МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТРЕБНОСТИ В ТОПЛИВЕ, ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ И ВОДЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ И ПЕРЕДАЧЕ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ И ТЕПЛОНОСИТЕЛЕЙ В СИСТЕМАХ КОММУНАЛЬНОГО ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ (утв. Госстроем РФ 12.08.2003)


Утверждена
Заместителем Председателя
Госстроя России
12 августа 2003 года
Согласовано
Федеральной энергетической
комиссией Российской Федерации
22 апреля 2003 г. N ЕЯ-1357/2
Департаментом государственного
энергетического надзора,
лицензирования
и энергоэффективности
Минэнерго России
10 апреля 2003 г. N 32-10-11/540
МЕТОДИКА
ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТРЕБНОСТИ В ТОПЛИВЕ, ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
И ВОДЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ И ПЕРЕДАЧЕ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
И ТЕПЛОНОСИТЕЛЕЙ В СИСТЕМАХ КОММУНАЛЬНОГО
ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
Разработана закрытым акционерным обществом "Роскоммунэнерго" (Хиж Э.Б., Скольник Г.М., Бытенский О.М., Толмасов А.С.) при участии Российской ассоциации "Коммунальная энергетика" и Академии коммунального хозяйства им. К.Д. Памфилова.
Согласована Федеральной энергетической комиссией Российской Федерации (22.04.03, N ЕЯ-1357/2), Департаментом государственного энергетического надзора, лицензирования и энергоэффективности Минэнерго России (10.04.03, N 32-10-11/540).
Одобрена Секцией "Коммунальная энергетика" Научно-технического совета Госстроя России (протокол от 29.05.03 N 01-нс-14/1).
Утверждена Заместителем председателя Госстроя России 12.08.03.
"Методика определения потребности в топливе, электрической энергии и воде при производстве и передаче тепловой энергии и теплоносителей в системах коммунального теплоснабжения" разработана для использования при прогнозировании и планировании потребности в топливе, электрической энергии и воде теплоснабжающими организациями жилищно-коммунального комплекса, органами управления жилищно-коммунальным хозяйством.
Методика используется также для обоснования потребности теплоснабжающих организаций в финансовых средствах при рассмотрении тарифов (цен) на тепловую энергию, ее передачу и распределение.
Использование Методики позволяет оценивать технико-экономическую эффективность при планировании энергосберегающих мероприятий, внедрении энергоэффективных технологических процессов и оборудования.
Настоящая Методика используется взамен:
Методических указаний по определению расходов топлива, электроэнергии и воды на выработку тепла отопительными котельными коммунальных теплоэнергетических предприятий, утвержденных заместителем председателя Комитета Российской Федерации по муниципальному хозяйству 22.02.94;
Инструкции по нормированию расхода котельно-печного топлива на отпуск тепловой энергии котельными системы Министерства жилищно-коммунального хозяйства РСФСР, утвержденной Минжилкомхозом РСФСР 27.06.84.
При подготовке Методики использованы предложения ОАО "Институт экономики жилищно-коммунального хозяйства", ГУП "СантехНИИпроект", Ассоциации "Мособлтеплоэнерго", научно-внедренческой фирмы "Интехэнерго М" Московского энергетического института, производственно-технического предприятия "Оргкоммунэнерго-М", ряда коммунальных теплоэнергетических предприятий (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 и теплоносителей в системах коммунального теплоснабжения" (далее - Методика) разработана для использования при прогнозировании и планировании потребности в топливе, электрической энергии и воде теплоснабжающими организациями жилищно-коммунального комплекса, органами управления жилищно-коммунальным хозяйством.
Методика используется также для обоснования потребности теплоснабжающих организаций в финансовых средствах при рассмотрении тарифов (цен) на тепловую энергию, ее передачу и распределение.
1.2. Настоящая Методика не может применяться для определения фактических показателей, используемых при финансовых расчетах между теплоснабжающими организациями и потребителями тепловой энергии (теплоносителей).
1.3. Исходными данными для определения потребности в топливе, 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 систем коммунального теплоснабжения;
- планируемые (прогнозируемые) значения расчетных тепловых нагрузок потребителей, количества тепловой энергии и теплоносителей, необходимых для их удовлетворения в заданных режимах.
1.4. Все используемые для расчетов данные должны основываться на достоверной информации, проектных характеристиках зданий, помещений, технологических процессов потребителей, количестве жителей, пользующихся горячим водоснабжением, и др.
1.5. При утрате и невозможности восстановления проектных материалов, а также при недокументированных изменениях теплоснабжаемых зданий и сооружений расчетные значения их тепловой нагрузки могут быть определены путем натурных обмеров (натурных испытаний) и последующих расчетов. Результаты обмеров и расчетов, выполненных потребителями тепловой энергии, подлежат согласованию с энергоснабжающей организацией. В случае разногласий к их разрешению привлекается по соглашению сторон экспертная организация или орган государственного энергетического надзора по месту нахождения потребителя тепловой энергии.
