэнергетического оборудования.

Исходные (справочные) данные и расчеты приведены в формах 1и 2.

Определяется средневзвешенная норма расхода в отчетном годупо формуле (8) и форме 1 на 2001 г.:

 кг у.т./Гкал.

Определяется суммарный нормативный коэффициент в отчетномгоду по формуле (11):

Определяется средневзвешенная норма расхода топлива напроизводство тепловой энергии в планируемом году (форма 1 на 2003 г.), исходяиз индивидуальных норм, номинальной производительности и планируемому числучасов работы всех котлов каждого типа:


ФОРМА 1*

________________

* Форма 1 заполняется для отчетного,текущего и планируемого годов

 

ПРИМЕР РАСЧЕТА

средневзвешенной нормы расхода топлива на производствотепловой энергии по предприятию на 2003 год

 

Тип котла

Справочные данные

2001 г. (отчетный)

номинальная произво-

дительность котла, Гкал/ч

индивидуальная норма расхода топлива, кг у.т./Гкал

установленное количество котлоaгpeгатов, шт.

Время работы всех котлоагрегатов, ч

Выработка тепловой энергии по номинальной производительности, тыс. Гкал

Расход топлива по индивидуальным нормам, тыс. т у.т.

на газе

на жидком топливе

на твердом топливе

на газе (гр.2хгр.5)

на жидком топливе (гp.2xгp.6)

на твердом топливе (гр.2хгр.7)

на газе (гр.2хгр.5)

на жидком топливе (гр.2хгр.6)

на твердом топливе (гр.2хгр.7)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

ДКВР-10-13

6,5

157,6 газ

40

150000

 

 

975

 

 

153,7

 

 

 

 

160,1 мазут

 

 

80000

 

 

520

 

 

83,2

 

ДКВР-6,5-13

4,1

158,1 газ

60

300000

 

 

1230

 

 

194,5

 

 

ГМ-50-1

31,8

156,6 газ

2

10000

 

 

318

 

 

49,8

 

 

ПТВМ-50

50

160,5 газ

9

50000

 

 

2500

 

 

401,3

 

 

КВГМ-30

30

156,8 газ

20

110000

 

 

3300

 

 

517,4

 

 

ТВГ-8

8

168 газ

30

150000

 

 

1200

 

 

201,6

 

 

Прочие

0,6

210 твердое топливо

200

 

 

700000

 

 

420

 

 

88,2

Итого:

 

 

 

 

 

 

9523

520

420

1518,3

83,2

88,2

 

Средневзвешенная норма расхода топлива на производствотепловой энергии:

 кг у.т./Гкал


Продолжение формы 1

 

Тип котла

Справочные данные

2002 г. (текущий)

номинальная производительность котла, Гкал/ч

индивидуальная норма расхода топлива, кг у.т./Гкал

установленное количество котлоaгpeгатов, шт.

Время работы всех котлоагрегатов, ч

Выработка тепловой энергии пономинальной производительности, тыс. Гкал

Расход топлива по индивидуальным нормам, тыс. т у.т.

на газе

на жидком топливе

на твердом топливе

на газе (гр.2хгр.5)

на жидком топливе (гp.2xгp.6)

на твердом топливе (гр.2хгр.7)

на газе (гр.2хгр.5)

на жидком топливе (гр.2хгр.6)

на твердом топливе (гр.2хгр.7)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

ДКВР-10-13

6,5

157,6 газ

50

187500

 

 

1218,8

 

 

192,1

 

 

 

 

160,1 мазут

 

 

100000

 

 

650

 

 

104,1

 

ДКВР-6,5-13

4,1

158,1 r;n

60

300000

 

 

1230

 

 

194,5

 

 

ГМ-50-1

31,8

156,6 газ

2

10000

 

 

318

 

 

49,8

 

 

ПТВМ-50

50

160,5 газ

9

50000

 

 

2500

 

 

401,3

 

 

