Совершенствование теплового и гидравлического режима системы централизованного теплоснабжения с. Атемар

Игонин Кирилл Сергеевич

Совершенствование теплового и гидравлического режима системы централизованного теплоснабжения с. Атемар

Гидравлический режим, Регулятор давления

Энергетика

Дипломы

Вуз: Мордовский государственный университет имени Н.П. Огарева

ID: 6065df5fe010f800016c9420

UUID: 84785db0-7528-0139-ab1c-0242ac18000a

Язык: Русский

Опубликовано: больше 3 лет назад

Просмотры: 19

Игонин Кирилл Сергеевич

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

Комментировать 0

Рецензировать 0

Скачать - 3,6 МБ

Поделиться работой

СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ 7 1 Анализ технических показателей системы централизованного теплоснабжения с. Атемар 8 1.1 Общие сведения и показатели производства для СЦТ с. Атемар 8 1.2 Оценка показателей эффективности и потенциала их снижения 12 1.3 Нормативы технологических потерь тепловой энергии в теплосети и удельного расхода топлива в котельной 14 1.4 Свод решений по эффективности системы теплоснабжения 39 2 Технологическая часть 42 2.1 Расчет температурного графика отпуска тепловой энергии от СЦТ с. Атемар 42 2.2 Разработка расчетной схемы теплосети и выполнение гидравлического расчета 45 2.3 Разработка гидравлического режима СЦТ с. Атемар 49 3 Конструктивная часть 50 3.1 Совершенствование тепловой схемы и теплового режима котельной 50 3.2 Обзор и анализ технических средств реализации предлагаемых тепловых и гидравлических режимов 52 3.3 Расчет и выбор дополнительного оборудования котельной 56 3.4 Перечень оборудования и стоимость реализации проекта 58 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 60 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 61 Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 6

ВВЕДЕНИЕ Тепловая энергия производимая в блочно-модульных котельных оборудованная котлоагрегатами малой и средней мощности с моноблочными горелками обладает как преимуществами, так и недостатками. Преимущество прежде всего в коротких сроках проектирования и монтажа, применением оборудования с низкой инерционностью в управлении, возможностью применения автоматизированных систем в т.ч. каскадного управления. Среди недостатков низкий парковый ресурс котлоагрегатов. Удельные показатели эффективности (удельный расход топлива, удельный расход электрической энергии на транспорт тепловой и удельный расход исходной воды) в целом не зависит от строительных конструкций котельных. И традиционные проблемы СЦТ такие как высоких удельных показателей эффективности, низкая качество теплоснабжения и т.д. присуще. Большинство блочно модульных котельных монтируют в близи существующих капитальных строений старых котельных и подключают к существующим тепловым сетям с существенно завышенными на перспективу характеристиками. Тепловые схемы данных котельных в целом отражает современное развитие систем регулирования температуры отпущенного теплоносителя в сеть. Применение погодного регулирования и настройки работы котлоагрегатов от качественных параметров теплоносителя по температурному графику отпуска тепловой энергии в сеть. Однако производственные показатели отдельных блочно-модульных котельных желает быть лучшими. Это не создает условия для своевременной замене оборудования, парковый ресурс которого на исходе. Анализ отдельных результатов энергетического и технологического аудита выявил ряд недостатков в работе данных СЦТ. В данной работе предлагаются решения части вопросов за счет совершенствования теплового и гидравлического режима на примере СЦТ с. Атемар. Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 7

1 Анализ технических показателей системы централизованного теплоснабжения с. Атемар 1.1 Общие сведения и показатели производства для СЦТ с. Атемар Котельная по ул. Центральная, 81 б с. Атемар введена в эксплуатацию в 2012 г. Система теплоснабжения от данной котельной осуществляет отпуск тепловой энергии в отопительном периоде на отопительные цели. Характеристики основного и вспомогательного оборудования котельной (котлоагрегаты, насосы, дымососы и вентиляторы), приведены в табл. 1.1-1.2. Таблица 1.1 – Характеристики котлоагрегатов Тип Установленная мощность котла Гкал/час Кол-во Температурный график КПД REX 300 REX 200 2,6 1,7 2 1 95-70 95-70 92,6-92,5 92,5 Таблица 1.2 – Характеристика насосов Марка насоса Напор, Н, м Мощность, кВт 140,0 140,0 140,0 41,0 41,0 41,0 30,0 30,0 30,0 40,0 40,0 40,0 8,8 8,8 8,8 1,82 1,82 1,82 3,0 35 1,0 3,0 35 1,0 Подача, V, м3/ч Сетевые IL 100/170-30/2 IL 100/170-30/2 IL 100/170-30/2 Анти конденсатный ВРН 120/360,80Т DAB ВРН 120/360,80Т DAB ВРН 120/360,80Т DAB Насосная станция для исходной воды AQUFJET 132 M DAB Насосная станция для подпитки AQUFJET 132 M DAB Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 8

Общие характеристики тепловых сетей СЦТ от котельной по ул. Центральная, 81б с. Атемар представлены в таблицах 1.3. Таблица 1.3 – Общие характеристики тепловых сетей СЦТ Наименование системы теплоснабжения, населенного пункта Наименование предприятия (филиала ЭСО), эксплуатирующего тепловые сети Тип теплоносителя, его параметры СЦТ от котельной по ул. Центральная, 81б с. Атемар ООО «Энергоресурс» горячая вода ПротяСредний женность (по материтрубопроальной хаводов рактеритепловых стике) сетей в наружный однотрубдиаметр ном иструбопрочислении, водов, м м 8842,00 0,114 Объем трубопроводов тепловых сетей, м3 95,19 Общая протяженность водяных сетей в однотрубном исчислении составляет 8842 м. Средний наружный диаметр трубопроводов по материальной характеристике 0,114 м. Суммарный объем трубопроводов тепловых сетей в отопительном периоде – 95,19 м3. Теплоснабжение объектов СЦТ от котельной по ул. Центральная, 81б с. Атемар, жилых и общественных зданий с. Атемар осуществляется на основании договорных отношений с ООО «Энергоресурс». В таблице 1.4 представлены договорные нагрузки, рассчитанные согласно [1, 2], жилых и общественных зданий с. Атемар. Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 9

Таблица 1.4 – Результаты расчета часового и годового расхода тепла на отопление жилых и общественных зданий Объем здания по наружному об№ Наименование потремеру (с п/п бителя учетом отключ. квартир), м3 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 2 ж/дом ул. Центральная, №138 ж/дом ул. Центральная, №136 ж/дом ул. Центральная, №10 ж/дом ул. Центральная, №9 ж/дом ул. Центральная, №8 ж/дом ул. Центральная, №7 ж/дом ул. Центральная, №13 Детский сад «Теремок» ж/дом ул. Центральная, №24 ж/дом ул. Центральная, №25 ж/дом ул. Центральная, №28 ж/дом ул. Центральная, №29 ж/дом ул. Центральная, №29а ж/дом ул. Центральная, №13а ж/дом ул. Центральная, №23 ж/дом ул. Центральная, №22 3 Удельные отопиТептельны- Часовая лопоехарак- нагрузк требтериа, ление, стики Гкал/ч Гкал/г здания, од. Вт/(м3· °С) 4 6 7 С учетом отказа от СЦТ части квартир Часовая Теплопонагрузка, требление, Гкал/ч Гкал/год 8 9 11760 0,442 0,215 504 0,193 451,30 11760 0,442 0,215 504 0,162 379,20 11760 0,442 0,215 504 0,177 415,20 11760 0,442 0,215 504 0,200 469,76 11760 0,442 0,215 504 0,205 481,37 11760 0,442 0,215 504 0,143 335,33 11760 0,442 0,215 504 0,215 504,00 7413 0,395 0,126 309 0,126 309,00 5880 0,503 0,122 287 0,103 241,18 5880 0,503 0,122 287 0,101 237,51 3744 0,553 0,085 201 0,076 179,28 3613 0,553 0,082 194 0,064 150,29 3744 0,553 0,085 201 0,081 191,38 3300 0,568 0,077 182 0,077 182,00 3874 0,55 0,088 207 0,088 207,00 2665 0,568 0,062 147 0,054 127,56 Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 10

Продолжение табл. 1.4 1 26 2 Магазин "Птица" (ООО п/ф «Атемарская») ж/дом ул. Центральная, №11 ж/дом ул. Центральная, №12 ж/дом ул. Центральная, №6 ж/дом ул. Центральная, №2 ж/дом ул. Центральная, №3 ж/дом ул. Центральная, №4 ж/дом ул. Центральная, №5 ж/дом ул. Центральная, №1 ж/дом (Федаев) 27 Школа (спорт зал) 7840 0,407 0,126 282 0,126 282,00 28 Школа, Детская художественная школа 13980 0,384 0,212 475 0,212 475,00 29 Дом культуры 5985 0,384 0,091 203 0,091 203,00 30 РУПС 220 0,442 0,004 9 0,004 9,00 31 Мастерская (ЖКХ) ж/дом ул. Центральная, №53 ж/дом ул. Центральная, №52 ж/дом ул. Центральная, №54 Аптека (ГУП РМ «Формация») ж/дом ул. Центральная, №21 ж/дом ул. Центральная, №55 ж/дом ул. Центральная, №56 ж/дом ул. Центральная, №19 756 0,58 0,017 39 0,017 39,00 2808 0,591 0,068 161 0,068 161,00 2892 0,587 0,07 165 0,067 157,62 2513 0,588 0,061 143 0,055 130,06 360 0,5 0,007 17 0,007 17,00 3380 0,564 0,079 185 0,079 185,00 2951 0,584 0,071 167 0,071 167,00 1404 0,675 0,039 92 0,039 92,00 3380 0,564 0,079 185 0,074 172,98 17 18 19 20 21 22 23 24 25 32 33 34 35 36 37 38 39 3 4 6 7 8 9 360 0,442 0,006 13 0,006 13,00 11760 0,442 0,215 504 0,184 431,35 9492 0,46 0,18 423 0,131 307,83 9492 0,46 0,18 423 0,169 396,54 9492 0,46 0,18 423 0,105 246,91 11760 0,442 0,215 504 0,185 433,17 11760 0,442 0,215 504 0,173 405,82 11760 0,442 0,215 504 0,204 477,96 9492 0,46 0,18 423 0,137 321,60 1460 0,668 0,04 95 0,040 95,00 Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 11

Окончание табл. 1.4 1 40 41 42 43 44 45 46 2 ж/дом ул. Центральная, №20 ж/дом ул. Центральная, №68 ж/дом ул. Центральная, №46 ж/дом ул. Центральная, №66а Больница Гараж, ЖКХ Торговый дом (ООО п/ф «Атемарская») 3 4 6 7 8 9 3380 0,564 0,079 185 0,075 175,21 1970 0,618 0,05 118 0,041 96,69 675 0,794 0,022 52 0,022 52,00 492 0,829 0,017 40 0,007 17,30 6552 3000 0,419 0,5 0,118 0,062 290 146 0,118 0,062 290,00 146,00 8750 0,358 0,124 277 0,124 277,00 12590 4,757 11135,42 Итого 1.2 Оценка показателей эффективности и потенциала их снижения Потенциал снижения расхода газа и электроэнергии на отпущенное тепловую энергию основывается на средних за три года фактических (отчетных) удельных расходов топлива и электроэнергии. Средние значения производственных показателей представлены в таблице 1.5. Таблица 1.5 – Средние значения производственных показателей за три года Выработка теплоэнергии, Гкал. Расход на собственные нужды Отпуск теплоэнергии в сеть, Гкал. Потери при передаче теплоэнергии, Гкал Реализация теплоэнергии, Гкал Расход газа, тыс. м3 Расход электроэнергии тыс., кВт ч 11988,8 121,09 11867,73 1571,09 10296,64 1641,581 321,013 На основе данных производственных показателей определены относительные и удельные показатели эффективности системы теплоснабжения [3-24]: Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 12