1.6. В Методике применяются следующие основные понятия:
система коммунального теплоснабжения - совокупность объединенных общим производственным процессом источников теплоснабжения и (или) тепловых сетей города (района, квартала), другого населенного пункта, эксплуатируемых теплоэнергетической организацией жилищно-коммунального комплекса;
присоединенная тепловая нагрузка (мощность) - суммарная проектная максимальная (расчетная) часовая тепловая нагрузка (мощность) либо суммарный проектный максимальный (расчетный) часовой расход теплоносителя для всех систем теплопотребления, присоединенных к тепловой сети теплоснабжающей организации;
произведенная тепловая энергия - тепловая энергия, произведенная котельным агрегатом (котельными агрегатами), установленным (установленными) в котельной (источнике теплоснабжения);
выработанная тепловая энергия - тепловая энергия, равная сумме тепловой энергии, произведенной котельными агрегатами котельной (источника теплоснабжения), за вычетом тепловой энергии, использованной в котельной (источнике теплоснабжения) на собственные нужды, и переданная в тепловую сеть;
отпущенная тепловая энергия - тепловая энергия, отпущенная потребителю тепловой энергии (потребителям) на границе эксплуатационной ответственности (балансовой принадлежности);
расчетная часовая тепловая нагрузка потребителя тепловой энергии (расчетное тепловое потребление) - сумма значений часовой тепловой нагрузки по видам теплового потребления (отопление, приточная вентиляция, кондиционирование воздуха, горячее водоснабжение), определенных при расчетных значениях температуры наружного воздуха для каждого из видов теплового потребления, и среднего значения часовой за неделю нагрузки горячего водоснабжения;
расчетная часовая тепловая нагрузка источника теплоснабжения - сумма расчетных значений часовой тепловой нагрузки всех потребителей тепловой энергии в системе теплоснабжения и тепловых потерь трубопроводами тепловой сети при расчетном значении температуры наружного воздуха;
расчетный часовой расход теплоносителя на отопление (приточную вентиляцию) - значение часового расхода теплоносителя на отопление (приточную вентиляцию) при значении температуры наружного воздуха, расчетном для проектирования отопления (приточной вентиляции);
расчетный часовой расход теплоносителя на горячее водоснабжение - значение часового расхода теплоносителя на горячее водоснабжение, соответствующее среднему за неделю значению часовой тепловой нагрузки горячего водоснабжения, при значении температуры наружного воздуха, соответствующем точке излома температурного графика регулирования тепловой нагрузки;
средняя часовая за неделю тепловая нагрузка горячего водоснабжения - часть тепловой энергии, используемой на горячее водоснабжение за неделю, соответствующая выражению 1/7Т, где Т - продолжительность функционирования систем горячего водоснабжения, ч;
средняя часовая за неделю массовая (весовая) нагрузка горячего водоснабжения (средненедельный водоразбор) - 168-я часть количества теплоносителя (сетевой воды), используемого за неделю на горячее водоснабжение непосредственным водоразбором;
годовой расчетно-нормативный расход тепловой энергии на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение, топлива и электрической энергии - расчетно-нормативное потребление энергоустановками тепловой 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 коммунальных теплоэнергетических предприятий, утвержденных заместителем председателя Комитета Российской Федерации по муниципальному хозяйству 22.02.94 [13];
Инструкции по нормированию расхода котельно-печного топлива на отпуск тепловой энергии котельными системы Министерства жилищно-коммунального хозяйства РСФСР, утвержденной Минжилкомхозом РСФСР 27.06.84 [14].
2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТРЕБНОСТИ В ТОПЛИВЕ ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА
ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ НА ПЛАНИРУЕМЫЙ ПЕРИОД
2.1. Потребность в топливе на выработку тепловой энергии определяется по нормам удельного расхода топлива, кг у.т./Гкал, на весь объем тепловой энергии, необходимой для теплоснабжения потребителей в планируемом периоде.
2.2. Потребность в топливе на выработку тепловой энергии по отдельной котельной, по группе котельных, входящих в одну систему теплоснабжения, или по предприятию (организации) в целом определяется с использованием норм удельного расхода топлива соответствующего уровня.
2.3. Для определения потребности в топливе на производство тепловой энергии используются групповые нормы удельного расхода топлива, основанные на индивидуальных нормах.
Индивидуальная норма - норма расхода данного расчетного вида топлива в условном исчислении на производство 1 Гкал тепловой энергии котлоагрегатом <*> с котлом данного типа при определенных, заранее выбранных оптимальных эксплуатационных условиях. При определении индивидуальной нормы в качестве расчетного топлива принимается вид топлива, указанный в техническом паспорте котла. Индивидуальные нормы измеряются в килограммах условного топлива на 1 Гкал произведенной тепловой энергии (кг у.т./Гкал). Отклонение условий эксплуатации 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 хвостовыми поверхностями нагрева (экономайзер, воздухоподогреватель).
Групповая норма расхода топлива на выработку тепловой энергии - плановое значение расхода топлива на выработку 1 Гкал тепловой энергии при планируемых условиях производства. Групповая норма расхода топлива на выработку тепловой энергии измеряется в килограммах условного топлива на 1 Гкал тепловой энергии (кг у.т./Гкал).
2.4. При разработке норм расхода топлива необходимо соблюдать следующее:
- нормы разрабатываются на всех уровнях планирования на единой методической основе;
- учитываются условия производства, достижения научно-технического прогресса, планы организационно-технических мероприятий, предусматривающие рациональное и эффективное использование топлива;
- нормы систематически пересматриваются с учетом планируемого развития и технического прогресса производства, достигнутых наиболее экономичных показателей использования топливно-энергетических ресурсов;
- нормы должны способствовать максимальному использованию резервов экономии топлива.
2.5. В нормы расхода топлива не должны включаться затраты топлива, вызванные отступлениями от правил технической эксплуатации и режимов функционирования, на строительство и капитальный ремонт зданий и сооружений, монтаж, пуск и наладку нового оборудования котельной, на научно-исследовательские и экспериментальные работы.
2.6. Установленные для котельных нормы расхода топлива должны изменяться при возникновении следующих причин, существенно влияющих на расход тепловой энергии и топлива:
- изменение вида или качества сжигаемого топлива;
- выявление испытаниями новых характеристик котлоагрегатов;
- установка нового или реконструкция действующего оборудования.
Все изменения норм на основании испытаний или обоснованных расчетов должны быть введены в действие после их утверждения.
2.7. Исходными данными для определения норм расхода топлива являются:
- фактические технические данные оборудования (производительность, давление, КПД и др.) и режим функционирования (по времени и нагрузке);
- режимные карты, составленные в результате режимно-наладочных испытаний;
- план организационно-технических мероприятий по рациональному использованию и экономии топливно-энергетических ресурсов;
- информация о плановых и фактических удельных расходах топлива за прошедшие годы.