КВГМ-50

50

160,5 газ

3

18000

 

 

900

 

 

144,5

 

 

КВГМ-30

30

156,8 газ

20

110000

 

 

3300

 

 

517,4

 

 

ТВГ-8

8

168 газ

30

150000

 

542500

1200

 

325,5

201,6

 

66,7

Прочие

0,6

205 твердое топливо

155

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Итого:

 

 

 

 

 

 

10666,8

650

325,5

1700,8

104,1

66,7

 

Средневзвешенная норма расхода топлива на производствотепловой энергии:

 кг у.т./Гкал


Продолжение формы 1

 

Тип котла

Справочные данные

2003 г. (планируемый)

номинальная производительность котла, Гкал/ч

индивидуальная норма расхода топлива, кг у.т./Гкал

установленное количество котлоaгpeгатов, шт.

Время работы всех котлоагрегатов, ч

Выработка тепловой энергии по номинальной производительности, тыс. Гкал

Расход топлива по индивидуальным нормам, тыс. т у.т.

на газе

на жидком топливе

на твердом топливе

на газе (гр.2хгр.5)

на жидком топливе (гp.2xгp.6)

на твердом топливе (гр.2хгр.7)

на газе (гр.2хгр.5)

на жидком топливе (гр.2хгр.6)

на твердом топливе (гр.2хгр.7)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

ДКВР-10-13

6,5

157,6 газ

50

187500

 

 

1218,8

 

 

192,1

 

 

 

 

160,1 мазут

 

 

100000

 

 

650

 

 

104,1

 

ДКВР-6,5-13

4,1

158,1 газ

60

300000

 

 

1230

 

 

194,5

 

 

ГМ-50-1

31,8

156,6 газ

2

10000

 

 

318

 

 

49,8

 

 

ПТВМ-50

50

160,5 газ

9

50000

 

 

2500

 

 

401,3

 

 

КВГМ-50

50

160,5 газ

3

18000

 

 

900

 

 

144,5

 

 

КВГМ-30

30

156,8 газ

23

126000

 

 

3795

 

 

595,1

 

 

ТВГ-8

8

168 газ

30

150000

 

542500

1200

 

304,5

201,6

 

62,4

Прочие

0,6

205 твердое топливо

145

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Итого:

 

 

 

 

 

 

11161,8

650

304,5

1778,5

104,1

62,4

 


Средневзвешенная норма расхода топлива на производствотепловой энергии

 кг у.т./Гкал

 кг у.т./Гкал.

Принимается суммарный нормативный коэффициент в планируемомгоду, равный фактическому в отчетном году K = 1,1.

Норматив расхода на собственные нужды с учетом мероприятийпо экономии топлива принимается 3%.

По формуле (13) рассчитывается групповая норма расходатоплива на выработку тепловой энергии на планируемый год:

 кг у.т./Гкал.

По формуле (14) определяется нормируемый расход топлива напланируемый период:

Вн =182·12000 - 2184·103 кг у.т.

Результаты расчета заносятся в форму 2.

 

Форма 2

 

Результаты расчета групповой нормы расхода топлива навыработку тепловой энергии по государственному унитарному предприятию на 2003год

 

Показатели

Год

 

отчетный 2001 г.

текущий 2002 г.

планируемый 2003 г.

Выработка тепловой энергии Qн, тыс. Гкал

8605

10500

12000

Производство тепловой энергии Qн, тыс. Гкал

8950

10825

12371

Средневзвешенная норма на производство тепловой энергии Нбр, кг у.т./Гкал

161,5

160,8

160,5

Интегральный нормативный коэффициент K

1,1

1,1

1,1

Норматив расхода тепловой энергии на собственные нужды dс.н, %

4

3

3

Групповая норма H, кг у.т/Гкал

185,1*

182,4

182

Расход топлива B, тыс. т у.т.