1. Отчетный расход тепловой энергии на собственные нужды котельной составляют 1,01 % от выработки тепловой энергии в котельной и 97,2 % от расчетного нормативного. 2. Относительные потери тепловой энергии в теплосети составляют 13,24 % от отпуска тепловой энергии в сеть и на 4,6 % выше нормативных. 3. Объем отпущенной тепловой энергии из сети ниже плановой реализации на 7,53 %. 4. Удельный расход топлива составляет 159,07 кг.у.т./Гкал отпущенной тепловой энергии в сеть, что на 0,85 % выше нормативного. 5. Удельный расход электрической энергии 27,05 кВт∙ч/Гкал отпущенной в сеть тепловой энергии. Потенциал снижения расхода газа для СЦТ от котельной складывается из нерационального и снижение нормативного расхода топлива в котельной. Нерациональный расход топлива составляет 1,33 кг.у.т./Гкал отпущенной тепловой энергии. Снижение нормативного которая составляет 157,74 кг.у.т./Гкал при КПД котельной 90,5 % возможно при реализации следующих как организационных (мало затратных), так и долгосрочных мероприятий: – снижение расхода тепловой энергии на собственные нужды; – оптимизации теплового и гидравлического режима работы котлоагрегатов; – разработка режимной карты котельной. Потенциал снижения нормативного удельного расхода топлива при реализации выше приведенных мероприятий составляет порядка 6,5 кг.у.т./Гкал Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 13

1.3 Нормативы технологических потерь тепловой энергии в теплосети и удельного расхода топлива в котельной Расчет технологических потерь тепловой энергии при ее передаче по сети выполнялся с использованием исходных данных: схем тепловых сетей СЦТ; материальных характеристик тепловых сетей (теплоизоляционных конструкций, способов прокладки и т.д.); среднемесячных температур теплоносителя в подающем трубопроводе, °С; среднемесячных температур теплоносителя в обратном трубопроводе, °С; среднемесячных температур наружного воздуха, °С. Расчет произведен специализированной организацией на основании следующих нормативных документов: порядок по организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии. Утверждено приказом Минэнерго РФ от 30.12.2008 N 325; методические указания по испытанию водяных тепловых сетей на гидравлические потери. РД 34.20.519-97; МДК 4-03.2001. Методика определения нормативных значений показателей функционирования водяных тепловых сетей систем коммунального водоснабжения [25, 26]. Тепловые потери трубопроводами тепловых сетей теплопередачей через изоляционные конструкции зависят от следующих факторов: – вида теплоизоляционной конструкции и применяемых теплоизоляционных материалов; – типа прокладки – надземная, подземная в каналах, бесканальная, их соотношения по длине для рассматриваемой тепловой сети; – температурных режимов и продолжительности функционирования тепловой сети в течение года; – параметров окружающей среды – значения температуры наружного воздуха, грунта (для подземной прокладки) и характер их изменения в течение года, скорость ветра( для надземной прокладки); Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 14

– продолжительности и условий эксплуатации тепловой сети. Определение нормативных значений часовых тепловых потерь, Гкал/ч, для среднегодовых условий функционирования тепловой сети, сооруженной в соответствии с Нормами проектирования тепловой изоляции для трубопроводов и оборудования электростанций и тепловых сетей, производится согласно нормам по формулам: – для теплопроводов подземной прокладки, по подающим и обратным трубопроводам вместе: Qиз.н.год   qиз.н L   10 6 , (1.1) – для теплопроводов надземной прокладки по подающим и обратным трубопроводам раздельно: Qиз.н.год.о   q из.н.о L   10 6 , (1.2) Qиз.н.год.п   qиз.н.п L   10 6 , (1.3) где qиз.н , qиз.н.о , qиз.н.п – удельные часовые тепловые потери трубопроводов каждого диаметра, определенные пересчетом табличных значений норм удельных часовых тепловых потерь на среднегодовые условия функционирования тепловой сети, подающих и обратных трубопроводов подземной прокладки – вместе, надземной раздельно, ккал/ч∙м; L – длина трубопроводов участка тепловой сети подземной прокладки в двухтрубном исчислении, надземной – в однотрубной, м;  – коэффициент местных тепловых потерь, учитывающий потери запорной арматурой, компенсаторами, опорами; принимается 1,2 при диаметре трубопроводов до 150 мм, 1,15 – при диаметре 150 мм и более, а также при всех диаметрах трубопроводов бесканальной прокладки. Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 15

Значения нормативных удельных часовых тепловых потерь, ккал/м∙ч, при среднегодовых значениях разности температуры теплоносителя и окружающей среды (грунта и воздуха), отличающихся от значений приведенных в таблицах Норм, определяются линейной интерполяцией (экстраполяцией), по формулам: – для теплопроводов подземной прокладки, подающих и обратных трубопроводов вместе: qиз.н  qиз.н.Т 1  qиз.н.Т 2  qиз.н.Т 1  t год  tТ 1 , tТ 2  tТ 1 (1.4) где qиз.н.Т 1 и q из.н.Т 2 – удельные часовые тепловые потери подающих и обратных трубопроводов каждого диаметра при 2-х смежных табличных значениях (меньшем и большем) среднегодовой разности температур теплоносителя и грунта, ккал/ч∙м; t год – среднегодовая разность температуры теплоносителя и грунта для рас- сматриваемой тепловой сети, °С; tТ 1 и tТ 2 – смежные, меньшее и большее, чем для конкретной тепловой сети, табличные значения среднегодовой разности температуры теплоносителя и грунта, °С. Среднегодовая разность температур, °С, теплоносителя и грунта определяется: t ср.год  t п.год  t о.год  t ср.год , 2 (1.5) где t п.год и t о.год – значения среднегодовой температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах рассматриваемой тепловой сети, °С; Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 16

t ср.год – среднегодовая температура грунта на глубине заложения трубопро- водов тепловой сети, °С. – для теплопроводов надземной прокладки, по подающим и обратным трубопроводам раздельно: qиз.н.п  qиз.н.п.Т 1  qиз.н.п.Т 2  qиз.н.п.Т 1  t п.год  t п.Т 1 , t п.Т 2  t.п.Т 1 (1.6) t о.год  t о.Т 1 , t о.Т 2  t о.Т 1 (1.7) qиз.н.о  qиз.н.о.Т 1  qиз.н.о.Т 2  qиз.н.о.Т 1  где qиз.н.п.Т 1 и qиз.н.п.Т 2 – удельные часовые тепловые потери подающих трубопроводов конкретного диаметра при 2 смежных (меньшем и большем табличных значениях) среднегодовой разности значений температуры теплоносителя и наружного воздуха, ккал/ч∙м; t о.год – среднегодовая разность температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети и наружного воздуха, °С; t .п.Т 1 и t п.Т 2 – смежные табличные значения (меньшее и большее) среднего- довой разности температуры теплоносителя в подающем трубопроводе тепловой сети и наружного воздуха, °С; t о.Т 1 и t о.Т 2 – то же для обратных трубопроводов, °С. Значения среднегодовой разности температуры t п.год и t о.год для подающих и обратных трубопроводов определяются как разность соответствующих значений среднегодовой температуры теплоносителя t п.год и t о.год и среднегодовой температуры наружного воздуха t н.год t п.год . Нормативные значения эксплуатационных тепловых потерь, Гкал, через изоляционные конструкции трубопроводов тепловой сети за соответствующий месяц определяются по выражению: Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 17

Qиз.н. мес  (Qиз.н  Qиз.н.п  Qиз.н.о )n , (1.8) где Qиз.н , Qиз.н.п и Qиз.н.о – нормативные значения эксплуатационных часовых тепловых потерь тепловых сетей подземной прокладки, подающим и обратным трубопроводом вместе, надземной – раздельно, Гкал/ч; n – продолжительность функционирования тепловой сети в рассматриваемом месяце, ч. Нормативные значения эксплуатационных тепловых потерь, Гкал/ч, при среднемесячных условиях функционирования тепловой сети определяются: – для теплопроводов подземной прокладки, подающими и обратными трубопроводами вместе: Qиз.н. м ес  Qиз.н.год t п. м ес  t о. м ес  2t гр. м ес t п.год  t о.год  2t гр.год , (1.9) – для теплопроводов надземной прокладки, подающими и обратными трубопроводами раздельно: Qиз.н. м ес.п  Qиз.н.год.п Qиз.н. м ес.о  Qиз.н.год.о t п. м ес  t н. м ес , t п.год  t н.год t о. м ес  t н. м ес , Гкал/ч t о.год  t н.год (1.10) (1.11) где t п. м ес и tо. м ес – ожидаемые среднемесячные значения температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах конкретной тепловой сети по температурному графику регулирования тепловой нагрузки при ожидаемых значениях температуры наружного воздуха, °С; Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 18

t гр. м ес и t н. м ес – ожидаемые среднемесячные значения температуры грунта на глубине заложения трубопроводов и наружного воздуха, °С. К эксплуатационным технологическим затратам сетевой воды относятся: – затраты теплоносителя на заполнение трубопроводов тепловых сетей перед пуском после плановых ремонтов, а также при подключении новых участков тепловых сетей; – технологические сливы теплоносителя средствами автоматического регулирования тепловой нагрузки и защиты; – технически обоснованный расход теплоносителя на плановые эксплуатационные испытания. К утечке теплоносителя относятся технически неизбежные в процессе передачи и распределения тепловой энергии потери теплоносителя через неплотности в арматуре и трубопроводах тепловых сетей в пределах, установленных правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей. Нормативные значения годовых потерь теплоносителя с его утечкой G ут.н , м3 /год, определяются по формуле: Gут.н  a  Vср.год  nгод 100  mу.год.н  nгод , (1.12) где a – норма среднегодовой утечки теплоносителя, установленная правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей и правилами технической эксплуатации тепловых энергоустановок в пределах 0,25 % среднегодовой емкости трубопроводов тепловой сети в час, м3/ч∙м3; Vср.год – среднегодовая емкость тепловой сети, м3; nгод – продолжительность работы тепловой сети в течении года, ч; Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 19

m у.год.н – среднечасовая годовая норма потерь теплоносителя, обусловленных утечкой, м3/ч. Значение среднегодовой емкости тепловой сети Vср.год , м3, определяется по формуле: Vср.год  Vот  nот  V л  n л Vот  nот  V л  n л  , nот  n л n год (1.13) где Vот и Vл – емкость трубопроводов тепловой сети соответственно в отопительном и неотопительном периодах, м3; nот и nл – продолжительность функционирования тепловой сети соответственно в отопительном и неотопительном периодах, ч. Потери теплоносителя при авариях и других нарушениях нормального режима эксплуатации, а также превышающие нормативные значения показателей, приведенных выше, в утечку не включаются. Технологические затраты теплоносителя связанные с вводом в эксплуатацию трубопроводов тепловых сетей, как новых так и после планового ремонта или реконструкции, принимаются условно в размере 1,5-кратной емкости тепловой сети, находящейся в ведении организации, осуществляющей передачу тепловой энергии. Размеры затрат устанавливаются на основе информации, содержащейся в паспортах или технических условиях на указанные приборы, и уточняются в результате их регулировки. Значения годовых потерь теплоносителя в результате слива из этих приборов Gа.н , м3, определяются по формуле: G а.н   m  N  n , (1.14) Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 20

где m – технически обоснованный расход теплоносителя, сливаемого каждым из установленных типов средств автоматики или защиты, м3/ч; N – количество функционирующих средств автоматики и защиты, шт.; n – продолжительность функционирования однотипных средств автоматики и защиты в течение года, ч. Технологические затраты теплоносителя при плановых эксплуатационных испытаниях тепловых сетей 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 утвержденных эксплуатационных норм затрат для каждого вида работ в тепловых сетях, находящихся на балансе организации, осуществляющей передачу тепловой энергии и теплоносителя. Нормативные значения годовых технологических тепловых потерь с утечкой теплоносителя из трубопроводов тепловых сетей Q у .н , Гкал, определяются по формуле: Q у .н  m у .год.н   год  с   b  t1.год  1  b   t 2.год  t х.год   n год  10 6 , (1.15) где  год – среднегодовая плотность теплоносителя при среднем значении температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети, кг/м3; t1.год и t 2.год – среднегодовые температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети, °С; Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 21

t х.год – среднегодовое значение температуры холодной воды, подаваемой на источник теплоснабжения и используемой для подпитки тепловой сети, °С; с  1– b– удельная теплоемкость теплоносителя, ккал/ кг∙°С; доля массового расхода теплоносителя, теряемого подающим трубопро- водом (при отсутствии данных принимается в пределах от 0,5 до 0,75). Среднегодовые значения температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети определяются как средние из ожидаемых среднемесячных значений температуры теплоносителя по применяемому в системе теплоснабжения графику регулирования тепловой нагрузки, соответствующих ожидаемым среднемесячным значениям температуры наружного воздуха на всем протяжении работы тепловой сети в течение года. Ожидаемые среднемесячные значения температуры наружного воздуха определяются как средние из соответствующих статистических значений по информации метеорологических станций за последние 5 лет (при отсутствии таковой - в соответствии со СНиП 23-01-94. Строительная климатология, М. 2001 г.). Среднегодовое значение температуры холодной воды, подаваемой на источник для подпитки тепловой сети t х.год , °С, определяется по формуле: t х.год  t х.от ь  nот  t х. л  n л , nот  n л (1.16) где t х.от , t х. л – значения температуры холодной воды, поступающей на источник теплоснабжения в отопительном и летнем периодах, °С (при отсутствии достоверной информации t х.от  5 °С, t х. л  15 °С). Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 22