2.8. Работа по определению норм расхода топлива в котельной на планируемый период проводится в следующей последовательности:
- определяется плановая выработка тепловой энергии котельной (котельными) Q;
- уточняется характеристика сжигаемого топлива: низшая теплота
р
сгорания Q , для угля - марка угля, влажность, зольность,
н
фракционный состав (содержание мелочи класса 0 - 6 мм, %);
- определяются технические характеристики и параметры
функционирования оборудования - тепловая мощность котлоагрегата
(котла), Гкал/ч, т/ч пара, температура питательной воды t ,
п.в
давление пара Р, коэффициент избытка воздуха в топке котла
альфа , присосы по газоходам и т.д.;
т
- подбираются типовые нормативные характеристики, соответствующие установленному оборудованию и виду сжигаемого топлива. В случае, если нормативные характеристики не соответствуют фактическим для установленных котлоагрегатов (вследствие несоответствия параметров пара, питательной воды, поверхностей нагрева элементов котла, качества топлива и т.д.), а также при отсутствии нормативных характеристик для установленных котлов проводятся режимно-наладочные испытания с целью установления оптимальных режимов функционирования котла и разработки обоснованных нормативных характеристик;
- по нормативным характеристикам устанавливается индивидуальная норма расхода топлива на производство тепловой энергии каждым котлоагрегатом;
- определяется расход тепловой энергии на собственные нужды котельной;
- определяется норма расхода топлива на выработку тепловой энергии для котельной в целом.
2.9. Расчет индивидуальных норм расхода топлива на производство тепловой энергии осуществляется в следующем порядке.
2.9.1. В состав индивидуальных норм включаются расходы топлива на основной технологический процесс - производство тепловой энергии.
В основу разработки индивидуальных норм Н положены
ij
нормативные характеристики котлоагрегатов.
Нормативная характеристика представляет собой зависимость
расхода условного топлива на 1 Гкал произведенной тепловой
бр
энергии b от нагрузки (производительности) котлоагрегата при
к.а
нормальных условиях его работы на данном виде топлива.
Построение нормативной характеристики предусматривает
определение значений удельного расхода топлива брутто,
кг у.т./Гкал, во всем диапазоне нагрузки котлоагрегата Q - от
к.a
минимальной до максимальной:
бр 142,86
b = f(Q ) = ------, (1)
к.а к.а бр
эта
к.а
бр
где эта - изменение КПД брутто котлоагрегата во всем
к.а
диапазоне его нагрузки.
2.9.2. КПД брутто определяется по результатам режимно-наладочных испытаний котлоагрегата при сжигании топлива одного вида одинаковым способом.
Испытания котлоагрегатов проводятся по утвержденной методике специализированными организациями.
Характеристики составляются для котлоагрегата, находящегося в технически исправном и отлаженном состоянии и работающего в соответствии с режимными картами.
В случае невозможности проведения режимно-наладочных испытаний расчет проводится по индивидуальным нормам расхода топлива, приведенным в Приложении 1.
2.9.3. При установлении индивидуальных норм в качестве
нормативных значений принимаются значения удельного расхода
расчетного вида топлива в условном исчислении при номинальной
нагрузке котлоагрегата с учетом прогрессивных показателей
удельного расхода топлива на выработку тепловой энергии котлом
бр ном
данного типа Н = (b ) . Индивидуальные нормы Н расхода
ij к.а ij
топлива для некоторых типов котлоагрегатов при номинальной
нагрузке приведены в Приложении 1.
При прогнозировании и планировании потребности в топливе значения удельных расходов топлива на выработку тепла по данным завода-изготовителя при номинальной загрузке корректируются в соответствии с режимной картой конкретного котла, учитывающей техническое состояние, срок ввода в эксплуатацию и величину его фактической загрузки.
Нормативные характеристики используются и для разработки нормативных коэффициентов, учитывающих отклонения условий эксплуатации от принятых при определении индивидуальных отраслевых норм:
- нормативный коэффициент К , учитывающий эксплуатационную
1
нагрузку котлоагрегата;
- нормативный коэффициент К , учитывающий работу котлоагрегата
2
без хвостовых поверхностей нагрева;
- нормативный коэффициент К , учитывающий использование
3
нерасчетных видов топлива на данном типе котлов.
Коэффициенты К , К и К определяются как отношение значений
1 2 3
удельного расхода топлива при планируемых или фактических
бр
нагрузках котлоагрегата в условиях эксплуатации (b ) и
к.а
удельного расхода топлива при оптимальных условиях эксплуатации на
бр ном бр ном
номинальной нагрузке (b ) . Значение (b ) принимается
к.а к.а
по соответствующим нормативным характеристикам. После установки
хвостовых поверхностей и работе котла на расчетном виде топлива
К = К = 1.
2 3
2.9.4. Нормативный коэффициент К определяется по нормативной
1
бр
характеристике b как отношение расхода условного топлива при
к.а
средней производительности котлоагрегата за планируемый или
бр ср
фактический период работы (b ) к расходу условного топлива
к.а
бр ном
при номинальной нагрузке (b ) по выражению:
к.а
бр ср
(b )
к.а
K = ---------. (2)
1 бр ном
(b )
к.а
Нормативные коэффициенты К для некоторых типов котлоагрегатов
1
в зависимости от их нагрузки приведены в таблице 1.