1592,8**

1915,2

2184

________________

* Фактический удельный расход

** Фактический расход

 

3. Определить потребность в тепловой энергии на отоплениежилого здания постройки после 1958 г. с наружным строительным объемом Vстр = 24951 м3, расположенного в г.ЧереповцеВологодской обл. Расчетное значение температуры наружного воздуха дляпроектирования отопления to = -31 °С, среднее значение температуры наружного воздухаза отопительный период tom = -4,3 °С, продолжительность отопительного периода no =225 сут, среднее значение скорости ветра в отопительном периоде w = 5,3м/с.

Определяем значение удельной отопительной характеристикиздания - по таблице 3 приложения 3: qo = 0,37ккал/м3ч °С.

По таблице 2 приложения 3 определяем значение поправочногокоэффициента a: при помощи интерполяции получаем a =0,99.

Определяем по формуле (3.3) приложения 3 расчетное значениекоэффициента инфильтрации Kи.р:

По формуле (3.2) приложения 3 определяем расчетное значениетепловой нагрузки отопления упомянутого здания:

Qo= 0,99·24951·0,37 (20 + 31) (1 + 0,09) · 10-6 = 0,508 Гкал/ч.

По формуле (16) раздела 3.2 Методики определяем потребностьв тепловой энергии на отопление здания в течение отопительного периода:

 Гкал.

4. Определить потребность в тепловой энергии на отоплениепомещения магазина, расположенного на первом этаже жилого здания в г.ЧереповцеВологодской обл. (климатические условия приведены в примере 1). Помещениемагазина оборудовано системой центрального отопления, подключенной ктрубопроводам тепловой сети параллельно с системой отопления жилой частиздания. Система отопления магазина оснащена 10 конвекторами "Прогресс"типа 20К2-1,1. Расчетные значения температурных параметров системы отопления105/70 °С.

Расчет ведем по методике, изложенной в Справочнике [10].

Расчетную теплоотдачу конвекторов "Прогресс" типа20К2-1,1 определяем с учетом значения температурного напора и длины греющегоэлемента по графику на рис.4.6 Справочника [10]. Температурный напор Dt определяется какразность средней температуры отопительного прибора и расчетной температурывоздуха в отапливаемом помещении:

 °C.

Расчетная теплоотдача Qo max такого конвектора при указанных условиях составила 1300ккал/ч. Таким образом, расчетная тепловая нагрузка отопления помещения магазинаQo max = 1300·10 =13000 ккал/ч или 0,013 Гкал/ч (без учета теплоотдачи неизолированных стояков иподводок к конвекторам).

Потребность в тепловой энергии на отопление помещениямагазина определяем по формуле (16) раздела 3.2 Методики:

 Гкал.

5. Определить потребность в тепловой энергии на приточнуювентиляцию в кинотеатре, расположенном в отдельно стоящем здании в г.ЧереповцеВологодской обл. (климатические условия приведены в примере 3).Продолжительность функционирования системы приточной вентиляции - 16 ч/сут.,строительный объем здания кинотеатра составляет 50000 м3.

Определяем значение удельной вентиляционной характеристикиздания кинотеатра - таблица 4 приложения 3: qv = 0,38ккал/м3 ч °С.

По таблице 1 приложения 3 определяем расчетное значениетемпературы воздуха в кинотеатре tv = 14 °С.

По формуле (3.2а) приложения 3 определяем расчетноезначение тепловой нагрузки приточной вентиляции:

Qv max =0,99·50000·0,38·(14 + 31)·10-6 = 0,846 Гкал/ч.

Потребность в тепловой энергии на приточную вентиляцию вкинотеатре в течение отопительного периода при продолжительности функционированиясистемы приточной вентиляции 16 ч/сут. по формуле (17) раздела 3.2 Методикисоставляет:

 Гкал.