Нормативные технологические затраты тепловой энергии на заполнение трубопроводов после проведения планового ремонта и пуск в эксплуатацию новых сетей Qзап , Гкал, определяются по формуле с учетом плотности воды, используемой для заполнения: Qзап  1,5  V  c  (t зап  t х )  10 6 , (1.17) где 1,5  V – затраты сетевой воды на заполнение трубопроводов и оборудования, находящегося на балансе организации, осуществляющей передачу тепловой энергии, м3; t зап , t х – соответственно, температуры сетевой воды при заполнении и холод- ной воды в этот период, °С. Нормативные технологические затраты тепловой энергии со сливами из средств авторегулирования и защиты (САРЗ) Qа.н , Гкал, определяются по формуле: Qа.н  Gа.н  c    (t сл  t х )  10 6 , (1.18) где Gа.н – затраты сетевой воды со сливами из САРЗ, определяемые в соответствии с настоящим Положением, м3; t с. л , t х – температура сливаемой сетевой воды, определяемая в зависимости от места установки САРЗ, и температура холодной воды за этот же период, °С;  – среднегодовая плотность сетевой воды в подающем или в обратном тру- бопроводе, в зависимости от точек отбора сетевой воды, кг/м3. Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 23

Нормативные значения эксплуатационных тепловых потерь, обусловленные утечкой теплоносителя, по периодам функционирования тепловой сети Qу.н.от , Q у.н. л , Гкал, определяются по формулам: Q у.н.от  Q у.н.год Q у .н. л  Q у.н.год Vот  nот , Vгод  nгод Vл  n л , Vгод  nгод (1.19) (1.20) Нормативные значения эксплуатационных тепловых потерь, обусловленные утечкой теплоносителя, по месяцам в отопительном и неотопительном периодах Q у.н.от. мес , Qу.н. л. мес , Гкал, определяются по формулам: Q у.н.от. м ес  Q у.н.от t п. м ес  t о. м ес  2t х. м ес   n м ес , t п.от Т  t о.от  2t х.от   nот Q у.н. л. м ес  Q у.н. л n м ес , nл (1.21) (1.22) где t п. м ес и t о. м ес – среднемесячные значения температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети, °С; t пот и t о.от – средние значения температуры теплоносителя в подающем и об- ратном трубопроводах тепловой сети в отопительный период, °С; t х. м ес – среднемесячное значение температуры холодной воды. Пример расчета тепловых потерь для участка теплосети ТУ25 – ТУ27. Расчет выполнен с применением средних значений за пять лет фактических температур наружного воздуха и продолжительности отопительного периода. Определятся среднегодовая разность значений температуры теплоносителя и среды для подающего и обратного трубопроводов, °С tср.год : Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 24

tср.год  56,92  45,85  3,24  45,31 . 2 Удельная плотность теплового потока qиз.н , ккал/ч·м, интерполируя табличные данные по формуле (1.6-1.7), определяются удельные тепловые потери для подающего и обратного трубопровода: qиз.н  94  (107  94)  45,31  52,5  86,52 . 65  52,5 Нормативные часовые потери тепловой энергии Qиз.н.год , Гкал/ч, находятся по формулам (1.2-1,3): Qиз.н.год  86,52  60 1,15 106  0,00597005 . Нормативные значения эксплуатационных тепловых потерь через изоляционные конструкции за год, Гкал/год составят: Qиз.н. м ес  0,00597  4949  29,54553 . Материальная характеристика тепловой сети для подземной прокладки M подз , м2, определяется по известному выражению: M подз  2  0,159  60  19,08 . Объем тепловой сети, м3, находится как: V  V уд.i  Li  10 3  17,7  60  2  10 3  1,13 . Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 25

Нормативные значения годовых потерь теплоносителя с его утечкой G ут.н , м3 /год, составит: Gут.н  0,25 1,13  4949  13,981 . 100 Нормативное значение годовых технологических тепловых потерь с утечкой теплоносителя из трубопроводов тепловых сетей Qу.н , Гкал/год, будет: Qу.н  13,981  980,6  1  0,75  56,92  1  0,75  45,85  5  106  0,673869 . Нормативные технологические затраты тепловой энергии на заполнение трубопроводов после проведения планового ремонта и пуска в эксплуатацию новых сетей Qзап , Гкал, определяются по формуле (1.17) с учетом плотности воды, используемой для заполнения: Qзап  1,5  1,13  1  (40  15)  10 6  0,000042375 . Суммарные тепловые потери тепловой энергии в теплосетях СЦТ составляет – 1502,22 Гкал/год или 12,56 % от планового отпуска тепловой энергии в сеть. Результаты представлены в табл. 1.6. Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 26

Таблица 1.6 – Нормируемые эксплуатационные тепловые потери по месяцам Среднечасовые в месяц тепловые потери тепловой сети в целом, Гкал/ч Подземная прокладк а Месяц Надземная прокладка подающи й трд обратный тр-д Продолжительс ность утечфунк кой теп- Всего циолонониросивателя ния,ч Тепловые потери тепловой сети в целом за месяц, Гкал Надземная прокладка Подземная прокладка подающий трд обратный тр-д с утечкой теплоносителя Тепловые потери в целом за месяц, Гкал Январь 0,2763 0,0466 0,0395 0,0138 0,3762 744 205,600 34,64 29,41 10,26 279,91 Февраль 0,2810 0,0463 0,0393 0,0137 0,3804 672 188,842 31,12 26,42 9,22 255,61 Март 0,2520 0,0384 0,0328 0,0121 0,3353 744 187,490 28,59 24,40 8,97 249,45 Апрель 0,1813 0,0218 0,0189 0,0084 0,2305 614 111,403 13,41 11,62 5,16 141,60 Октябрь 0,1451 0,0241 0,0208 0,0138 0,2038 710 103,112 17,09 14,78 9,82 144,81 Ноябрь 0,1962 0,0328 0,0281 0,0108 0,2679 720 141,277 23,58 20,22 7,79 192,86 Декабрь 0,2357 0,0389 0,0332 0,0122 0,3199 744 175,356 28,92 24,67 9,04 237,99 4949 1113,0 177,36 151,52 60,26 1502,22 Всего за год Норматив удельного расхода топлива для котельной, определяется на основе результатов расчетов индивидуальных НУР топлива по отдельным котлам. Расчеты норматив удельного расхода топливавыполняются для каждого из месяцев базового периода и в целом за весь период регулирования по результатам расчетов за каждый месяц. Расчет нормативов выполняется в следующей последовательности [27]: - определяются объемы производства и планового отпуска тепловой энергии котельной в тепловую сеть на каждый месяц и год, нагрузка котлов и число часов работы; - распределение тепловых нагрузок между отдельными агрегатами котельной базируется на принципе минимальных затрат топлива; - уточняется характеристика сжигаемого топлива на основании сертификата (паспорта) качества топлива, поставляемого в текущем году; Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 27

- определяются технические характеристики и параметры функционирования оборудования – номинальная тепловая мощность котлов, их оптимальная нагрузка и время работы в расчетный период; - из режимно-наладочных испытаний методом интерполирования устанавливается индивидуальный норматив удельного расход топлива на производство тепловой энергии каждым котлоагрегатом. - определяются расходы топлива на собственные нужды котельной по ме- тодике, изложенной в п.51 Порядка; - рассчитывается норматив удельного расхода для котельной. Выбор состава работающего оборудования производится согласно, принципа распределения нагрузки, обеспечивающей надежное теплоснабжение потребителей. По режимной карте (нормативной характеристике) в зависимости от нагрузки, определяется индивидуальный норматив удельного расхода топлива на производство тепловой энергии, 𝐻𝑖 , кг.у.т./Гкал i – котлоагрегата. Средневзвешенная норма расхода условного топлива на производство тепловой энергии в 𝑗 -м месяце, (квартале) определяется по формуле, кг.у.т./Гкал: _ 𝐻𝑗 = ∑𝑚 𝑖=1 𝐻𝑖 ⋅𝑄𝑖 ⋅𝑇𝑖 ∑𝑚 𝑖=1 𝑄𝑖 ⋅𝑇𝑖 , (1.23) где 𝐻𝑖 – удельный расход топлива i-го котла кг.у.т./Гкал; 𝑄𝑖 – нагрузка i-го котла, Гкал/ч; 𝑇𝑖 – наработка i-го котла, ч; m – число котлоагрегатов в котельной. Средневзвешенная норма расхода условного топлива на отпуск тепловой энергии для котельной в 𝑗 -ом месяце, (квартале) определяется по формуле, кг.у.т./Гкал: _ _ 𝐻𝑗𝑜 = 𝐻𝑗 1−𝑑сн , (1.24) Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 28

где 𝑑сн – доля расхода тепловой энергии на собственные нужды, определяется в основном расчетным путем. Расход тепловой энергии на собственные нужды котельной определяется расчетным путем. В состав общего расхода тепловой энергии на собственные нужды котельной в виде горячей воды или пара входят следующие элементы затрат: растопка, (продувка котлов); обдувка поверхностей нагрева; деаэрация (выпар); технологические нужды ХВО; отопление и хозяйственные нужды котельной, потери с излучением тепловой энергии теплопроводами, насосами, баками и т.п.; утечки, парение при опробовании и другие потери. Расчеты расхода тепловой энергии на собственные нужды выполняются на каждый месяц и в целом за год. При этом, расчеты по отдельным статьям расхода тепловой энергии могут выполняться в целом за год с распределением его по месяцам пропорционально определяющему показателю (выработка тепловой энергии; число часов работы; количество пусков; температура наружного воздуха; длительность отопительного периода и др.) В качестве исходных данных принимались отчетные и нормативные показатели такие как: (планируемый отпуск, кол-во растопок, удельный расход на собственные нужды ХВО, температура воды, кол-во и площади баков, численность работающего персонала, кол-во душевых сеток и т.п.) (табл. 1.7). Ниже произведен расчет собственных нужд по статьям (существующая тепловая схема) котельной на январь месяц в соответствии с методикой изложенной в Порядка. Потери тепловой энергии с продувочной водой, Гкал, зависят от периодичности и продолжительности продувки котла и определяются по формуле, Гкал: Iк Qпрод   К продQim , (1.25) i 1 Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 29

где К продi– коэффициент продувки i-го котла, принимаемый для непрерывной продувки паровых котлов – 0,01, для периодической продувки паровых котлов – 0,005, водогрейных котлов – 0,003; Qim – количество тепловой энергии, Гкал, произведенное котлом за расчет- ный период; I к – количество котлов. Для котельной за январь периода регулирования потери с продувочной водой, составят: Qпрод  0,003  2510,94  7,53 Гкал. Расход тепловой энергии за расчетный период на растопку котлов Qраст, определяется по формуле, Гкал: Iк Q раст   Qкi ( К ' N i'  К '' N i'' ) , (1.26) i 1 где Qк – часовая выработка тепловой энергии i-ым котлом (по паспортной характеристике), Гкал; К' – доля расхода тепловой энергии на одну растопку котла после простоя до 12 ч (из горячего состояния), принимаемая в отопительном периоде – 0,3, в неотопительном – 0,2; Ni – количество растопок из горячего состояния в расчетном периоде; К'' – доля расхода тепловой энергии на одну растопку котла после простоя свыше 12 ч (из холодного состояния), принимаемая в отопительном периоде – 0,65, в неотопительном – 0,45; i – количество растопок из холодного состояния в расчетном периоде. Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 30

Расчетное количество растопок котлов определяется по отчетным данным базового года с внесением коррективов по прогнозируемому режиму потребления тепловой энергии потребителями в октябре месяце расчетного периода, Qк – в нашем случае мощность котлов составляет 4,0 Гкал/ч. Для данного примера расход тепловой энергии на растопку определяется, как Q раст  (0,3  (2,6  3  2,6  3))  9,88 Гкал. Часовой расход тепловой энергии, Гкал, на отопление помещения котельной, Гкал/ч: Qo  Vo qo (t вн  t р.н )106 , (1.27) где Vо – объем отапливаемого помещения (рабочей зоны), м 3 ; qо – удельная отопительная характеристика здания при tр.о= -30оС, ккал/ м 3 о С; tр.о.– расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления оС, принимаем -30 оС;  – поправочный коэффициент на температуру наружного воздуха для про- ектирования отопления принимается по нижеприведенным данным: tвн – температура воздуха внутри помещения оС, принимаемая как средневзвешенная по всем помещениям непосредственно в котельной (котельный зал; насосное отделение; щитовое помещение и др.); принимается по Порядок равной 19 оС. Для помещения котельной расход тепла на отопление, Гкал/ч: Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 31