Таблица 1
НОРМАТИВНЫЕ КОЭФФИЦИЕНТЫ,
УЧИТЫВАЮЩИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ НАГРУЗКИ КОТЛОАГРЕГАТОВ
------------------T----T-----------------------------------------¬
¦ Тип ¦Вид ¦ Нагрузка, % номинальной ¦
¦ котлоагрегата ¦топ-+------T------T------T------T------T------+
¦ ¦лива¦ 90 ¦ 80 ¦ 70 ¦ 60 ¦ 50 ¦ 40 ¦
+-----------------+----+------+------+------+------+------+------+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦ 8 ¦
+-----------------+----+------+------+------+------+------+------+
¦ ПАРОВЫЕ КОТЛОАГРЕГАТЫ ¦
+-----------------T----T------T------T------T------T------T------+
¦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 ¦
+-----------------T----T------T------T------T------T------T------+
¦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 чугун-¦Г ¦0,996 ¦0,994 ¦0,993 ¦0,994 ¦0,996 ¦0,998 ¦
¦ные и стальные ¦М ¦0,999 ¦0,999 ¦1 ¦1,004 ¦1,011 ¦1,03 ¦
¦(НР-18, НИИСТУ-5 ¦КУ ¦1,003 ¦1,007 ¦1,012 ¦1,018 ¦1,026 ¦1,036 ¦
¦и др.) ¦БУ ¦1,005 ¦1,012 ¦1,023 ¦1,036 ¦1,05 ¦1,065 ¦
L-----------------+----+------+------+------+------+------+-------
Примечание. Г - газ, М - мазут, КУ - каменный уголь, БУ - бурый уголь.
2.9.5. Нормативный коэффициент К определяется только при
2
отсутствии чугунных экономайзеров в котлах паропроизводительностью
до 20 т/ч при параметрах, соответствующих номинальной нагрузке.
-------------------------------T---------------------------------¬
¦ Вид топлива ¦ Значения коэффициента К ¦
¦ ¦ 2 ¦
+------------------------------+---------------------------------+
¦Газ ¦ 1,025 - 1,035 ¦
¦Мазут ¦ 1,030 - 1,037 ¦
¦Каменный уголь ¦ 1,070 - 1,08 ¦
¦Бурый уголь ¦ 1,070 - 1,08 ¦
L------------------------------+----------------------------------
Меньшее значение коэффициента К принимается для котлов типа
2
ДКВР, ШБА; большее - для котлов типа Шухова, КРШ.
2.9.6. Нормативный коэффициент К для стальных секционных и
3
чугунных котлов типа НР-18, НИИСТУ-5, "Минск-1", "Универсал",
"Тула-3" и др., а также для паровых котлов типа Е-1/9, топки
которых оборудованы колосниковой решеткой с ручным обслуживанием,
при сжигании рядовых углей с содержанием мелочи (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 К определяется по потерям
3
теплоты топок от механического недожога q в зависимости от типа
4
топочного устройства, зольности и фракционного состава топлива по
формуле:
исх исх
q К - q
4 м 4
К = 1 + --------------, (3)
3 100
где:
исх
q - исходное значение потерь теплоты от механического
4
недожога, %; потери теплоты с механическим недожогом в зависимости
от типа топочного устройства, зольности и вида сжигаемого топлива
принимается по номограмме на рис. 1 <*>;
К - поправка на содержание мелочи (класс 0 - 6 мм) в топливе;
м
определяется по номограмме на рис. 2 <*>.
--------------------------------
<*> Не приводятся.
исх
При наличии острого двустороннего дутья значение q К = q
4 м 4
должно быть умножено на поправочный коэффициент 0,78.
Нормативные показатели работы слоевых топок приведены в
таблице 2.
Таблица 2
НОРМАТИВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ СЛОЕВЫХ ТОПОК
-------------------T--------------------T------T-------T------------¬
¦ Тип, марка угля ¦ Характеристика ¦Давле-¦Коэффи-¦Потери тепла¦
¦ ¦ топлива ¦ние ¦циент ¦ топкой от ¦
¦ +------T-------------+возду-¦избытка¦недожога, % ¦
¦ ¦золь- ¦зерновая ха- ¦ха под¦воздуха+------T-----+
¦ ¦ность,¦рактеристика ¦решет-¦за кот-¦меха- ¦хими-¦
¦ ¦% +------T------+кой, ¦лом, ¦ничес-¦чес- ¦
¦ ¦ ¦макси-¦содер-¦кгc/ ¦альфа ¦кого ¦кого ¦
¦ ¦ ¦маль- ¦жание ¦кв. м ¦ ух¦q ¦q ¦
¦ ¦ ¦ный ¦фрак- ¦ ¦ ¦ 4 ¦ 3 ¦
¦ ¦ ¦размер¦ций ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦куска,¦0 - 6 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦мм ¦мм, % ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------------------+------+------+------+------+-------+------+-----+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦ 8 ¦
+------------------+------+------+------+------+-------+------+-----+
¦ С РУЧНЫМ ЗАБРОСОМ ТОПЛИВА ¦
+------------------T------T------T------T------T-------T------T-----+
¦Бурые рядовые типа¦30 ¦75 ¦55 ¦100 ¦1,65 ¦7 ¦2 ¦
¦челябинских ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Бурые рядовые типа¦35 ¦75 ¦55 ¦100 ¦1,65 ¦11 ¦3 ¦
¦подмосковных ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Каменные типа Г, Д¦20 ¦75 ¦55 ¦80 ¦1,65 ¦7 ¦5 ¦
¦Каменные сильно- ¦20 ¦75 ¦55 ¦100 ¦1,65 ¦7 ¦4 ¦
¦спекающиеся типа ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦К, ПЖ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Каменные рядовые ¦16 ¦50 ¦55 ¦100 ¦1,65 ¦6 ¦3 ¦
¦тощие ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Антрацит ¦16 ¦50 ¦55 ¦100 ¦1,75 ¦14 ¦2 ¦
+------------------+------+------+------+------+-------+------+-----+
¦ С ЗАБРАСЫВАТЕЛЯМИ И НЕПОДВИЖНЫМ СЛОЕМ ¦
+------------------T------T------T------T------T-------T------T-----+
¦Бурые рядовые типа¦30 ¦35 ¦55 ¦60 ¦1,65 ¦7 ¦1 ¦
¦челябинских ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Бурые рядовые типа¦35 ¦35 ¦55 ¦60 ¦1,65 ¦11 ¦1 ¦
¦подмосковных ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Каменные типа Г, Д¦20 ¦35 ¦55 ¦60 ¦1,65 ¦7 ¦1 ¦
¦Каменные сильно- ¦20 ¦35 ¦55 ¦60 ¦1,65 ¦7 ¦1 ¦
¦спекающиеся типа ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦К, ПЖ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Каменные рядовые ¦18 ¦35 ¦55 ¦100 ¦1,85 ¦18 ¦0,5 ¦
¦тощие ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Антрацит АРШ ¦16 ¦35 ¦55 ¦100 ¦1,85 ¦18 ¦0,5 ¦
L------------------+------+------+------+------+-------+------+------
2.9.7. Интегральный нормативный коэффициент К определяется:
К = К К К . (4)
1 2 3
2.10. Индивидуальная норма на производство тепловой энергии котлоагрегатом, кг у.т./Гкал, определяется по выражению:
бр бр ном
Н = К (b ) . (5)
к.а к.а
2.11. Расчет групповых норм на выработку тепловой энергии котельной производится в следующей последовательности.