6. Определить потребность в тепловой энергии на горячееводоснабжение больницы на 450 мест. Больница расположена в г.Череповце Вологодскойобл. (продолжительность отопительного периода - 225 сут). Больница оборудованаобщими ваннами и душевыми. Подача горячей воды осуществляется круглосуточно. Всистеме горячего водоснабжения стояки не изолированы. Продолжительностьфункционирования системы горячего водоснабжения - 350 суток за год. Температуранагреваемой водопроводной воды 5 °С в отопительном периоде, 15 °С - внеотопительном периоде.

Норму расхода горячей воды принимаем по таблице приложения3 СНиП 2.04.01-85* [3] в размере 75 л/койка.

Средняя часовая тепловая нагрузка горячего водоснабжения(без учета тепловых потерь в местной системе) по формуле (3.13) приложения 3 вотопительный период составляет:

 Гкал/ч.

В неотопительный период средняя часовая тепловая нагрузкагорячего водоснабжения (без учета тепловых потерь в местной системе) по формуле(3.13) приложения 3 составляет:

 Гкал/ч.

Потребность в тепловой энергии на горячее водоснабжениебольницы в отопительном и неотопительном периодах с учетом тепловых потерь(значение коэффициента Kт.п,учитывающего тепловые потери в системе горячего водоснабжения, в связи сотсутствием полотенцесушителей принимаем равным 0,2) по формуле (19) раздела3.4 Методики составляет:

Qhm = [0,07·24·225 + 0,056·24·(350 - 225)] (1 + 0,2) = 655,2 Гкал.

7. Определить нормативные тепловые потери черезизоляционные конструкции трубопроводов тепловой сети протяженностью 10,8 км заотопительный период. В том числе: трубопроводы, проложенные в непроходныхканалах, наружным диаметром 377 мм - 0,5 км; 273 мм - 1 км; 219 мм - 2 км; 159мм - 2,5 км; 108 мм - 3 км; 76 мм - 1,1 км; трубопроводы, проложенныебесканально, диаметром 219 мм - 1 км; трубопроводы, проложенные надземно нанизких опорах, диаметром 377 мм - 0,5 км. Тепловая сеть сооружена всоответствии с Нормами проектирования тепловой изоляции для трубопроводов иоборудования электростанций и тепловых сетей (1959 г.) и испытаниям дляопределения теплотехнических характеристик не подвергалась.

Система теплоснабжения расположена в г.Твери. Среднее загод значение температуры грунта 6,8 °С, 4,8 °С - за отопительный период; -3,7°С - среднее значение температуры наружного воздуха за отопительный период; 5,7°С - за год; продолжительность отопительного периода 219 суток. Среднеезначение температуры теплоносителя в подающем трубопроводе в отопительномпериоде 89,2 °С, 48,6 °С - в обратном. Среднее за год значение температурытеплоносителя в подающем трубопроводе 83,3 °С, 47,1 °С - в обратном.

Определяем значения удельных часовых тепловых потерьтрубопроводами тепловой сети пересчетом табличных значений норм удельныхчасовых тепловых потерь трубопроводами на среднегодовые условияфункционирования тепловой сети, подающими и обратными трубопроводами подземнойпрокладки - вместе, надземной - раздельно. Расчеты проводим по формулам (34),(36) и (36а) раздела 4.3 Методики.

Предварительно по формуле (35) раздела 4.3 Методикиопределим среднегодовую разность значений температуры теплоносителя и грунта:

 °С.

А. Прокладка в непроходных каналах.

- Трубопроводы наружного диаметра 377 мм

 ккал/мч;

- трубопроводы наружного диаметра 273 мм

 ккал/мч;

- трубопроводы наружного диаметра 219 мм

 ккал/мч;

- трубопроводы наружного диаметра 159 мм

 ккал/мч;

- трубопроводы наружного диаметра 108 мм

 ккал/мч;

- трубопроводы наружного диаметра 76 мм

 ккал/мч;

Б. Бесканальная прокладка.

- Трубопроводы наружного диаметра 219 мм

 ккал/мч.

В. Надземная прокладка.