Qо  1  341  0,3  (19  (30))  10 6  0,005 Гкал/ч. Пересчет расхода тепловой энергии на отопление в конкретном расчетном месяце, Гкал: Qoм м е  Qo t вн  t cр t вн  t р .о rм ес , (1.28) где tср – средняя за январь температура наружного воздуха, оС; rмес– продолжительность отопления. Для котельной затраты тепловой энергии на отопление за январь составят Qо  0,005  (19  (12,3) /(19  (30))  744  2,38 Гкал/ч. Потери тепловой энергии котлоагрегатами: Iк Qткап   Qi bкабрQ усл.т опл i 1 q5  6 10 , 100 (1.29) где Qi – производство тепловой энергии i - котлом за расчетный период, Гкал; bкабр – удельный расход условного топлива на производство тепловой энер- гии i - котлом за расчетный период, кг.у.т./Гкал; q5 – средняя потеря тепловой энергии всеми элементами котлоагрегатов в окружающую среду, в % от количества теплоты топлива, принимается по показателям режимной карты для января для котла №1 q5= 1,9; №2 q5= 1,8. Qусл.т опл. – теплота сгорания по условному топливу, ккал/кг; Ik – количество котлоагрегатов. Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 32

Qткап  (155,78  1265,82  7000  2,1  10 6 )  31,75 100 Так как тепловыделения от котлоагрегатов покрывают всю нагрузку отопления котельного зала в несколько раз, то нагрузка отопления из общего баланса убирается за исключением отопления подсобных помещений, которые составляют около 15%. Расход тепловой энергии на хозяйственно-бытовые нужды котельной, Гкал: Qх  ( q N q K q  M )cв pв (t г  t хв )Tq 103 , (1.30) где q – норма расхода горячей воды на одну душевую сетку, принимается равной 0,27 м3/сут.; Nq – количество душевых сеток; Kq – коэффициент использования душевых, определяется практическим путем);  – норма расхода горячей воды на 1 человека в смену; M – численность работающих человек в сутки; tг, tхв – соответственно температура горячей и исходной воды; св – теплоемкость воды, 1 ккал/кгоС; Тq – продолжительность в январе месяце, принимаем Тq =31 сут. Qх  (0,27  1  1  0,024  8)  1  0,9857  (55  8,9)  31  10 3  0,41 Гкал. Прочие потери для котельной Qпр  0,001  2510,94  2,51 Гкал. Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 33

Общий расход тепловой энергии на собственные нужды за расчетный период определяется по формуле: N Qcн   Qснi , (1.31) i 1 где Qснi – тепловые потери на i-е нужды, Гкал; Qсн  7,53  9,88  0  2,38  0  0,41  2,51  20,69 Гкал. По другим месяцам и в целом за год расчеты проводились аналогично. Результаты расчета сведены в табл.1.7. Норматив удельного расхода топлива на отпуск тепловой энергии для к-ой котельной в целом за год определяется по формуле: _ _ 𝐻ко 𝑜 ∑12 𝑗=1 𝐻𝑗 ⋅𝑄𝑗 = ∑12 𝑗=1 𝑄𝑗 , (1.32) где 𝑄𝑗 – отпуск тепловой энергии котельной в j- ом месяце, Гкал/мес. Норматив удельного расхода топлива на отпуск тепловой энергии в целом для ЭСО определяется по формуле: _ о 𝐻ЭСО _ = 𝑜 ∑𝑛 к=1 𝐻к ⋅𝑄к ∑𝑛 к=1 𝑄к , (1.33) где 𝑄к – отпуск тепловой энергии к-й котельной, Гкал/год. Ниже приведен расчет норматива удельного расхода топлива. В качестве исходных данных для расчета нормативов удельного расхода топлива принимаются: тип котлов, установленных в котельной; режим теплопотребления на Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 34

отопление, вентиляцию, ГВС и технологию, а также расходы тепловой энергии на собственные нужды; нормативные технологические потери при передаче тепловой энергии в собственных сетях и сетях абонентов; режимно-наладочные карты и нормативные характеристики работающих котлов. Режим теплопотребления котельной по месяцам, технологические потери в тепловой сети сведены в табл. 1.8. По КПД при различной нагрузке, представленных в режимных картах проводилось распределение тепловой нагрузки по котлам. При распределении нагрузки по котлам руководствовались следующим принципом. Порядок включения котлов в работу определяется их КПД. При одновременной работе нескольких котлов нагрузка между ними делится пропорционально. Максимальная величина загрузки одного котла не превышает 85% от его номинала. По соответствующим месячным тепловым нагрузкам определялась величина загрузки котлов. По значениям загрузки котлов из режимных карт находились удельные расходы топлива методом интерполирования. Для регулируемого периода норма удельного расхода топлива на выработку котельной в январе составит: _ 𝐻я = (1,69⋅155,78⋅744) (1,69⋅744) = 155,78 кг.у.т./Гкал. Средневзвешенная норма удельного расхода топлива на отпуск тепловой энергии для января: _ 𝐻яо = 155,78 1−0,82 = 157,91кг.у.т./Гкал Результаты расчета групповых норм удельного расхода топлива на отпущенную тепловую энергию от котельной по кварталам приведены в табл.1.13. Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 35

Наименование Qпрод, потери тепловой энергии с продувочной водой, Гкал Qраст, потери тепловой энергии на растопку котлов, Гкал Qхво, расход тепловой энергии на ХВО, Гкал Расход тепловой энергии по месяцам, Qо,Гкал Потери тепловой вой энергии баками различного назначения, Qбак., Гкал Расход тепловой энергии на хозяйственно-бытовые нужды, Qх., Гкал Другие потери,Qпр Общий расход тепловой энергии на собственные нужды, Гкал Планируемое производство тепловой энергии,Гкал Общий расход тепловой энергии на собственные нужды, % Таблица 1.7 – Результаты расчета расходов на собственные нужды котельной 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 Январь 7,53 9,88 0,00 2,38 0,00 0,41 2,51 20,69 2531,64 0,82 Февраль 6,68 9,88 0,00 2,11 0,00 0,37 2,23 19,48 2246,23 0,87 Март 6,02 9,88 0,00 1,89 0,00 0,41 2,01 18,60 2023,81 0,92 Апрель 3,34 9,88 0,00 1,04 0,00 0,40 1,11 14,88 1126,61 1,32 Май 0,28 4,94 0,00 0,08 0,00 0,08 0,09 5,41 99,57 5,43 Октябрь 2,53 4,94 0,00 0,81 0,00 0,30 0,84 8,73 852,22 1,02 Ноябрь 5,10 9,88 0,00 1,62 0,00 0,40 1,70 17,32 1716,55 1,01 Декабрь 6,66 9,88 0,00 2,11 0,00 0,41 2,22 19,49 2239,46 0,87 Всего за год 38,13 69,16 0,00 12,05 0,00 2,79 12,71 124,61 12836,0 0,97 Таблица 1.8 – Режим теплопотребления котельной по ул. Центральная Наименование Январь Февраль Март Апрель Май Октябрь Ноябрь Декабрь Всего за год Температура наружного воздуха -12,3 -11,7 -5,9 4,8 13,1 4,1 -3,0 -8,7 Тепловые нагрузки, Гкал/ч Отпуск в сеть, Гкал 4,757 отопления 2,99 2,93 2,36 1,30 0,48 1,37 2,07 2,63 вентиляции ГВС потери Всего 0,385 0,383 0,337 0,242 0,194 0,211 0,288 0,350 3,37 3,31 2,70 1,54 0,68 1,58 2,36 2,98 2510,94 2226,75 2005,21 1111,73 94,17 843,49 1699,23 2219,97 12711,49 Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 36

Таблица 1.9 – Загрузка котлов и индивидуальные расходы топлива 0,9260 0,9255 0,9250 744 3,37 65% 720 1,69 155,78 720 1,69 157,45 Февраль 672 3,31 64% 672 1,66 155,71 671 1,66 157,44 Март 744 2,70 52% 744 1,35 154,96 740 1,35 157,39 Апрель 720 1,54 59% 720 1,54 155,43 Май 139 0,68 26% 139 0,68 154,28 Октябрь 533 1,58 61% 533 1,58 155,53 Ноябрь 720 2,36 45% 720 1,18 154,55 718 1,18 157,37 Декабрь 744 2,98 57% 744 1,49 155,31 720 1,49 157,42 Загрузка котлоагрегата, Гкал/ч Январь Загрузка котлоагрегата, Гкал/ч Индивидуальная норма расхода топлива, кг.у.т./Гкал 1,7 Время работы котлоагрегата 2,6 Время работы котлоагрегата 2,6 Индивидуальная норма расхода топлива, кг.у.т./Гкал REX200 Загрузка котлоагрегата, Гкал/ч REX300 Время работы котлоагрегата REX300 Процент загрузки работающих котлоагрегатов №3 Теплопроизводительность котельной, Гкал/ч №2 Время работы котельной Тип котлоагрегата Теплопроизводительность, Гкал КПД брутто котлоагрегата №1 Индивидуальная норма расхода топлива, кг.у.т./Гкал Номер котлоагрегата Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 37

Таблица 1.10 – Режимы работы котлоагрегатов котельной Средневзвешенная норма по котельной на производство, кг.у.т./Гкал Расхода тепловой энергии на собственные нужды котельной, Гкал. Общий расход тепловой энергии на собственные нужды, % Отпуск тепловой энергии котельной, Гкал Групповой норматив удельного расхода топлива на отпуск тепловой энергии, кг.у.т./Гкал 720 1265,82 720 1265,82 2531,64 156,62 20,69 0,82 2510,94 157,91 672 1123,12 671 1123,12 2246,23 156,58 19,48 0,87 2226,75 157,95 744 720 139 1011,90 1126,61 99,57 740 1011,90 2023,81 1126,61 99,57 156,18 155,43 154,28 18,60 14,88 5,41 0,92 1,32 5,43 2005,21 1111,73 94,17 157,62 157,51 163,14 533 852,22 852,22 155,53 8,73 1,02 843,49 157,14 720 858,28 718 858,28 1716,55 155,96 17,32 1,01 1699,23 157,55 744 1119,73 720 1119,73 2239,46 156,36 19,49 0,87 2219,97 157,73 4992 7457,25 3569 5378,84 12836,09 156,21 124,61 0,97 12711,49 157,74 Производство тепловой энергии котлоагрегатом, Гкал Январь Февраль Март Апрель Май Октябрь Ноябрь Декабрь Всего за год время работы котлоагрегата Производство тепловой энергии котлоагрегатом, Гкал REX200 Производство тепловой энергии котлоагрегатом, Гкал REX300 время работы котлоагрегата REX300 Производство тепловой энергии котлоагрегатом, Гкал №3 время работы котлоагрегата №2 Наименование №1 Таблица 1.11 – Показатели работы котлов котельной Нагрузка котла Гкал/ч % Тип котла квартал I II III IV I II III IV REX300 №1 61% 55% 0% 55% 1,59 1,43 0,00 1,42 REX300 №2 61% 0% 0% 53% 1,60 0,00 0,00 1,38 REX300 №3 0% 0% 0% 0% 0,00 0,00 0,00 0,00 Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 38

Таблица 1.12 – Показатели работы котлов котельной Индивидуальная норма расхода условного топлива, кг.у.т./Гкал Время работы котла на данной нагрузке, ч Тип котла квартал I II III IV I II III IV REX300 №1 2136 859 0 1997 155,51 155,34 0,00 155,14 REX300 №2 2131 0 0 1438 157,43 0,00 0,00 157,40 REX300 №3 0 0 0 0 0,00 0,00 0,00 0,00 Таблица 1.13 – Результаты расчета годовой групповой нормы удельного расходов топлива на отпущенную тепловую энергию котельной Квартал Показатели Средневзвешенная норма расхода условного топлива на производство тепловой энергии котельной, кг.у.т./Гкал Расход тепловой энергии на собственные нужды по кварталам, % Групповой норматив удельного расхода топлива на отпуск тепловой энергии, кг.у.т./Гкал Отпуск тепловой энергии котельной по кварталам, Гкал Годовая групповая норма расхода топлива на отпуск тепловой энергии котельной, кг.у.т./Гкал I II III IV 156,47 155,34 156,07 0,86 1,65 0,95 157,84 157,95 157,56 6742,90 1205,89 4762,69 157,74 1.4 Свод решений по эффективности системы теплоснабжения Анализ литературных, патентных и электронных источников информации, а также опыт эксплуатации котлоагрегатов, сформировал перечень способов оп- Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 39

тимизации топливоиспользования в котельных. Данные способы условно сгруппированы по локализации мероприятий повышения эффективности элементов систем теплоснабжения. 1. Повышение эффективности теплопотребляющего оборудования за счет оптимизации режимов, графиков теплопотребления, оптимизации регулирования и управления теплопотребляющим оборудованием. 2. Оптимизация потерь тепловой энергии при ее трансформации, передаче, распределения от источника тепловой энергии до теплопотребляющего оборудования. 3. Повышение эффективности производства тепловой энергии на теплоисточниках. Каждый из данных направлений заслуживает внимание и имеет широкий спектр как стандартных (типовых) решений в конечном счет оптимизации топливо использования, так и индивидуальных подходов и предложений. Для примера оптимизация теплопотребляющего оборудования возможно за счет применения новых решений по способу циркуляции теплоносителя, размещению теплопередающих поверхности в помещении, применения локальных регулирующих и управляющих систем и т.д. Оптимизация потерь тепловой энергии при передаче решается за счет применения современных теплоизолирующих материалов, оптимизации диаметров теплосети (площади поверхности) за счет применения как оптимальных схем трассировки теплосети, типа и способа прокладки, инновационных способов передачи, преобразования и трансформации тепловой энергии. Рассмотрим мероприятия, по которым охватывают источники тепловой энергии и тепловые сети: – интенсификация теплообмена в элементах котла за счет применения разных способов турбулизации газовых и жидкостных потоков теплоносителя; – глубокое охлаждение (ниже точки росы) продуктов сгорания в различных теплоутилизаторах (котлах – утилизаторах); Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 40

– оптимизации расходов тепловой энергии на собственные нужды котельной; – организация когенерационного режима энергопроизводства; – оптимизация режимов горения, соотношения «топливо-воздух»; – оптимизация режимов и графиков групповой работы котлоагрегатов в котельной; – оптимизация соотношения мощности котлоагрегата и настройки мощности горелки на ступенях горения; – оптимизация диаметров тепловых сетей по результатам гидравлического расчета и разработка гидравлического режима. Эти или другие способы оптимизации топливоиспользования в тех или иных случаях могут обеспечить снижение топлива на единицу полезно используемого потребителем для создания комфортных условий до 20 % и более. В данной работе для СЦТ с. Атемар применимы следующие мероприятия охватывающие производство и передачу тепловой энергии: – оптимизация режимов и графиков групповой работы котлоагрегатов в котельной; – оптимизация диаметров тепловых сетей по результатам гидравлического расчета и разработка гидравлического режима. Для реализации данных мероприятий необходимо разработать тепловые и гидравлические режимы СЦТ с. Атемар. Рассчитать и выбрать технические средства реализации предлагаемых режимов. Разработать структурную и функциональную схему узла контроля показателей эффективности. Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 41

2 Технологическая часть 2.1 Расчет температурного графика отпуска тепловой энергии от СЦТ с. Атемар Для двухтрубных водяных тепловых сетей с тепловой нагрузкой на отопление, предусмотрено центральное качественное регулирование по отопительному графику. Центральное регулирование предусматривает регулирование систем теплоснабжения - одной ступенью на источнике теплоты. Построение графика центрального качественного регулирования отпуска теплоты, по отопительной нагрузке, основано на определении зависимости температуры сетевой воды в подающей и обратной магистралях от температуры наружного воздуха [28]:  1.0  f ( н ) , (2.1)  2.0  f ( н ) , (2.2) Для зависимых схем присоединения отопительных установок к тепловым сетям температуру воды в подающей и обратной магистралях в течении отопительного периода, т.е. в диапазоне температур наружного воздуха +8°С - t н.о , рассчитываем по выражениям:  1. 0  t t   t в  t   в н   t в  t но   2.0 0 ,8 ' t t   t в  t   в н   t в  t но  '  t t   (  0,5   )   в н  ,  t в  t но  0 ,8 t t   (0,5   )   в н  ,  t в  t но  (2.3) (2.4) Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 42

где  ' – температурный напор нагревательного прибора, при расчетной температуре воды в отопительной системе, °С; t н – температура наружного воздуха, °С;  ' – расчетный перепад температур воды в тепловой сети;  – расчетный перепад температур воды в местной системе отопления. Расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления, t н.о  30 °С, температура воздуха в отапливаемых помещениях t в  18 °С, темпера- тура сетевой воды подающей и обратной магистралях при:  1.0  95 °С;  2.0  70 °С. Потребители подсоединены к тепловым сетям по зависимым схемам. Температура воды в подающей и обратной магистралях в течении отопительного периода (в диапазоне +8.-.-30°С) определяем по формулам (2.3), (2.4). Температурный напор нагревательного прибора, при расчетной температуре воды в отопительной системе: t  '  3'   2.0. 2  tв , (2.5) где  3' – температура воды перед отопительным прибором,  3  95 °С;  2.0. – температура воды после отопительного прибора,    70 °С; 2.0 t в – внутренняя температура воздуха в помещении, °С. Расчетный перепад температур воды в тепловой сети, °С;  '   1.0.   2.0. , (2.6) Расчетный перепад температур воды в местной системе отопления, °С; Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 43

    3'   2.0 , (2.7) Задаваясь различными значениями температуры в пределах +8. -.-30, определяются  1.0. и  2.0. . По рассчитанным значениям  1.0. и  2.0. строится график  1.0  f ( u ) ;  2.0  f ( u ) . По выше приведенной методике выполнен расчет температур теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах при температурах наружного воздуха в пределах до расчетной. Ниже представлен расчет при температуре наружного воздуха равной -10 °С. Результаты расчета представлены в таблице 2.1. По выражению 2.5 определяем температурный напор нагревательного прибора, °С: t '  95  70  18  64,5 2 По формуле 2.6 перепад температур воды в тепловой сети, °С:  '  95  70  25 По выражению 2.7 перепад температур воды в тепловой сети, °С:  '  95  70  25 По выражению 2.3, 2.4 определяем температуры сетевой воды в подающей и обратной магистралях, °С: 18  (10)   18  (30)   1.0  18  64,5   0 ,8 18  (10)   (25  0,5  25)     67,199 18  (30)  Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 44

 2.0 18  (10)   18  64,5    18  (30)  0 ,8 18  (10)   (0,5  25)     52,616 18  (30)  Таблица 2.1 – Результат расчета температурного графика Температура сетевой воды Температура наружного воздуха +8 +5 0 -5 -10 -15 -20 -25 -30  1 .0 . 38,994 44,07 52,117 59,795 67,199 74,388 81,401 88,264 95,000  2.0. 33,785 37,299 42,742 47,816 52,616 57,201 61,609 65,869 70,000 График часовых расходов строятся в осях Q  t н .По оси абсцисс откладываем температуру наружного воздуха от +5 до t н.о. , по оси ординат - часовые расходы теплоты. 2.2 Разработка расчетной схемы теплосети и выполнение гидравлического расчета Основной задачей гидравлического расчета тепловых сетей (в данной работе) является определение оптимальных диаметров трубопроводов участков тепловой сети, потерь давления (напора) по всей сети и на отдельных ее участках. Гидравлический расчет начинается с выбора главной магистрали. В качестве главной расчетной магистрали выбирают наиболее нагруженную и протяженную, соединяющую источник теплоснабжения с наиболее удаленным потребителем. При этом вычерчивают расчетную схему в одну линию с выделением отдельных участков. Расход теплоносителя в пределах каждого участка остается постоянным; границами участков являются ответвления (узлы) [29]. После составления расчетной схемы принимают удельные потери давления по длине Кл: для расчетной, главной магистрали водяных тепловых сетей - 30...80 Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 45

Па/м, ответвлений водяных тепловых сетей – по расчетному давлению, но не более 300 Па/м; паропроводов – 70... 150 Па/м; конденсато-проводов - 20...60 Па/м. Результаты гидравлического расчета представлены в таблице 2.2. В данном случае гидравлический расчет и разработка гидравлического режима осуществлялось в разрабатываемой электронной модели на программно-расчетном комплексе для систем теплоснабжения ZuluThermo. Таблица 2.2 – Результаты гидравлического расчета Наименование начала участка 1 Котельная с. Атемар ТК5 ТК5 ТК6 ТК7 ТК7 ТК18 ТК83 ТК83 ТК6 ТК8 ТК9 ТК9 ТК10 ТК10 ТК11 ТК12 У13/1 ТК13 У13/2 ТК14 У4 2 3 Внутpенний диаметp подающего тpубопpовода, м 4 ТК5 12,1 0,200 186,12 0,86 21,91 1,72 Ж/Д ТК6 ТК7 Мастерская ТК18 ТК83 ДК полиция ТК8 ТК9 Школа1 ТК10 Школа2 ТК11 ТК12 У13/1 ТК13 У13/2 ТК14 У4 У16 174,0 60,2 7,0 8,1 32,1 20,2 5,1 74,6 170,6 37,0 26,0 77,9 198,7 53,0 31,2 45,2 5,3 5,2 53,1 53,2 90,2 0,050 0,200 0,200 0,100 0,150 0,050 0,050 0,050 0,200 0,200 0,100 0,200 0,100 0,200 0,200 0,200 0,200 0,200 0,200 0,200 0,200 1,60 177,00 26,64 0,68 25,96 4,84 3,64 1,20 150,36 140,44 8,48 131,96 5,04 126,92 99,40 78,64 55,36 35,88 22,80 14,20 14,20 0,50 1,73 0,02 0,00 0,10 0,63 0,14 0,13 2,83 0,80 0,07 1,16 0,14 0,82 0,36 0,28 0,06 0,03 0,03 0,01 0,02 2,82 19,82 0,46 0,01 1,99 25,34 14,37 1,60 14,31 12,49 1,86 11,03 0,66 10,21 6,27 3,93 1,96 0,83 0,34 0,13 0,13 0,25 1,64 0,25 0,03 0,43 0,76 0,57 0,19 1,39 1,30 0,32 1,22 0,19 1,17 0,92 0,73 0,51 0,33 0,21 0,13 0,13 Наименова- Длина ние конца участка, участка м Расход Потери Удельные воды в Скорость напора в линейные подаюдвижеподаюпотери щем ния воды щем тру- напора в трубов под.трбопро- под.тр-де, проводе, де, м/с воде, м мм/м т/ч 5 6 7 8 Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 46

Продолжение табл. 2.2 1 У16 У17 У17 ТК14 У14 У13/2 У13/2 ТК13 ТК53 У59 ТК60 ТК60 ТК60 ТК53 ТК64 У65 У65 ТК64 У67 У67 У13/1 ТК50 ТК51 ТК51 ТК50 ТК12 ТК12 ТК44 ТК44 ТК47 ТК47 ТК12 ТК11 ТК37 ТК37 У39 У39 2 У17 Ж/Д136 Ж/Д138 У14 Ж/Д13 Ж/Д7 Ж/Д11 ТК53 У59 ТК60 Ж/Д29 Ж/Д28 Ж/Д29а ТК64 У65 Ж/Д24 Ж/Д25 У67 Гараж ЖКХ ТК50 ТК51 Ж/Д10 Ж/Д9 Ж/Д8 Ж/Д12 ТК44 Ж/Д22 ТК47 Ж/Д23 Ж/Д13а Ж/Д6 ТК37 Детский Сад У39 Ж/Д3 У40 3 4,1 3,1 58,1 10,3 23,1 68,1 69,1 114,0 74,0 62,0 13,0 42,1 87,2 117,0 5,3 4,0 54,0 60,2 7,0 24,0 68,1 40,2 100,1 55,1 55,1 62,6 22,0 12,1 71,0 12,0 32,0 45,4 66,2 4 0,150 0,000 0,080 0,080 0,070 0,080 0,080 0,125 0,070 0,070 0,050 0,050 0,050 0,100 0,100 0,100 0,100 0,050 0,050 0,050 0,080 0,080 0,080 0,080 0,080 0,050 0,080 0,050 0,050 0,050 0,050 0,070 0,100 5 14,20 6,48 7,72 8,60 8,60 5,72 7,36 19,48 8,84 8,84 2,56 3,04 3,24 10,64 8,16 4,12 4,04 2,48 0,80 1,68 23,28 15,08 7,08 8,00 8,20 5,24 8,76 2,16 6,60 3,52 3,08 6,76 27,52 6 0,01 0,00 0,34 0,12 0,39 0,21 0,36 0,38 1,10 0,94 0,13 0,47 1,05 0,37 0,03 0,01 0,03 0,43 0,01 0,09 3,49 0,93 0,46 0,35 0,36 1,99 0,20 0,08 3,55 0,22 0,38 0,42 1,49 7 0,60 0,00 5,07 6,28 12,87 2,80 4,61 2,95 13,59 13,59 7,14 10,05 11,40 2,91 1,72 0,45 0,43 6,71 0,72 3,10 45,65 19,20 4,27 5,44 5,71 29,68 6,51 5,10 47,01 13,45 10,31 7,97 19,28 8 0,24 0,00 0,46 0,51 0,68 0,34 0,44 0,47 0,69 0,69 0,40 0,48 0,51 0,40 0,31 0,16 0,15 0,39 0,13 0,27 1,39 0,90 0,42 0,48 0,49 0,83 0,52 0,34 1,04 0,55 0,49 0,53 1,04 35,4 0,080 5,04 0,10 2,18 0,30 34,2 5,0 57,1 0,100 0,100 0,100 22,48 7,40 15,08 0,58 0,02 0,40 12,88 1,42 5,82 0,85 0,28 0,57 Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 47

Продолжение табл. 2.2 1 У40 У40 ТК8 ТК31 У31 У31 ТК31 ТК18 ТК19 У20 ТК21 ТК22 ТК75 ТК75 ТК77 ТК77 ТК79 ТК79 У20 ТК67 ТК67 ТК67 ТК71 ТК72 ТК5 ТК2 ТК2 ТК3 ТК3 ТК23 ТК23 ТК72 ТК74 ТК 2 Ж/Д4 Ж/Д5 ТК31 У31 Магазин Ж/Д1 Ж/Д2 ТК19 У20 ТК21 ТК22 ТК75 Ж/Д20 ТК77 Ж/Д19 ТК79 Ж/Д56 Ж/Д55 ТК67 Ж/Д21 Ж/Д52 ТК71 ТК72 Ж/Д54 ТК2 ТК23 ТК3 Ж/Д66а Больница Ж/Д46 Ж/Д68 ТК74 Ж/Д53 ТК5 3 30,0 66,0 44,1 30,2 3,2 40,0 60,0 60,3 53,1 78,2 19,1 14,1 12,1 20,2 12,1 40,1 12,1 24,2 15,1 10,1 10,1 36,1 31,1 27,2 385,1 116,3 35,0 20,1 117,3 54,5 46,2 6,1 9,0 15,1 4 0,100 0,100 0,100 0,100 0,000 0,100 0,100 0,150 0,100 0,100 0,100 0,070 0,050 0,070 0,050 0,070 0,050 0,050 0,100 0,050 0,050 0,100 0,050 0,050 0,125 0,080 0,125 0,050 0,080 0,032 0,050 0,050 0,050 0,125 5 6,92 8,16 9,92 5,72 0,24 5,48 4,20 21,12 21,12 10,36 10,36 10,36 3,00 7,36 2,96 4,40 1,56 2,84 10,76 3,16 2,68 4,92 4,92 2,20 7,52 2,52 5,00 0,28 4,72 0,88 1,64 2,72 2,72 7,52 6 0,05 0,13 0,14 0,04 0,00 0,04 0,03 0,10 0,73 0,25 0,08 0,39 0,16 0,26 0,16 0,16 0,04 0,25 0,08 0,16 0,11 0,03 0,93 0,17 0,18 0,07 0,01 0,00 0,24 0,57 0,15 0,09 0,11 0,01 7 1,24 1,72 2,53 0,85 0,00 0,78 0,46 1,32 11,37 2,76 2,76 18,64 9,79 9,44 9,53 3,40 2,68 8,78 2,98 10,85 7,82 0,63 26,18 5,29 0,45 0,56 0,20 0,10 1,91 9,97 2,96 8,06 8,06 0,45 8 0,26 0,31 0,38 0,22 0,00 0,21 0,16 0,35 0,80 0,39 0,39 0,81 0,47 0,58 0,47 0,35 0,25 0,45 0,41 0,50 0,42 0,19 0,78 0,35 0,18 0,15 0,12 0,04 0,28 0,36 0,26 0,43 0,43 0,18 В соответствии с таблицей 2.2 расчетный расход теплоносителя на головном участке теплосети составляет 186,12 м3/ч. Удельные падения напора в магистральных Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 48

участках теплосети имеются превышение рекомендованных значений 8 мм/м (Котельная – ТК5 – ТК6; ТК18 – ТК83; ТК9 – ТК10; У13/1- ТК50 – ТК51; ТК11 – ТК37; ТК37 – У39; ТК19 – У20; ТК22 – ТК75; ТК71 – ТК72; ТК44 – ТК47). В вводных участках теплосети, превышений рекомендованных значений 30 мм/м нет. Также отдельные участки имеют низкую загруженность. Данные участки теплосети будут включены в перечень реконструируемых участков. По результатам разработанного гидравлического режима диаметры трубопроводов данных участков будут оптимизированы. 2.3 Разработка гидравлического режима СЦТ с. Атемар Гидравлический режим тепловых сетей основывается на гидравлическом расчете. В соответствии с результатами расчета существующих тепловых сетей СЦТ с. Атемар располагаемый напор на коллекторах котельной должен составлять 30 м. расход теплоносителя на головном участке 186,2 м3/ч. Существующие сетевые насосы с существенным превышением производительности и напора обеспечивают данный режим. По характеристике насоса в зоне производительности 200280 м3/ч напор составляет 38-30 м соответственно. В связи с этим в условиях значительного запаса производительности и напора насосов в данной работе предлагается оптимизировать диаметры трубопроводов не загруженных участков магистральных тепловой сети. В число вошли 11 участков общей протяженность 740 м в двухтрубном исчислении. Средний диаметр сети данных участков снизился более чем на 100 мм. Результаты выполненных по методике п.1.3 уточнений расчетов, нормативные технологические потери тепловой энергии по теплосети составили 1394,69 Гкал. Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 49

3 Конструктивная часть 3.1 Совершенствование тепловой схемы и теплового режима котельной Как отмечалось выше котельная включает три колоагрегата соответственно: один котлоагрегат мощностью – 1,72 Гкал/ч; два котлоагрегата мощностью по 2,6 Гкал/ч. Установленная мощность котельной составляет 6,92 Гкал/ч. Располагаемая мощность по режимным картам 5,8 Гкал/ч. Запас мощности составляет более 22 %. Из тепловой схемы котельной представленная на рисунке 1 приложения установлено: поддержание температурного режима котлоагрегатов осуществляется котловыми рециркуляционными насосами; регулирования температуры теплоносителя подаваемая в сеть, согласно температурного графика осуществляется включением котлоагрегатов; "перемычками" тепловой схемы являются сами котлоагрегаты. Схема включения в работу котлоагрегатов в котельной следующая: при работе котельной температура теплоносителя в подающем трубопроводе с небольшим превышением (3 °С) поднимается до соответствующего значения температурного графика. При этом котлоагрегаты последовательно, поочередно, поэтапно переходят от режима малого горения в режим большого горения. Данный график характеризуется производством тепловой энергии в объеме до 80 % в режимах большого горения. Это обусловлено применением в данной котельной выше приведенного способа поддержания температурного графика. В данной работе предлагается тепловая схема с последовательным соединением котлоагрегата малой мощности к оставшимся котлоагрегатам (рис. 2 приложения). Данный режим при работе котлоагрегата малой мощности (К1) в режиме малого горения температура теплоносителя на входе в котлоагрегат боль- Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 50

шей мощности (К2) существенно выше на 10-15 °С, что в т.ч. компенсирует работу рециркуляционного насоса, перепад температуры в котлоагрегате К2 более чем в два раза ниже перепада температуры температурного графика. Это приведет к работе котлоагрегатов К2 в режимах малого горения. При этом соотношение произведенной тепловой энергии в эффективных режимах в условиях наличия располагаемой мощности составит более 70 %. Экономический эффект от данного проекта составит в среднем 2,1 кг.у.т./Гкал. В целом за отопительный период составит 21671,5 м3/год. Для работа котельной по предлагаемой схеме, необходимо разработать режимы работы каждого котлоагрегата при разных температурах наружного воздуха. Параметры теплоносителя определяемые при разработке режимов и представлены в табл. 3.1 [30]. Параметры теплоносителя в характерных точках тепловой схемы при различных температурах наружного: температура прямой сетевой воды на выходе из котельной; температура обратной сетевой воды на входе в котельную; температура воды на выходе из котельного агрегата №3; температура воды на выходе из котельного агрегата №1; температура воды на выходе из котельного агрегата №2. При температуре наружного воздуха равной средне отопительной (минус 4,5 °С) в котельной в работе находится котлоагрегат №3 с загрузкой на 0,88 Гкал/ч и котлоагрегат №1 с загрузкой 1,63 Гкал/ч. Температура теплоносителя после котла №3 составляет 82,6 °С при работе рециркуляционного насоса. Теплоноситель с данной температурой поступает на входной трубопровод котла №1. Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 51

Таблица 3.1 – Параметры теплоносителя в характерных точках тепловой схемы котельной в предлагаемом режиме Расчетные режимы № п/ п Максимально зимний Параметры Средний Средний наибоотопилее хотельного лодного периода месяца Летний 1 Темпера наружного воздуха, °С -30 -17 -4,5 8 2 Общая тепловая мощность котельной с учетом затрат теплоты на собственные нужды, Гкал/ч 5,20 3,84 2,51 1,20 3 Тепловая мощность котла №3, Гкал/ч 1,69 1,69 0,88 0,88 4 Тепловая мощность котла №1, Гкал/ч 2,04 1,84 1,63 0,32 5 Тепловая мощность котла №2, Гкал/ч Температура прямой сетевой воды на выходе из котельной, °С Температура обратной сетевой воды на входе в котельную, °С Температура воды на выходе из котельного агрегата №3, °С Температура воды на выходе из котельного агрегата №1, °С Температура воды на выходе из котельного агрегата №2, °С 1,47 0,31 95,0 77,20 59,04 38,99 70,0 58,98 47,32 33,79 95,0 95,0 82,60 82,60 95,0 95,0 72,42 82,00 (с рецир.) 95,0 66,65 47,32 33,79 6 7 8 9 10 3.2 Обзор и анализ технических средств реализации предлагаемых тепловых и гидравлических режимов Как отмечалось выше, гидравлические режимы преимущественно разрабатываются на каждый отопительный сезон, прежде всего для уточнения после реализованных мероприятий по реконструкции теплосети, корректировки существующих тепловых нагрузок, технологического присоединения вновь введенных жилых и административно-бытовых зданий. Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 52

Реализация разработанного или скорректированного гидравлического режима может обеспечивается регулированием производительности и напора сетевой насосной станции, дросселированием в зависимости от геодезической высоты отапливаемого поселения избыточного давления в подающем или обратном трубопроводах. Средства реализации гидравлического режима выступают регуляторы различного принципа действия и назначения. Применение данных устройств на подающем или обратном трубопроводе позволит создания местного сопротивления для сброса давления. Регуляторы прямого действия предназначен для поддержания постоянства давления, перепада и расхода воды, пара на жилой квартал или абонентских вводах жилых и промышленных зданий, а также в других отраслях промышленности. Принцип действия основан на уравновешивании силы упругой деформации пружины настройки усилием, создаваемым регулируемой средой на мембранном узле. Регуляторы состоят из привода и клапана с регулируемым дросселем. Они поддерживают заданное значение перепада давления, который устанавливается на приводе, и ограничивают расход с помощью регулируемого дросселя. Регуляторы прямого действия просты в конструктивном отношении и надежны в эксплуатации, что объясняет их широкое применение для поддержания постоянного давления или перепада давлений воды на тепловых пунктах небольшой и средней мощности. Однако регуляторы прямого действия имеют меньшую чувствительность, чем регуляторы непрямого действия, и могут быть установлены на трубопроводах Ду100 мм и менее. Наиболее распространенными регуляторами прямого действия являются регуляторы давления и перепада давления (расхода) сильфонно-пружинные РД и РР, грузовой регулятор давления и универсальный регулятор перепада давления (расхода) и давления УРРД. Регулятор давления прямого действия служит для поддержания в заданных пределах давления воды «до себя». Устанавливают Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 53

его на обратном трубопроводе системы отопления для предотвращения ее опорожнения, если давление в обратной магистрали тепловой сети, к которой присоединяется система отопления, ниже статического давления системы отопления. В случае прекращения циркуляции воды регулятор давления закрывается полностью, предохраняя систему отопления от опорожнения. Клапан регулятора давления является «нормально закрытым». Регулятор расхода РР применяются при изменении давлении в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети, вызванном различными причинами (изменение расхода воды в тепловой сети, включение и отключение отдельных абонентов), меняются перепады давления на вводах в здания, что вызывает изменение расхода воды, поступающей в системы отопления. При центральном качественном регулировании отпуска тепла такое изменение расхода воды в системах отопления зданий приводит к отклонению температуры внутри помещений от расчетного значения. Регуляторы расхода РР поддерживают постоянный перепад давления на регулируемом участке (между регулятором и местом присоединения импульсной трубки). Регулируемый участок должен иметь, значительное гидравлическое сопротивление. В этом случае могут быть использованы сопло элеватора или специально устанавливаемая диафрагма. При увеличении разности давлений на абонентском вводе в начальный момент увеличивается расход воды, проходящей по регулируемому участку. Это приводит к увеличению перепада, измеряемого регулятором. Усилие, создаваемое разностью давлений, окажется больше усилия пружины, и клапан будет подниматься, прикрывая отверстие в седле. При уменьшении разности давлений на квартал или абонентском вводе в начальный момент уменьшаются расход воды и перепад давлении в регулируемом участке, клапан будет опускаться, пропуская больший расход воды, пока не установится первоначальный расход воды через отопительную систему. Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 54

Изменение регулируемого перепада производится путем изменения натяжения пружины, причем увеличению натяжения пружины соответствует увеличение расхода воды, а уменьшению натяжения пружины - уменьшению расхода. В таблице 3.2 представлены отдельные технические характеристики применяемых регуляторов. Выбор регулятора давления или расхода осуществляется по условной пропускной способности и диапазона регулирования. Таблица 3.2 – Технические характеристики регуляторов расхода и давления Наименование дроссельного устройства Диаметр Условная Условное Рабочая условного пропускная давление температура прохода способность Ру, МПа tmax, 0C Ду, мм Кvу, м3/ч Тип присоединения УРРД-НО 200 200 250 2,5 150 фланцевое РА-А, РА-В 150 150 280 1,6 150 фланцевое РА-А 80 80 63 2,5 220 фланцевое Между тем самый распространенный метод регулирования избыточного давления, установка в трубных магистралях [29] шайб. Они являются балансировочным регулятором расхода жидкости. Назначение и устройство регулировочных шайб. Дроссельная шайба, монтируемая в системе отопления на ответвлениях трубопровода, представляет собой металлическую деталь с подобранным отверстием, меньшим от диаметра трубы. Средства регулирования разработанного теплового режима определяются из разрабатываемых тепловых режимов. Порядок работы котлоагрегатов с определенной установленной мощностью не контролируется температурой теплоносителя на выходе из нее. Работа того или иного котлоагрегата зависит от температуры наружного воздух. Кратковременные «перетопы» и «недотопы» характерные в динамических (переходных) периодах минимизируется за счет последовательной работы котлоагрегатов. Перегревы котлоагрегатов и их аварийное Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 55

отключение в периоды снижения нагрузки за счет исключения периодов с заниженным расходом и работой котлоагрегата на замкнутый котловый контур. В котельной независимо от температуры наружного воздуха в режиме малого горения включен котлоагрегат малой мощности на первой ступени горения. Датчик температуры наружного воздуха, установленного в соответствии с требуемыми условиями, измеряет температуру и передает информацию на контроллер, где формируется сигнал управления на последовательную работу того или иного котлоагрегата на соответствующей разработанному тепловому режиму ступени горения. 3.3 Расчет и выбор дополнительного оборудования котельной Диаметры отверстий дроссельного элемента рассчитываются по формуле: 4 𝐺2 𝑑 = 10 √ , ∆𝐻 (3.1) где H – дросселируемый напор (м вод. ст.); G – расход тепло несущей жидкости (т/час). Результаты расчета дроссельных устройств на абонентских вводах потребителей представлен в таблице 3.3. Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 56

Таблица 3.3 - Результаты расчета дроссельных устройств на абонентских вводах потребителей Наименование узла Расчетная нагрузка на отопление, Гкал/ч Расход сетевой воды на СО, т/ч Диаметр шайбы на под. тр-де перед СО, мм Потеpи напоpа на шайбе под.тp-да пеpед СО, м Располагаемый напоp на вводе потpебителя, м 1 2 3 4 5 6 Ж/Д13 0,215 8,18 16,45 9,14 10,04 Школа1 0,212 8,53 14,46 16,64 17,65 Ж/Д8 0,205 8,30 20,72 3,73 4,76 Ж/Д5 0,204 8,24 17,30 7,58 8,60 Ж/Д9 0,2 8,10 24,36 1,86 2,89 Ж/Д138 0,193 6,85 15,48 8,17 8,96 Ж/Д3 0,185 7,47 15,95 8,61 9,63 Ж/Д11 0,184 7,42 15,08 10,63 11,64 Ж/Д10 0,177 7,16 23,73 1,62 2,64 Ж/Д4 0,173 6,99 15,84 7,75 8,77 Ж/Д6 0,169 6,83 14,25 11,32 12,34 Ж/Д136 0,162 5,75 13,96 8,70 9,49 Ж/Д7 0,143 5,77 13,21 10,92 11,94 Ж/Д1 0,137 5,51 11,40 17,92 18,93 Ж/Д12 0,131 5,30 13,64 8,10 9,12 Школа2 0,126 5,08 11,61 14,21 15,23 ДетскийСад 0,126 5,09 12,80 9,66 10,67 Больница 0,118 4,44 9,58 23,31 24,20 Ж/Д2 0,105 4,22 9,97 18,01 19,02 Ж/Д24 0,103 4,17 11,52 9,89 10,92 Ж/Д25 0,101 4,09 11,42 9,85 10,87 ДК 0,091 3,56 8,80 21,09 22,05 Ж/Д23 0,088 3,56 13,29 4,06 5,08 Ж/Д29а 0,081 3,28 12,50 4,41 5,43 Ж/Д21 0,079 3,00 8,26 19,39 20,29 Ж/Д13а 0,077 3,11 12,68 3,74 4,77 Ж/Д28 0,076 3,08 11,41 5,59 6,61 Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 57

Продолжение таблицы 3.3 1 2 3 4 5 6 Ж/Д20 0,075 2,85 8,17 18,22 19,12 Ж/Д19 0,074 2,81 8,17 17,76 18,66 Ж/Д55 0,071 2,70 8,06 17,30 18,21 Ж/Д53 0,068 2,59 7,85 17,59 18,49 Ж/Д52 0,067 2,55 7,60 19,47 20,37 Ж/Д29 0,064 2,59 10,16 6,29 7,32 Ж/Д54 0,055 2,09 7,06 17,63 18,54 Ж/Д22 0,054 2,18 8,01 11,60 12,62 ЖКХ 0,042 1,70 7,55 8,89 9,92 Ж/Д68 0,041 1,55 5,65 23,51 24,40 Ж/Д 0,04 1,60 5,59 26,33 27,33 Ж/Д56 0,039 1,48 5,94 17,68 18,58 полиция 0,03 1,17 5,05 21,11 22,07 Ж/Д46 0,022 0,83 4,17 22,76 23,65 Гараж 0,02 0,81 5,19 9,06 10,08 Мастерская 0,017 0,68 3,73 23,86 24,86 Ж/Д66а 0,007 0,26 3,20 23,73 24,62 Магазин 0,006 0,24 3,55 18,00 19,01 3.4 Перечень оборудования и стоимость реализации проекта По результатам совершенствования теплового и гидравлического режима системы централизованного теплоснабжения с. Атемар выполнен выбор оборудования и материалов таких как: циркуляционный насос; обратный клапан; запорная арматура. Перечень выбранного оборудования и ее стоимость представлена в таблице 3.4. Стоимость основного оборудования составляет 122,05 тыс. руб. в.ч. НДС. Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 58

Кроме того, реконструкция теплосети с оптимизацией диаметров трубопроводов общей протяженностью 740 м и среднего диаметра в районе 100 мм составит 9100 тыс. руб. Оценочная стоимость системы управления и контроля температуры теплоносителя, отпускаемого в сеть по выше приведенному способу, составит не более 750 тыс. руб. Таблица 3.4 – Перечень выбранного в проекте оборудования № п/п Наименование и технические характеристики 1 Насос циркуляционный (производительность до 80 м3/ч, напор до 12 м) 2 Обратный клапан Ду100 3 Тип, марка Willo -CronoLine -IL 100/160-2,2/4 Кран стальной фланцевый Breeze тип 11с42п Кран стальной фланцевый Ру-16 Ду100 (вода, пар) Единицы измерения Количество, шт. шт. Стоимость, руб. без НДС на ед. измер. общая 1 99450 99450 шт. 1 4600 4600 шт. 5 3600 18000 Итого 122050 Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 59

ЗАКЛЮЧЕНИЕ По проведенному анализу технико-экономических характеристик СЦТ с. Атемар проведенная модернизация привели показатели функционирования к приемлемым значения. Удельные расходы газа и электроэнергии находятся значительно ниже средних значений по региону. В тоже время применение энергоэффективных технологий при модернизации ограничились применением современных котлоагрегатов и насосного оборудования работающие в автоматизированном режиме. Данное обстоятельство недостаточно для обеспечения долгосрочного применения результатов проведения реконструкций. Срок гарантированной эксплуатации данного оборудования соизмерима со сроком окупаемости. В связи с этим актуальность реализации быстро окупаемых проектов остается высокой. В проекте разработана расчетная схема теплосети и выполнен гидравлический расчет. Из анализа результатов расчета выявлены магистральные участки с низкой загрузкой. Разработанный гидравлический режим позволил включить данные участки в мероприятие по оптимизации диаметров трубопровода без замены сетевых насосных станций. В проекте разработана схема котельной возможности последовательного подключения котлоагрегата малой мощности. Разработан режим работы данной котельной с последовательной работы котлоагрегатов. Предложен принципиально новый подход к работе котлоагрегатов на текущей нагрузке. Предложена схема включение котлоагрегатов и их работа от температуры наружного воздуха. Каждой температуре наружного воздуха будет соответствовать свой перечень работающих котлоагрегатов и их мощность. Приводится перечень выбранного оборудования и ее стоимость (122,05 тыс. руб.). Определена стоимость реконструкции теплосети (9100 тыс. руб.) и разработки системы управления и контроля температуры теплоносителя, отпускаемого в сеть (750 тыс. руб.). Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 60

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 1 Борщов Д.Я. Эксплуатация отопительной котельной на газообразном топливе. / Д.Я. Борщов.-М.: Стройиздат, 2003. 2 Ениватов А.В. Альтернативная тепловая схема квартальных котельных / Ениватов А.В., Янгляев Р.В. – Саранск., 2018. – с. 3 Ениватов А. В. Использование избыточного давления теплоносителя в СЦТ от ТЭЦ-2 Г. Саранск / Ениватов А. В., Учватов А. В. – Саранск., 2018. – с. 4 Ениватов А.В. Артемов И.Н, Ениватов А.В. Неясов А.С. Оптимизация топливоиспользования в блочно-модульных котельных / Артемов И.Н,Ениватов А.В. Неясов А.С. – Ростов н/Д., 2019. – с. 5 Ениватов А.В. Оптимизация тепловой схемы котельной с утилизатором тепла дымовых газов / Артемов И.Н., Ениватов А.В., Савонин И.А. – Ростов-наДону., 2018. – с.12 6 Ениватов А.В. совершенствование теплового и гидравлического режма СЦТ от ТЭЦ-2 Г. Саранск / Ениватов А.В., Кочетов В.Ю. – Саранск., 2018. – с. 7 Замоторин Р. В. Малые теплоэлектроцентрали поршневые или турбинные // Энергосбережение в Саратовской области. 2001. Ne 2. 8 Кудинов, А.А. Энергосбережение в теплогенерирующих установках / А.А. Кудинов. – Ульяновск : УлГТУ, 2000. – 139 с. 9 Левцев А.П., Ванин А.Г. Проектирование теплоснабжения предприятий. Издательство Мордовского университета. Саранск 2002. С.65 10 Левцев А.П., Ениватов А.В. Автономный источник энергоснабжения на базе дизель-генератора // Тракторы и сельхозмашины. 2013. № 9. С. 8-10. 11 Левцев А.П. Оценка среднего удельного расхода топлива по котельным АО "МЭК". Левцев А.П., Кручинкина О.А., Ениватов А.В. Саранск, 2017. 12 Левцев А.П. Оценка среднего удельного расхода топлива по котельным АО "МЭК" / Левцев А.П., Кручинкина О.А., Ениватов А.В. – Саранск., 2017. – с. Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 61

13 Левцев А. П. Прогнозирование потерь в тепловых сетях / А. П. Левцев, Н. Д. Куликов, В. А. Агеев l/ Материалы научной конференции «ХХХ Огаревские чтения» (естественные и технические науки). — Саранск: Ковылк тип., 2001. - с. 319-321 14 Левцев А.П., Кручинкина О.А., Ениватов А.В. Экспресс-оценка эффективности функционирования систем централизованного теплоснабжения. Вестник НИИ гуманитарных наук при Правительстве Республике Мордовия. 2015.№1 (33). С.79-88 15 Лысяков А.И. Анализ отклонений основных параметров работы котлоагрегатов в период эксплуатации / Лысяков А.И., Артeмов И.Н., Ениватoв А.В., Зинкин Д.А., Цыцарева Е.И. – Саранск., 2013. – с. 16 Методика определения потребности в топливе, электрической энергии и воде при производстве и передаче тепловой энергии и теплоносителей в системах коммунального теплоснабжения», МДК 4-05.2004 Утверждена заместителем председателя Госстроя России от 12.08.2003 г. Москва, 2004. с.79. 17 Методика определения потребности в топливе, электрической энергии и воде при производстве и передаче тепловой энергии и теплоносителей в системах коммунального теплоснабжения, ЗАО «Роскоммунэнерго», 2003 г. 18 Методические указания по определению тепловых потерь в водяных тепловых сетях: РД34.09.225-97. – М: СПО ОРГРЭС, 1998 19 Наладка и эксплуатация водяных тепловых сетей : справочник / В.И. Манюк, Я.И. Каплинский, Э.Б. Хиж [и др.]. – 4-е изд. – Москва : ЛИБРОКОМ, 2009 20 Николаев, Ю.Е. Современные проблемы систем теплоснабжения городов и пути их решения / Ю.Е. Николаев, А.И. Андрющенко // Материалы докладов Национальной конференции по теплоэнергетики, г. Казань, 4-8 сентября 2006 г. – Казань: Иссл. центр пробл. энерг. КазНЦ РАН, 2006. –Т.1.– С. 307-310. Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 62

21 Павлов, Д.А. Особенности использования продуктов сгорания природного газа / Д.А. Павлов, М.А. Кочева // Современные наукоемкие технологии. – 2014. – №5–1. – С. 181. 22 Рекомендации и пример расчет энергетической характеристики водяных тепловых сетей по показателю «тепловые потери»: РД 153-34.1-20.597-2001. – М.: СПО ОРГРЭС, 2001. 23 Cканави А.Н. Конструирование и расчет систем водяного и воздушного отопления зданий,-М.: Стройиздат, 2007.-135 с. 24 Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети: Учебник для вузов. – 7 – е изд. Издательство МЭИ,2001.с.472 25 Ширакс 3.Э. Теплоснабжение. -М.: Энергия, 2003. 26 Энергосбережение в теплогенерирующих установках. - М: Энергоатомиздат, 1985 г. 27 Эстеркин Р.И. Котельные установки. Курсовое и дипломное проектирование. - Л.: Энергоиздат, 2009.-280 с. 28 Яковлев Б.В. Повышение эффективности систем теплофикации и теплоснабжения. М.: Новости теплоснабжения, 2008 29 Industrial Waste Heat Recovery Industrial Energy Round Table Kathey Ferland Texas Industries of the Future Riyaz Papar, Hudson Technologies Co. September 21, 2006. Hudson Technologies Combustion & Energy systems LTD. рр. 23-2 30 Panov A.V. Phase-frequency characteristics of capacitive heat exchanger with an active pipe part // Components of scientific and technological progress. № 3(18) 2013. рр. 24-31. Лист БР – 02069964 – 13.03.01 – 14 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 63

БР-02069964-13.03.01-14-20 42 41 100 30 Ж/Д №10 100 66 Ж/Д №4 Ж/Д №5 70 100 58 80 Ж/Д №138 100 57 52 Ж/Д №9 3 100 35 40 39 100 40 Ж/Д №136 50 Ж/Д №1 Детский сад 80 74 50 12 9 Ж/Д №54 Ж/Д №55 51 16 159 4 Ж/Д №8 40 89 80 58 17 50 Ж/Д №6 Ж/Д №7 Перв. примен. 200 143 68 14 15 200 58 100 66 43 80 70 45 13 200 54 Магазин 200 31 56 12 Ж/Д №52 100 60 Ж/Д №21 50 70 80 69 23 62 44 55 Ж/Д №13 47 67 21 Ж/Д №19 70 100 19 14 75 22 60 24 32 59 19 8 82 50 150 32 20 80 23 116 18 Ж/Д №46 35 ДК 50 Мастерская 100 8 200 7 5 30 28 7 36 125 384 2 125 35 50 74 Ж/Д №23 53 50 Отд. полиции 200 60 29 6 12 49 20 1 26 Ж/Д №66a Котельная Ж/Д №13а 50 64 67 74 50 67 27 Ж/Д Ж/Д №29а 70 62 50 Подп. и дата 68 Взам. инв. № Инв. № дубл. 50 100 5 24 100 54 ЖКХ 50 87 65 66 Больница Ж/Д №29 60 Подп. и дата 117 59 Гараж Инв. № подл. 80 4 174 70 100 117 3 50 12 5 48 Ж/Д №14 300 15 200 50 32 Справ. № 50 25 150 200 170 100 198 71 125 114 Школа 46 50 Ж/Д №12 Ж/Д №11 100 26 12 9 100 78 100 15 100 53 200 37 10 50 Ж/Д №22 45 57 200 53 Ж/Д №20 100 200 78 11 Ж/Д №66a 46 31 20 80 70 20 12 50 32 10 77 50 10 37 50 12 79 76 69 Ж/Д №2 44 80 22 36 72 50 40 71 100 31 10 100 33 78 70 81 73 50 50 33 38 55 70 Ж/Д №56 24 27 100 80 35 50 50 Ж/Д №53 34 Ж/Д №3 13 50 63 61 42 62 Ж/Д №28 Ж/Д №25 Условные обозначения диаметр 80 длина БР-02069964-13.03.01-14-20 Совершенствование теплового Изм. Лист № докум. Подп. Дата и гидравлического режима системы Разраб. Игонин К.С. 05.06.20 централизованного теплоснабжения Пров. Ениватов А.В. 12.06.20 с. Атемар Т.контр. Н.контр. Кузнецов А.А. Утв. Левцев А.П. 08.06.2 0 17.06.20 Расчетная схема Копировал Лит. Лист Масса Масштаб Листов 1 ИМЭ, каф ТЭ и ТТ, ЭОП, 405гр, д/о Формат A2

T1 ∅273ģ7,0 T1 ∅273ģ7,0 БР-02069964-13.03.01-14-20 Перв. примен. T2 ∅273ģ7,0 K3 T2 ∅273ģ7,0 K3 K7 K7 K7 K11 K3 K4 K4 K4 Справ. № T2 ∅273ģ7,0 Ду 250/150 K2 K2 K1 T2 25ģ3,2 T2 ∅57ģ3,5 K11 Инв. № подл. Подп. и дата Взам. инв. № Инв. № дубл. Подп. и дата В дренаж K5 K9 K6 T96 25ģ3,2 B1 25ģ3,2 От ввода водопровода B1 ∅57ģ3,5 K12 K10,2 K10,1 Условные обозначения Обозначение Наименование Т1 Трубопровод прямой сетевой воды Т2 В1 Трубопровод обратной сетевой воды Т94 Т95 Т96 В дренаж Трубопровод исходной воды Трубопровод подпиточный Трубопровод дренажный напорный Трубопровод дренажный безнапорный Заслонка поворотная Кран Клапан обратный Клапан предохранительный Клапан регулирующий БР-02069964-13.03.01-14-20 Изм. Лист № докум. Разраб. Игонин К.С. Пров. Ениватов А.В Т.контр. Н.контр. Кузнецов А.А. Утв. Левцев А.П. Совершенствование теплового Подп. Дата и гидравлического режима системы 05.06.20 централизованного теплоснабжения 12.06.20 с. Атемар 08.06.20 17.06.20 Тепловая схема котельной Копировал Лит. Лист Масса Масштаб Листов 1 ИМЭ, каф ТЭ и ТТ, ЭОП, 405гр, д/о Формат A3

К1 К2 К3 К4 Котлоагрегат REX200 Котлоагрегат REX300 Сетевой насос Анти конденсатный насос Насосная станция для исходной воды Насосная станция для подпитки Расширительный бак Грязевик К5 К6 К7 К9 Примечание 1 2 3 3 1 1 3 1 Инв. № подл. Подп. и дата Взам. инв. № Инв. № дубл. Подп. и дата Справ. № Наименование Кол. Поз. Формат Зона Перв. примен. Обозначение Изм. Лист № докум. Подп. Дата Разраб. Игонин К.С. 05.06.20 Пров. Ениватов А.В. 12.06.20 Н.контр. Кузнецов А.А. Утв. Левцев А.П. БР-02069964-13.03.01-14-20 Совершенствование теплового и гидравлического режима системы централизованного теплоснабжения 08.06.20 с. Атемар 17.06.20 Копировал Лит. Лист Листов 1 ИМЭ, каф ТЭ и ТТ, ЭОП, 405гр, д/о Формат A4

K13 T1 ∅273ģ7,0 БР-02069964-13.03.01-14-20 Перв. примен. T1 ∅273ģ7,0 T2 ∅273ģ7,0 K3 T2 ∅273ģ7,0 K3 K7 K7 K7 K11 K3 K4 K4 K4 Справ. № T2 ∅273ģ7,0 Ду 250/150 K1 T2 25ģ3,2 K2 K2 T2 ∅57ģ3,5 K11 Инв. № подл. Подп. и дата Взам. инв. № Инв. № дубл. Подп. и дата В дренаж K6 K5 K9 T96 25ģ3,2 B1 25ģ3,2 От ввода водопровода B1 ∅57ģ3,5 K12 K10,2 K10,1 Условные обозначения Обозначение Наименование Т1 Трубопровод прямой сетевой воды Т2 В1 Трубопровод обратной сетевой воды Т94 Т95 Т96 В дренаж Трубопровод исходной воды Трубопровод подпиточный Трубопровод дренажный напорный Трубопровод дренажный безнапорный Заслонка поворотная Кран Клапан обратный Клапан предохранительный Клапан регулирующий БР-02069964-13.03.01-14-20 Изм. Лист № докум. Разраб. Игонин К.С. Пров. Ениватов А.В Т.контр. Н.контр. Кузнецов А.А. Утв. Левцев А.П. Совершенствование теплового Подп. Дата и гидравлического режима системы 05.06.20 централизованного теплоснабжения 12.06.20 с. Атемар 08.06.20 17.06.20 Лит. Лист Масса Масштаб Листов 1 Тепловая схема последовательного ИМЭ, каф ТЭ и ТТ, включения котлоагрегата №3 ЭОП, 405гр, д/о Копировал Формат A3

К1 К2 К3 К4 Котлоагрегат REX200 Котлоагрегат REX300 Сетевой насос Анти конденсатный насос Насосная станция для исходной воды Насосная станция для подпитки Расширительный бак Грязевик Рециркуляционный насос К5 К6 К7 К9 К13 Примечание 1 2 3 3 1 1 3 1 1 Инв. № подл. Подп. и дата Взам. инв. № Инв. № дубл. Подп. и дата Справ. № Наименование Кол. Поз. Формат Зона Перв. примен. Обозначение Изм. Лист № докум. Подп. Дата Разраб. Игонин К.С. 05.06.20 Пров. Ениватов А.В. 12.06.20 Н.контр. Кузнецов А.А. Утв. Левцев А.П. БР-02069964-13.03.01-14-20 Совершенствование теплового и гидравлического режима системы централизованного теплоснабжения 08.06.20 с. Атемар 17.06.20 Копировал Лит. Лист Листов 1 ИМЭ, каф ТЭ и ТТ, ЭОП, 405гр, д/о Формат A4

Рецензии:

Авторизуйтесь, чтобы добавить рецензию

- у работы пока нет рецензий -

Отзывы:

Авторизуйтесь, чтобы оставить отзыв