2.11.1. Определение групповых норм расхода топлива для котельной предусматривает:
- определение средневзвешенной нормы расхода топлива на
бр
выработку тепловой энергии котельной в целом Н ;
ср
- определение нормативной доли расхода тепловой энергии на
собственные нужды d котельной;

- расчет групповой нормы на выработку тепловой энергии
котельной, кг у.т./Гкал, по формуле:
бр
Н
ср
Н = -------. (6)
1 - d
сн
2.11.2. Средневзвешенная норма расхода топлива на выработку
тепловой энергии котельной, кг у.т./Гкал, определяется по формуле:
бр бр бр
Н Q + Н Q + ... + Н Q
бр к.а1 к.а1 к.а2 к.а2 к.аi к.аi
H = ---------------------------------------------, (7)
ср Q + Q + ... + Q
к.а1 к.а2 к.аi
где:
бр бр бр
H , Н , Н - индивидуальная норма расхода
к.а1 к.а2 к.аi
топлива для каждого котла при планируемой нагрузке, кг у.т./Гкал;
Q , Q , Q - производство тепловой энергии каждым
к.a1 к.а2 к.ai
котлом в котельной на планируемый период, Гкал.
2.12. Нормативная доля расхода тепловой энергии на собственные
нужды котельной d определяется расчетным или опытным методами.
сн
Нормативы расхода тепловой энергии на собственные нужды
котельной d по элементам затрат в процентах от нагрузки
сн
приведены в таблице 3. Нормативы установлены при следующих
показателях:
- максимальная величина продувки котлов производительностью 10 т/ч пара - 10%, больше 10 т/ч пара - 5%; при определении нормативного расхода тепловой энергии на собственные нужды в реальных условиях следует принимать величину продувки по результатам ранее проведенных режимно-наладочных испытаний;
- возврат конденсата 90 - 95% количества пара, производимого котлами, температура возвращаемого конденсата 90 °С, температура добавочной химически очищенной воды 5 °С;
- марка мазута М-100, подогрев мазута - от 5 до 105 °С;
- дробеочистка принята для котлов паропроизводительностью более 25 т/ч, работающих на сернистом мазуте, бурых углях и угле марки АРШ с расходом пара на эжектор 1500 кг/ч при давлении 14 кгс/кв. см и температуре 280 - 330 °С;
- расход топлива на растопку принят исходя из следующего количества растопок в год: 6 - после простоя длительностью до 12 ч, 3 - после простоя длительностью более 12 ч;
- расход пара на калориферы для подогрева воздуха перед воздухоподогревателем предусмотрен для котлов паропроизводительностью 25 т/ч и более и работающих на сернистом мазуте, бурых углях и угле марки АРШ.
Таблица 3
НОРМАТИВНАЯ ДОЛЯ РАСХОДА ТЕПЛОТЫ
НА СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ КОТЕЛЬНОЙ
----------------------------T------T---------------------T-------¬
¦ Составляющие затрат ¦Газо- ¦ Твердое топливо ¦Жидкое ¦
¦ тепловой энергии на ¦образ-+-------------T-------+топливо¦
¦ собственные нужды ¦ное ¦шахтно-мель- ¦слоевые¦ ¦
¦ ¦топли-¦ничные топки ¦ топки ¦ ¦
¦ ¦во +------T------+ ¦ ¦
¦ ¦ ¦камен-¦бурые ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ные ¦угли, ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦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 ¦- ¦- ¦1,30 ¦- ¦1,20 ¦
¦калориферах ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Технологические нужды ХВО, ¦2,20 ¦2,00 ¦1,80 ¦2,00 ¦1,70 ¦
¦деаэрации, отопление и ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦хозяйственные нужды котель-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ной, потери с излучением ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦теплоты паропроводов, насо-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦сов, баков и т.п.; утечки, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦испарения при опробовании и¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦выявлении неисправностей в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦оборудовании и неучтенные ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦потери ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------------------------+------+------+------+-------+-------+
¦Нормативная доля расхода ¦2,32 -¦2,42 ¦2,33 -¦2,65 - ¦3,51 - ¦
¦тепловой энергии на собст- ¦2,39 ¦ ¦3,63 ¦4,92 ¦9,68 ¦
¦венные нужды котельной d ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ cн ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L---------------------------+------+------+------+-------+--------
Примечание. Обдувка поверхностей теплообмена учтена для котлов, работающих на всех видах топлива, кроме газообразного.
При отклонении фактических условий эксплуатации от приведенных
в таблице 3 значение d определяется по составляющим элементам в

соответствии с методикой тепловых расчетов.
2.13. Для текущего и перспективного планирования
средневзвешенная норма расхода топлива на выработку тепловой
бр
энергии Н , кг у.т./Гкал, для котельных и предприятий может
ср
рассчитываться по индивидуальным нормам, номинальной
производительности и продолжительности функционирования котлов
каждого типа на соответствующем виде топлива по формуле:
m n
SUM SUM Н Q T N
бр j=1 i=1 ij oi pij ij
Н = ------------------------, (8)
ср m n
SUM SUM Q T N
j=1 i=1 oi pij ij
где:
Н - индивидуальная норма расхода топлива котлом i по
ij
расчетному виду топлива j, кг у.т./Гкал;
Q - номинальная производительность котла типа i, Гкал/ч;
oi
Т - продолжительность функционирования в планируемом
pij
периоде всех котлов типа i на расчетном топливе вида j, ч;
n - количество типов котлов;
m - количество видов топлива;
N - количество котлов типа i, работающих на топливе вида j.
ij
Значение d в этом случае определяется на основе анализа

отчетных данных с учетом планируемых организационно-технических
мероприятий по экономии тепловой энергии на собственные нужды
котельной.
Нормативная доля расхода тепловой энергии на собственные нужды
котельной определяется по предыдущему году:
Q н
с.н Q
d = ---- = (1 - ---), (9)
сн бр бр
Q Q
где:
н
Q - количество тепловой энергии (нетто), выработанной
котельной, тыс. Гкал;
бp
Q - количество тепловой энергии (брутто), произведенной
котельной, тыс. Гкал.
2.14. Интегральный нормативный коэффициент К учитывает
отклонение планируемых условий эксплуатации от условий
эксплуатации, принятых при расчете индивидуальных норм: в этом
случае он определяется расчетно-аналитическим и
расчетно-статистическим методами на основе информации о
фактических расходах топлива и выработанной тепловой энергии за
ряд лет.
Фактическое значение этого коэффициента на планируемый период
определяется по уравнению:
В
ф
К = -------, (10)
ф бр бр
Н Q
ср
где:
В - фактический расход топлива за отчетный год, тыс. кг у.т.;
ф
бр
Н - средневзвешенная норма расхода топлива, кг у.т./Гкал,
ср
полученная по формуле (8); при этом для расчета принимается
фактическая продолжительность функционирования котлов каждого типа
на каждом расчетном виде топлива;
бр
Q - количество выработанной тепловой энергии за отчетный
год, тыс. Гкал.
Нумерация пунктов дана в соответствии с официальным текстом
документа. 2.16. Общая потребность в топливе, т у.т., определяется
умножением общего количества тепловой энергии, подлежащей
выработке, на удельную норму затрат условного топлива:
-3
B = Q b 10 , (11)
выр
где:
Q - количество тепловой энергии, необходимой для покрытия
выр
тепловой нагрузки на планируемый период, Гкал;
b - удельные затраты условного топлива, кг у.т./Гкал.
2.17. Пересчет количества условного топлива В в количество
усл
натурального топлива В производится в соответствии с
нат
характеристиками этого топлива и значением калорийного эквивалента
по формуле:
В
усл
В = ----, (12)
нат Э
где Э - калорийный эквивалент, определяемый по формуле:
р
Q
н.н
Э = ----, (13)
р
Q
н.у
р p
где Q , Q - низшая теплота сгорания натурального и
н.н н.у
условного топлива, ккал/кг (куб. м).
Средние значения калорийных эквивалентов для перевода натурального топлива в условное приведены в Приложении 8.
При прогнозировании и планировании потребности в топливе в конкретных условиях значения калорийных эквивалентов следует принимать по сертификатам 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 4 и 5.
Таблица 4
НОРМЫ ПОТЕРЬ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА, %
-----------------T-----------------------------------------------¬
¦ Вид топлива ¦ Наименование операций ¦
¦ +---------T-------T---------T---------T---------+
¦ ¦жел./дор.¦раз- ¦складские¦хранение ¦подача со¦
¦ ¦перевозки¦грузка ¦перемеще-¦на складе¦склада в ¦
¦ ¦ ¦вагонов¦ния ¦в течение¦котельную¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ года ¦ ¦
+----------------+---------+-------+---------+---------+---------+
¦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 ¦
L----------------+---------+-------+---------+---------+----------
Таблица 5
НОРМЫ ПОТЕРЬ ЖИДКОГО ТОПЛИВА
------------------------------------------T----------------------¬
¦ Наименование операции ¦ Потери, % ¦
+-----------------------------------------+----------------------+
¦Перевозка в железнодорожных цистернах ¦0,4 ¦
+-----------------------------------------+----------------------+
¦Прием из железнодорожных цистерн и авто- ¦0,021 ¦
¦цистерн в заглубленные железобетонные и ¦ ¦
¦наземные металлические резервуары ¦ ¦
+-----------------------------------------+----------------------+
¦Хранение в резервуарных емкостях (1 кг на¦ ¦
¦1 кв. м поверхности испарения в месяц): ¦ ¦
¦- резервуары заглубленные железобетонные ¦0,003 ¦
¦- резервуары наземные металлические ¦0,006 ¦
L-----------------------------------------+-----------------------
2.19. Количество тепловой энергии, подлежащей выработке источниками теплоснабжения на планируемый период, включает:
- количество тепловой энергии, необходимой на покрытие теплового потребления;
- количество тепловой энергии, необходимой на покрытие тепловых потерь в тепловых сетях.
3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ,
НЕОБХОДИМОЙ НА ПЛАНИРУЕМЫЙ ПЕРИОД
3.1. Суммарное тепловое потребление
3.1.1. Количество тепловой энергии, необходимое для теплоснабжения потребителей на планируемый период, Гкал, определяется из выражения:
m
Q = SUM Q , (14)
потр i=1 i
где:
Q - количество тепловой энергии, необходимое отдельному
i
потребителю на планируемый период, Гкал;
m - количество потребителей.
3.1.2. Количество тепловой энергии, необходимое отдельному
потребителю на планируемый период, Гкал, складывается из количеств
тепловой энергии на отопление, приточную вентиляцию и горячее
водоснабжение:
Q = Q + Q + Q . (15)
i o v h
3.1.3. При подаче воды на горячее водоснабжение не полные сутки или в течение неполной недели норма потребления горячей воды снижается введением соответствующих коэффициентов, приведенных в таблице Приложения 2.
3.2. Количество тепловой энергии на отопление
3.2.1. Количество тепловой энергии, Гкал, необходимой для отопления зданий на планируемый период (отопительный период в целом, квартал, месяц, сутки), определяется по формуле:
Q 24(t - t ) n
omax j om
Q = --------------------, (16)
o (t - t )
j o
где:
Q - расчетное значение часовой тепловой нагрузки
omax
отопления, Гкал/ч, принимается по проекту зданий; при отсутствии
проектных данных - по укрупненным показателям с учетом удельной
отопительной характеристики;
t - усредненное расчетное значение температуры воздуха внутри
j
отапливаемых зданий, °С;
t - расчетное значение температуры наружного воздуха для
o
проектирования отопления в конкретной местности, °С;
t - среднее значение температуры наружного воздуха за
om
планируемый период, °С;
n - продолжительность функционирования систем отопления в
планируемый период, сут.
Количество тепловой энергии, Гкал, подаваемой на отопление
зданий при значениях температуры наружного воздуха выше значения,
соответствующего точке излома температурного графика регулирования
отпуска тепловой энергии, определяется по формуле (16) с введением
коэффициента, значение которого следует принимать из выражения:
тау" - тау"
1 2
K = -----------, (17)
h тау - тау
1 2
где:
тау и тау - значения температуры теплоносителя в подающем и
1 2
обратном трубопроводах тепловой сети по температурному графику
регулирования отопления в диапазоне его спрямления, °С;
тау" и тау" - значения температуры теплоносителя в подающем
1 2
и обратном трубопроводах тепловой сети, измененные в связи со
спрямлением температурного графика, °С.
3.2.2. Расчетное значение температуры наружного воздуха для проектирования отопления для конкретного населенного пункта, а также среднее значение температуры наружного воздуха на планируемый период следует принимать по СНиП 23-01-99 [1], а при отсутствии в [1] необходимой информации - по сведениям местной метеостанции за предыдущие 5 лет.
3.2.3. Методика определения расчетных часовых тепловых нагрузок отопления зданий приведена в Приложении 3.
3.2.4. Потребность в тепловой энергии на технологические цели присоединенных сельскохозяйственных, коммунально-бытовых и других организаций определяется по проектным данным и результатам испытаний, зафиксированным в энергетических паспортах, оформленным в установленном порядке.
3.3. Количество тепловой энергии на приточную вентиляцию и воздушно-тепловые завесы
3.3.1. Потребность в тепловой энергии на вентиляцию и воздушно-тепловые завесы определяется для соответствующих систем, имеющихся в теплоснабжаемых зданиях.
3.3.2. Продолжительность функционирования систем приточной вентиляции в течение суток и длительность планируемого периода принимаются в зависимости от назначения и режима работы организаций, расположенных в теплоснабжаемых зданиях. При отсутствии средств автоматического регулирования продолжительность функционирования калориферов систем приточной вентиляции - 24 ч/сут.
3.3.3. Количество тепловой энергии, Гкал, необходимое для приточной вентиляции на планируемый период, определяется формулой:
Q (t - t ) n
vmax j om
Q = ------------------, (18)
v (t - t )
j o
где:
Q - расчетное значение часовой тепловой нагрузки приточной
vmax
вентиляции, Гкал/ч, принимается по проекту зданий; при отсутствии
проектных данных - по укрупненным показателям с учетом удельной
вентиляционной характеристики;
t - расчетное значение температуры наружного воздуха для
v
проектирования отопления, °С;
n - продолжительность функционирования систем приточной
вентиляции в планируемый период, ч.
3.3.4. Расчетное значение температуры наружного воздуха для проектирования вентиляции для конкретного населенного пункта, а также среднее значение температуры наружного воздуха на планируемый период следует принимать по СНиП 23-01-99 [1], а при отсутствии в [1] необходимой информации - по сведениям местной метеостанции за предыдущие 5 лет.
3.3.5. Расчетные значения часовой тепловой нагрузки приточной вентиляции и воздушно-тепловых завес в жилых зданиях, зданиях социально-бытового и административного назначения, обслуживаемых теплоснабжающей организацией, определяются по проектам, энергетическим паспортам указанных зданий, по результатам приборных измерений, с коррекцией на условия планируемого периода, а также по нормам затрат тепловой энергии в этих зданиях, представленным абонентами и утвержденным в установленном порядке.
3.3.6. Необходимое количество тепловой энергии для функционирования систем приточной вентиляции и воздушно-тепловых завес в планируемый период, Гкал, при отсутствии информации, упомянутой в п. 3.3.5, определяется по указаниям Приложения 3. При определении расчетных нагрузок вентиляции 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 горячее водоснабжение на планируемый период, Гкал, определяется по формуле:
Q = Q n + Q n , (19)
h hm o hms s
где:
Q - среднее значение часовой тепловой нагрузки горячего
hm
водоснабжения в отопительный период, Гкал/ч;
Q - среднее значение часовой тепловой нагрузки горячего
hms
водоснабжения в неотопительный период, Гкал/ч;
n - продолжительность функционирования систем горячего
o
водоснабжения в отопительном периоде, ч;
n - продолжительность функционирования систем горячего
s
водоснабжения в неотопительном периоде, ч.
Общая продолжительность функционирования систем горячего водоснабжения, сут., определяется органом местного самоуправления в установленном порядке; если длительность не установлена, она принимается по СНиП 2.04.07-86* [2] в размере 350 сут.
3.4.2. Средние значения часовой тепловой нагрузки горячего водоснабжения в отопительном и неотопительном периодах для жилых зданий, зданий социально-бытового и административного назначения определяются на основе проектных данных, результатов испытаний, зафиксированных в энергетических паспортах, оформленных в установленном порядке, а также согласно нормам затрат тепловой энергии для соответствующих зданий, представляемым потребителями и утвержденным в установленном порядке.
3.4.3. Для определения нагрузки горячего водоснабжения используются показатели учета средствами измерений за предыдущий отчетный период с соответствующей коррекцией по условиям планируемого периода.
При отсутствии приборного учета определение средних значений часовой тепловой нагрузки горячего водоснабжения производится по нормам водопотребления, утвержденным органами местного самоуправления в установленном порядке. При отсутствии утвержденных норм используется информация, приведенная в СНиП 2.04.01-85* [3].
3.4.4. Методика определения средних значений часовой тепловой нагрузки горячего водоснабжения приведена в Приложении 3.
4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА ТЕПЛОВОЙ
ЭНЕРГИИ, НЕОБХОДИМОЙ НА ПОКРЫТИЕ ТЕПЛОВЫХ ПОТЕРЬ
В ТЕПЛОВЫХ СЕТЯХ НА ПЛАНИРУЕМЫЙ ПЕРИОД
4.1. Эксплуатационные потери и затраты теплоносителя в водяных тепловых сетях
4.1.1. К потерям и затратам теплоносителя в процессе передачи, распределения и потребления тепловой энергии и теплоносителя относятся технологические затраты, обусловленные используемыми технологическими решениями и техническим уровнем оборудования системы теплоснабжения, а также утечки теплоносителя, обусловленные эксплуатационным состоянием тепловой сети и систем теплопотребления.
4.1.2. К технологическим затратам теплоносителя относятся:
- затраты теплоносителя на заполнение трубопроводов тепловых сетей и систем теплопотребления перед пуском после плановых ремонтов, а также при подключении новых участков тепловых сетей и систем теплопотребления;
- технологические сливы теплоносителя средствами автоматического регулирования тепловой нагрузки и защиты;
- технически обусловленные затраты теплоносителя на плановые эксплуатационные испытания.
4.1.3. К утечке теплоносителя относятся его потери в трубопроводах тепловых сетей и систем теплопотребления, технически неизбежные в процессе передачи и распределения тепловой энергии, в пределах, регламентированных Правилами [4].
4.1.4. Потери теплоносителя при авариях и других нарушениях нормального режима эксплуатации, а также превышающие нормативные значения показателей, упомянутых выше, в утечку не включаются и являются непроизводительными потерями.
4.1.5. Технологические затраты теплоносителя, связанные с вводом в эксплуатацию трубопроводов тепловых сетей и систем теплопотребления, как новых, так и после планового ремонта или реконструкции, принимаются условно в размере 1,5-кратной емкости присоединяемых элементов системы теплоснабжения.
4.1.6. Технологические затраты теплоносителя, обусловленные его сливом приборами автоматики и защиты тепловых сетей и систем теплопотребления, определены конструкцией и технологией обеспечения нормального функционирования этих приборов.
Размеры затрат устанавливаются на основе паспортной информации или технических условий на указанные приборы и уточняются в результате их регулирования.
Значения потерь теплоносителя в результате слива из этих приборов, куб. м, на планируемый период определяются:
М = SUM m N n, (20)
а.н
где:
m - технически обоснованный расход теплоносителя, сливаемого каждым из установленных средств автоматики или защиты, куб. м/ч;
N - количество функционирующих средств автоматики и защиты одного типа;
n - продолжительность функционирования однотипных средств автоматики и защиты в планируемый период, ч.
4.1.7. Технологические затраты теплоносителя при плановых эксплуатационных испытаниях и промывке тепловых сетей и систем теплопотребления включают потери теплоносителя при выполнении подготовительных работ, отключении участков трубопроводов, их опорожнении и последующем заполнении. Нормирование этих затрат теплоносителя производится с учетом регламентируемой нормативными документами периодичности проведения упомянутых работ, а также эксплуатационных норм затрат, утвержденных администрацией предприятия для каждого вида работ в тепловых сетях и системах теплопотребления, находящихся на балансе теплоснабжающей организации.
Для трубопроводов тепловых сетей и систем теплопотребления, находящихся на балансе иных организаций, нормируемые затраты теплоносителя на проведение указанных работ планируются в соответствии с договорами о теплоснабжении, на основе технически обоснованных сведений.
4.1.8. Нормативные значения годовых потерь теплоносителя, обусловленных утечкой теплоносителя, куб. м, определяются по формуле:
-2
М = а V n 10 = m n , (21)
у.н год год у.н.год год
где:
а - норма среднегодовой утечки теплоносителя, установленная
Правилами [4] в пределах 0,25% среднегодовой емкости трубопроводов
тепловой сети и подключенных к ней систем теплопотребления,
куб. м/(ч куб. м);
V - среднегодовая емкость тепловой сети и систем
год
теплопотребления, куб. м;
n - продолжительность функционирования тепловой сети и
год
систем теплопотребления в течение года, ч;
m - среднечасовая за год норма потерь теплоносителя,
у.н.год
обусловленных его утечкой, куб. м/ч.
Значение среднегодовой емкости тепловых сетей и присоединенных
к ним систем теплопотребления, куб. м, определяется формулой:
V n + V n V n + V n
o o s s o o s s
V = ------------- = -------------, (22)
год n + n n
o s год
где:
V и V - емкость трубопроводов тепловой сети и систем
o s
теплопотребления в отопительном и неотопительном периодах, куб. м;
n и n - продолжительность функционирования тепловой сети в
o s
отопительном и неотопительном периодах, ч.
4.1.9. Емкость трубопроводов тепловых сетей определяется в
зависимости от их удельного объема и длины:
n
V = SUM v l , (23)
тс i=1 di di
где:
v - удельный объем i-го участка трубопроводов определенного
di
диаметра, куб. м/км; принимается по таблице 6;
l - длина i-го участка трубопроводов, км.
di
Таблица 6
УДЕЛЬНЫЙ ОБЪЕМ ТРУБОПРОВОДОВ ТЕПЛОВОЙ СЕТИ
--------T--------T-------T--------T-------T--------T-------T--------¬
¦Диаметр¦Удельный¦Диаметр¦Удельный¦Диаметр¦Удельный¦Диаметр¦Удельный¦
¦ труб, ¦

МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЮ ТРУБОПРОВОДОВ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ СИСТЕМ КОММУНАЛЬНОГО ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ (утв. Госстроем РФ 12.08.2003)  »
Постановления и Указы »
Читайте также