Среднегодовая разность значений температуры теплоносителя инаружного воздуха определится по формулам, аналогичным формуле (35) раздела 4.3Методики:

Dtп.год = 83,3+3,7=87 °C;

Dtо.год = 47,1+3,7=50,8 °С.

- Трубопроводы наружного диаметра 377 мм

 ккал/мч;

 ккал/мч.

Определяем нормативные значения часовых тепловых потерьчерез изоляционные конструкции участков трубопроводов тепловой сети пополученным нормам удельных тепловых потерь при среднегодовых условияхфункционирования тепловой сети для подающих и обратных трубопроводов подземнойпрокладки вместе, для трубопроводов надземной прокладки раздельно.

Значения коэффициента местных тепловых потерь b,учитывающего тепловые потери запорной арматурой, компенсаторами и опорами,принимаем: 1,2 - для прокладки в каналах при диаметре трубопроводов до 150 мм,1,15 - для прокладки в каналах при диаметре трубопроводов 150 мм и более, атакже для всех диаметров трубопроводов бесканальной прокладки, 1,25 - длятрубопроводов надземной прокладки.

А. Подземная прокладка в непроходных каналах.

- Трубопроводы наружного диаметра 377 мм

Qиз.н.год = 172,968·500·1,15·10-6 = 0,099 Гкал;

- трубопроводы наружного диаметра 273 мм

Qиз.н.год = 140,496·1000·1,15·10-6 =0,162 Гкал;

- трубопроводы наружного диаметра 219 мм

Qиз.н.год = 121,024·2000·1,15·10-6 =0,278 Гкал;

- трубопроводы наружного диаметра 159 мм

Qиз.н.год = 100,136·2500·1,15·10-6 =0,288 Гкал;

- трубопроводы наружного диаметра 108 мм

Qиз.н.год = 81,664·3000·1,2·10-6 =0,294 Гкал;

- трубопроводы наружного диаметра 76 мм

Qиз.н.год = 68,72·1100·1,2·10-6 = 0,091 Гкал.

Б. Бесканальная прокладка.

- Трубопроводы наружного диаметра 219 мм

Qиз.н.год = 121,024·1000·1,15·10-6 = 0,139 Гкал.

Всего по трубопроводам подземной прокладки QS= 1,351 Гкал.

В. Надземная прокладка.

- Трубопроводы наружного диаметра 377 мм

Qиз.н.год.п = 107,28·500·1,25·10-6 = 0,067 Гкал;

Qиз.н.год.о = 76,104·500·1,25·10-6 = 0,048 Гкал.

Значения часовых тепловых потерь трубопроводами тепловойсети при условиях функционирования, средних за отопительный период, определятсяпо формулам (42)-(43а) раздела 4.3 Методики.

А. Подземная прокладка.

 Гкал.

Б. Надземная прокладка.

 Гкал;

 Гкал.

Суммарные нормативные тепловые потери трубопроводамитепловой сети в отопительном периоде составят:

Qиз.н.от = (1,483 + 0,08 + 0,06) 24·219 = 1,623·5256 = 8530,488Гкал.

8. Определить нормативные тепловые потери, обусловленныеутечкой теплоносителя, в тепловой сети (предыдущий пример) за отопительныйпериод.

По формуле (23) раздела 4.1 Методики, с помощью таблицы 7этого раздела, определяем емкость трубопроводов тепловой сети:

- Æ 377 – V = 101,0 (0,5 + 0,5) 2 = 202,0 м3;

- Æ 273 - V = 53,0·1,0·2 = 106,0 м3;

- Æ 219 - V = 34,0 (2,0 + 1,0) 2 = 204,0 м3;

- Æ 159 - V = 18,0·2,5·2 = 90,0 м3;

- Æ 108 - V = 8,0·3,0·2 = 48,0 м3;

- Æ 76 - V = 3,9·1,1·2 = 8,58 м3.

Всего по тепловой сети: VS = 658,58 м3.

Определяем сезонную норму утечки теплоносителя (дляотопительного периода) по формуле (25) раздела 4.1 Методики:

 м3/ч.

Определяем количество теряемого теплоносителя за отопительныйпериод:

Mу.н = 1,03·24·219 = 5414,77 м3.

Среднегодовое значение температуры холодной воды,подаваемой на источник теплоснабжения для подпитки тепловой сети, определим поформуле (29) раздела 4.2 Методики:

 °С.

Определяем нормативное значение годовых тепловых потерь,обусловленных утечкой теплоносителя, по формуле (28) раздела 4.2 Методики:

Qу.н = 0,25·658,58·980,6 (0,75·83,3 - 0,25·47,1 - 8,8) 8400·10-6= 887,625 Гкал.

Нормативное значение тепловых потерь с утечкой теплоносителяиз трубопроводов тепловой сети на отопительный период определим по формуле (30)раздела 4.2 Методики:

 Гкал.

9. Определить мощность на валу сетевого насоса типаСЭ800-100 и количество электроэнергии за отопительный период на привод этогонасоса. если расход перекачиваемого теплоносителя составляет Gн = 700 м3/ч. Продолжительность отопительногопериода составляет n = 205 суток.

По характеристике насоса определяем развиваемый приуказанном расходе напор Нн = 106 м, коэффициент полезногодействия насоса hн = 0,82.

По формуле (60) раздела 6.2 Методики мощность на валусетевого насоса составляет:

 кВт.

В соответствии с формулой (63) раздела 6.2 Методики сучетом коэффициента спроса, значение которого представлено в таблице 6.3Приложения 6, получим:

Э = 248,44·205·24·0,8= 977859,84 кВтч.

10. Определить нормативное количество воды для наполнения иподпитки тепловой сети и присоединенных к ней систем теплопотребления зданий,теплоснабжаемых котельной, функционирующей по температурному графикурегулирования отпуска тепловой энергии с параметрами 150/70 °С.

Система теплоснабжения расположена в г.ЧереповцеВологодской области. Климатические условия - в примере 3. Протяженностьтепловой сети - в примере 7. Суммарная часовая тепловая нагрузка отоплениязданий 40 Гкал/ч, системы отопления оснащены чугунными радиаторами типа М-140.

Определяем количество воды, необходимое для разовогозаполнения тепловой сети. Для этого по формуле (23) раздела 4.1 Методики, спомощью таблицы 7 этого раздела, определяем емкость трубопроводов тепловой сети(аналогично решению примера 7):

- Æ 377 - V = 101,0(0,5+0,5)2=202,0 м3;

- Æ 273 - V = 53,0·1,0·2 = 106,0 м3;

- Æ 219 - V = 34,0 (2,0 - 1,0) 2 = 204,0 м3;

- Æ 159 - V = 18,0·2,5·2 = 90,0 м3;

- Æ 108 - V = 8,0·3,0·2 = 48,0 м3;

- Æ 76 - V = 3,9·1,1·2 = 8,58 м3.

Всего по тепловой сети: SVт.с = 658,58 м3.

Определяем количество воды, необходимое для разовогозаполнения систем отопления. Для этого по формуле (24) того же разделаМетодики, с помощью таблицы 8 этого раздела, определяем емкость системотопления:

SVс.о = 13,3·40 = 532 м3.

Определяем количество подпиточной воды согласно нормеподпитки по формуле (21) того же раздела Методики:

Му.н =0,0025 (658,58 + 532) 24·225 = 16072,8 м3.

Определяем общее количество воды для разового заполнения иподпитки тепловой сети и присоединенных к ней систем отопления в течениеотопительного периода:

SV = 658,58 + 532 +16072,8 = 17263,4 м3.


   
Справочник ГОСТов, ТУ, стандартов, норм и правил. СНиП, СанПиН, сертификация, технические условия

Выставки и конференции по рынку металлов и металлопродукции

Установите мобильное приложение Metaltorg: