Об утверждении Инструкции по определению и оценке потерь топливно-энергетических ресурсов при осуществлении функций контроля (надзора) и проведению энергетических обследований предприятий теплокомм...



Об утверждении Инструкции по определению и оценке потерь топливно-энергетических ресурсов при осуществлении функции контроля (надзора) и проведении энергетических обследований предприятий теплокоммунэнерго и районных котельных

1

РЕСПУБЛІКА КРИМ

РЕСПУБЛИКА КРЫМ

КЪЫРЫМ
ДЖУМХУРИЕТИ

ІНСПЕКЦІЯ З ДЕРЖАВНОГО ГАЗОВОГО НАГЛЯДУ ТА ЕНЕРГОСБЕРЕЖЕННЯ РЕСПУБЛІКИ КРИМ

ИНСПЕКЦИЯ ПО ГОСУДАРСТВЕННОМУ ГАЗОВОМУ НАДЗОРУ И ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЮ РЕСПУБЛИКИ КРЫМ

КЪЫРЫМ ДЖУМХУРИЕТИНИНЪ ДЕВЛЕТ ГАЗ НЕЗАРЕТИ ВЕ ЭНЕРГИЯ КЪОРУВЫ БОЮНДЖА ИНСПЕКЦИЯ

ул. Большевистская, 24,                                                                                                                                               тел./факс: 51-06-05

г.Симферополь, 295000                                                                                                                                   e-mail: insggne@rk.gov.ru

ПРИКАЗ

от 20.02.2015 № 46

Об утверждении Инструкции по  определению и оценке потерь топливно-энергетических ресурсов при осуществлении функций контроля (надзора) и проведению энергетических обследований предприятий теплокоммунэнерго и районных котельных

В соответствии с Федеральным законом от 23 ноября 2009 года №261-ФЗ              «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации», Законом Республики Крым от 28 января 2015 года №77-ЗРК/2015 «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности в Республике Крым», постановлением Совета министров Республики Крым от 27 июня 2014 года № 174 «Об утверждении Положения об Инспекции по государственному газовому надзору и энергосбережению Республики Крым», постановлением Совета министров Республики Крым от 11 сентября 2014 года № 325 «Об утверждении Порядка осуществления регионального государственного контроля (надзора) за соблюдением требований законодательства об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности на территории Республики Крым», -

             

1. Утвердить «Инструкцию по определению и оценке потерь топливно-энергетических ресурсов при осуществлении функций контроля (надзора) и проведению энергетических обследований предприятий теплокоммунэнерго и районных котельных» (прилагается).

2. Опубликовать на официальном сайте Инспекции по государственному газовому надзору и энергосбережению Республики Крым «Инструкцию по определению и оценке потерь топливно-энергетических ресурсов при осуществлении функций контроля (надзора) и проведению энергетических обследований предприятий теплокоммунэнерго и районных котельных».

3. Обеспечить использование указанной «Инструкции по определению и оценке потерь топливно-энергетических ресурсов при осуществлении функций контроля (надзора) и проведению энергетических обследований предприятий теплокоммунэнерго и районных котельных» при осуществлении регионального государственного контроля (надзора) за соблюдением требований законодательства об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности на территории Республики Крым, а также при выполнении энергетических обследований (энергоаудита) в организациях Республики Крым.

4. Контроль исполнения настоящего приказа оставляю за собой.

Начальник Инспекции                                                                       К. Кимаковский

УТВЕРЖДЕНО

приказом Инспекции по государственному газовому

надзору и энергосбережению

Республики Крым

от  20.02.2015 года № 46

ИНСТРУКЦИЯ

по определению и оценке потерь топливно-энергетических ресурсов при осуществлении функций контроля (надзора) и проведению энергетических обследований предприятий теплокоммунэнерго и районных котельных

1. Область применения

Инструкция по определению и оценке потерь топливно-энергетических ресурсов при осуществлении функций контроля (надзора) и проведению энергетических обследований предприятий теплокоммунэнерго и районных котельных (далее – Инструкция) распространяется на всех юридических лиц, независимо от их организационно-правовых форм и индивидуальных предпринимателей, которые расположены на территории Республики Крым и являются потребителями энергетических ресурсов или осуществляют деятельность, связанную с производством, переработкой, преобразованием, транспортировкой, хранением, распределением, учетом и использованием энергетических ресурсов.  Положения настоящей инструкции, установленные в отношении энергетических ресурсов, применяются и в отношении воды, подаваемой, передаваемой, потребляемой с использованием систем централизованного водоснабжения. 

2. Нормативные ссылки

Приведены ссылки на действующие в Российской Федерации нормативные документы:

СНиП 41-03-2003

Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов

СНиП II-35-76

Котельные установки

ГОСТ 2.601-2006

ЕСКД. Эксплуатационные документы

ГОСТ 12.2.003-91

Система стандартов безопасности труда. Оборудование производственное. Общие требования безопасности

ГОСТ 356-80

Арматура и детали трубопроводов. Давления условные, пробные и рабочие. Ряды

ГОСТ 24570-81

Клапаны предохранительные паровых и водогрейных котлов. Технические требования

ГОСТ 25365-82

Котлы паровые и водогрейные. Общие технические требования. Требования к конструкции

ГОСТ 27303-87

Котлы паровые и водогрейные. Правила приёмки после монтажа.

ГОСТ 10617-83

Котлы отопительные теплопроизводительностью от 0,10 до 3,15 МВт. Общие технические условия

ГОСТ 20548-87

Котлы отопительные водогрейные теплопроизводительностью до 100 КВт. Общие технические условия

ГОСТ 20995-75

Котлы паровые стационарные давлением до 3,9 МПа. Показатели качества питательной воды и пара

ГОСТ 21563-93

Котлы водогрейные. Основные параметры и технические требования

ГОСТ Р 53905-2010

Энергосбережение. Термины и определения

ГОСТ 31532-2012

Энергосбережение. Энергетическая эффективность. Состав показателей. Общие положения

ГОСТ 31607-2012

Энергосбережение. Нормативно-методическое обеспечение. Основные положения

3 Определения и сокращения.

В этой Инструкции использованы термины, означающие понятия, определенные в соответствии с ГОСТ указанные в разделе 2 «Нормативные ссылки»:

В Инструкции использованы термины, означающие понятия, определенные в соответствии с Законом Российской Федерации от 23.11.2009 N 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации" (в редакции от 04.10.2014 N 291-ФЗ):

Термин

Определение

Паровой котёл

Прибор, предназначенный для генерации насыщенного или перегретого пара. Может использовать энергию топлива, сжигаемого в своей топке, электрическую энергию (электрический паровой котёл) или утилизировать теплоту, выделяющуюся в других установках (котлы-утилизаторы)

Водогрейный котёл

Прибор для нагрева воды под давлением. «Под давлением» обозначает, что кипение воды в котле не допускается: её давление во всех точках выше давления насыщения при достигаемой там температуре (практически всегда оно выше и атмосферного давления)

Бойлер

Водонагревающее устройство в системе снабжения теплом и горячей водой

Котёл-утилизатор

Прибор, использующий теплоту уходящих газов дизелей или газотурбинных установок, сушильных барабанов, вращающихся и туннельных печей

Экономайзер

Элемент котлоагрегата, теплообменник, в котором питательная вода перед подачей в котёл подогревается уходящими из котла газами. Устройство повышает КПД установки

Срок службы котла расчетный

Срок службы в календарных годах, по истечении которого следует провести экспертное обследование технического состояния основных деталей котла, работающих под давлением, в целях определения допустимости, параметров и условий дальнейшей эксплуатации котла или необходимости его демонтажа; срок службы должен исчисляться со дня ввода котла в эксплуатацию

Контроль технического состояния

Проверка соответствия значений параметра объекта требованиям технической документации и определение на этой основе одного из заданных видов технического состояния в данный момент времени

Предельное состояние

Такое состояние объекта, при котором его дальнейшее применение по назначению недопустимо или нецелесообразно либо восстановление его неисправного или работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно.

Срок службы

Предельное время от начала эксплуатации технического объекта, в течение которого он функционирует с требуемой эффективностью

Экспертное техническое диагностирование

Техническое диагностирование котла, выполняемое по истечении расчетного срока службы сосуда или расчетного ресурса безопасной работы, а также после аварии или обнаруженных повреждений элементов, работающих под давлением, с целью определения возможных параметров и условий дальнейшей эксплуатации

Техническое диагностирование

Определение технического состояния объектов

Наработка

Продолжительность или объем работы объекта, измеряемая в часах, мото-часах, гектарах, километрах пробега, циклов включений и др.

Ресурс

Объём работы или срок эксплуатации, на который рассчитывается машина, здание и т. п. После исчерпания ресурса безопасная работа устройства не гарантируется, ему требуется капитальный ремонт или замена

Нормативные значения параметров пара отопительных котельных

Насыщенная, Р=9-14 атм., t до 225°С

Насыщенная или перегретая, t=250°С; Р=14 атм.

Насыщенная или перегретая, t=370 и 425°С; Р=24 атм.

Номинальное давление пара

наибольшее допустимое давление непосредственно за пароперегревателем, а при его отсутствии непосредственно перед паропроводом к потребителю пара при номинальной паропроизводительности котла

Номинальная температура пара

Температура пара непосредственно за пароперегревателем

КПД брутто котельного агрегата

Соотношение использованной в агрегате теплоты к имеющейся

КПД нетто котельного агрегата

КПД котельного агрегата представляет собой отношение величины использования тепла в котельном агрегате к величине затраченного тепла топлива

Нормальные условия эксплуатации

Группа эксплуатационных режимов, предусмотренная регламентом работы, при  котором отсутствуют какие либо факторы, препятствующие осуществлению функциональных или технологических процессов

3.1. Обозначения и сокращения.

В нормативной документации приняты условные обозначения:

НД

Нормативные документы

СП

своды правил по проектированию и строительству

СНиП

строительные нормы и правила Российской Федерации

ГОСТ

государственные стандарты Российской Федерации в области строительства

4 Общие положения

Данная Инструкция определяет порядок определения объемов неэффективного использования ТЭР во всех организациях независимо от их организационно-правовых форм, которые расположены на территории Республики Крым и являются потребителями ТЭР или осуществляют деятельность, связанную с производством, переработкой, преобразованием, транспортировкой, хранением, распределением, учетом и использованием ТЭР.

Целью применения Инструкции является:

- выполнение расчетов потерь и резервов экономии ТЭР при осуществлении регионального государственного контроля (надзора) за соблюдением требований законодательства об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности на территории Республики Крым и нормативных правовых актов Российской Федерации и Республики Крым (далее - контролирующие органы), при выполнении энергетических обследований (энергоаудита) в организациях Республики Крым, а также при разработке программ в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организациями, осуществляющими регулируемые виды деятельности, организациями с участием государства или муниципального образования Республики Крым;

- ориентация управленческой, научно-технической и хозяйственной деятельности организаций на эффективное использование и экономию ТЭР;

- контроль выполнения требований нормативных документов по поддержанию и повышению технического уровня энергоэффективности оборудования и систем энергоснабжения.

При установлении контролирующими органами фактов расточительного, нерационального, неэффективного расходования ТЭР лицами, указанными
в п.1 Инструкции, произведенных расчетов на основании данной Инструкции, влечет за собой ответственность, установленную законодательством Российской Федерации и Республики Крым.

5. Порядок проведения обследований котельных включает:

- внешнее обследование объекта;

- ознакомление с характеристиками оборудования котельных;

- анализ технической документации с определением количественных и качественных показателей работ и оценкой эффективности использования топлива и энергии в котельной;

- техническое освидетельствование котлов;

- экспресс-испытания котлов;

- определение энергоэффективности котельного агрегата;

- составление перечня мероприятий, применение которых позволит уменьшить расходы энергии в котельной;

- составление итоговых документов.

5.1. Список технической документации, которая представляется при осуществлении контроля и проведении энергетических обследований котельной:

- план и поперечных разрез, а при необходимости и продольный разрез помещений котельной;

- тепловые, гидравлические, тепломеханические и технико-экономические показатели;

- паспорта котлов;

- справка о соответствии системы водоподготовки проекта;

- справка о наличии и характеристики питательного оборудования и соответствии их проекту;

- технические отчеты режимно-наладочных испытаний котлов, включая итоги испытаний в виде режимных карт;

- планы мероприятий по энергосбережению и состояние их выполнения;

- отчеты и эксплуатационная документация, включая результаты эксплуатационной проверки контрольно-измерительных приборов и схем их подключения, а также точность учета данной заказчиком тепловой энергии;

- отчеты и эксплуатационная документация процессов системы автоматического регулирования для паровых (водогрейных) котлов.

6. Анализ технической документации котельной

6.1. К основным количественным показателям работы котельной относится:

- Производство теплоты (пара) в течение года;

- Полезный отпуск теплоты (пара) в течение года;

- Расход топлива в течение года;

- Годовой расход условного топлива в течение года;

- Расход электроэнергии в течение года;

- Годовой расход воды в течение года;

6.2. К основным качественным показателям работы котельной относится:

- КПД брутто котельной установки;

- КПД нетто котельной установки;

- Средняя нагрузка котельных агрегатов;

- Себестоимость производства теплоты (пара)

- Коэффициент использования установленной мощности котельной;

- Количество часов использования установленной мощности котельной;

- Удельный расход натурального топлива на производство единицы теплоты;

- Удельный расход воды на подготовку теплоносителя;

- Удельный расход условного топлива на производство единицы теплоты;

- Удельный расход электроэнергии на производство единицы теплоты;

Основные количественные и качественные показатели работы котельной должны  находиться  у руководителя предприятия, которому подчинена котельная. В случае отсутствия этих показателей они определяются расчетным методом с использованием исходных данных отчетно-эксплуатационной документации.

6.3. Расчетным методом определяют значения основных количественных показателей работы котельной по формуле:

Производство теплоты (пара), в течение года:

                                   , Гкал/год,                                                              (6.1)

где - количество теплоты (пара), отпущенной потребителю, Гкал/год; - расход теплоты на собственные нужды котельной, Гкал/год.

К общекотельным потерям и расходам теплоты (пара) на собственные нужды относится:

- расход пара на деаэраторы питательной воды;

- потери теплоты в трубопроводах питательной воды и с дренажами:

- расходы теплоты и привод питательных насосов, химводоочистка и обогрев открытого оборудования;

- расход теплоты на отопление и горячее водоснабжение котельной;

- потери теплоты с непрерывной нормированной продувкой;

- расход теплоты на распыление и разогрев мазута;

- потери теплоты при пусках и остановках котлоагрегатов;

- расходы на отопление теплиц для разморозки топлива на складе;

Расход теплоты (пара) на топливное хозяйство и подготовку топлива, а также теплота, которая расходуется на подогрев воздуха в калориферах, к потерям и расходам котельной на собственные нужды не относится и определяются в качестве служебных расходов при выборе теплопроизводительности котельной.

Полезный отпуск теплоты (пара) в течение года:

                                    , Гкал/год,                                             (6.2)

где - расход теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение; - расход теплоты (пара) на производственные и технологические нужды.

Расходы топлива в течение года:

                                   , кг/год,                                                                     (6.3)

где  - низшая теплота сгорания топлива, ккал/кг, ккал/м³; - коэффициент полезного действия котельной установки (брутто),

Годовой расход условного топлива:

                                   , кг у.т./год,                                                               (6.4)

Годовой расход электроэнергии определяют по рекомендациям, приведенным в п. 7.11.

6.4. Расчетным методом определяют значения основных качественных показателей работы котельной по формулам:

Величина КПД брутто котельной установки:

                                    , %.                                                                    (6.5)

Величина КПД нетто котельной установки:

                                    , %,                                                                      (6.6)

Средняя нагрузка котельной:

                                      , Гкал/год,                                                                       (6.7)

где E - производство теплоты в Гкал; Z - количество часов периода, которые рассматриваются.

Коэффициент использования установленной мощности:

                                       ,                                                                                 (6.8)

где - установленная мощность, включая резервные агрегаты, Гкал.

Количество часов использования установленной мощности:

                                                                                      (6.9)

Удельный расход натурального топлива на производство единицы теплоты:

                                      , кг/Гкал,                                                                        (6.10)

Удельный расход условного топлива на единицу произведенной и отпущенной теплоты:

                     кг у.т./Гкал;             кг у.т./Гкал;                     (6.11)

Себестоимость тепловой энергии:

                                        руб./Гкал,                                                         (6.12)

где - суммарные издержки производства в течение года, руб.;

Суммарные затраты на производство включают: расходы на топливо, заработную плату с отчислениями, амортизация в процентах от стоимости основных фондов, текущие ремонты, общекотельные расходы.

- отпуск теплоты потребителям в течение года, Гкал.

Расход теплоты на подогрев подающего воздуха в калориферах для котлоагрегата:

                                     Гкал/час,                                          (6.13)

где - коэффициент избытка воздуха на входе в воздухонагревателя; - расход топлива котлоагрегатом, кг/час [м³/час]; - объем воздуха, теоретически необходимый для сгорания топлива, м³/кг [м³/м³]; - средняя теплоемкость воздуха, ккал /м∙°C; - температуры воздуха после и до калорифера, °C.

Расход теплоты на подогрев подающего воздуха в калориферах для размораживания твердого топлива в теплицах:

                                     , Гкал/час,                                        

где - коэффициент, который зависит от вида топлива: для угля = 0,73, для газа и мазута = 0,6; - температурный перепад нагрева дутьевого воздуха, °C; - номинальная теплопроизводительность котельного агрегата, Гкал /час.

6.5. Количественные и качественные показатели работы котельной анализируются путем сравнения их с проектными показателями котельной, а также с нормативными показателями, приведенными в Приложениях 1, 2, 3, 4. Результаты анализа позволяют установить неэффективные затраты энергии и ее фактические потери котельной установкой.

Целью дальнейшей проверки является выявление фактических потерь топлива и энергии отдельными элементами котельной установки.

7. Определение энергоэффективности (теплового баланса) котельного агрегата

7.1. Тепловой баланс котельного агрегата составляется для определения экономических показателей его работы и дает представление о доскональности процессов горения топлива.

Тепловым балансом устанавливается равенство поступления и расходы теплоты с отнесением к расходу теплоты в виде теплоты использованной, так и тепловых потерь, которые всегда имеют место в котельном агрегате.

При сжигании всех видов топлива, кроме сланца, и в случае, когда топливо и воздух, поступающие в топку котла подогреваются, приходная часть баланса котла определяется теплотой, выделяющейся при сгорании топлива, то есть рассчитываемая теплота равна теплоте сгорания топлива: .

7.2. Уравнение теплового баланса котельного агрегата отнесено к 1 кг твердого или жидкого топлива, или до 1 м³ газообразного топлива имеет вид:

                              , ккал/кг [ккал/м³],                       (7.1)

или в процентах от теплоты, вносимой в топку котла:

                              , %.                                                (7.2)

В формулах (7.1), (7.2):

- полезная теплота, ккал/кг [ккал/м³], (%);

- теплота теряется с уходящими газами, ккал/кг [ккал/м³], (%);

- теплота теряется от химической неполноты сгорания, ккал/кг [ккал/м³], (%);

- теплота теряется вследствие механической неполноты сгорания, ккал/кг [ккал/м³], (%);

- теплота теряется в окружающую среду, ккал/кг [ккал/м³], (%);

- теплота теряется со шлаком и золой, ккал/кг [ккал/м³], (%);

7.3. В случаях, когда топливо и воздух, поступающие в топку котла, подогреваются за счет сторонних источников теплоты, приходную часть теплового баланса определяют по формуле:

                       , ккал/кг [ккал/м³],                                  (7.3)

где - рассчитанная теплота на 1 кг топлива; - теплота, вносится в котельный агрегат с воздухом, который нагревается в калорифере, ккал / кг; - физическое тепло топлива, в случае, когда топливо подлежало предыдущей сушке, ккал/кг; - теплота, вносимая в котельный агрегат форсуночный парой, ккал/кг; - теплота, затраченная на распад корбанатов в тех случаях, когда она не учтена в теплоте сгорания, ккал/кг.

Расход теплоты на подогрев воздуха, поступающего в котельный агрегат, определяют по формуле:

                                , ккал/кг [ккал/м³],                                                   (7.4)

где - отношение количества воздуха на входе в воздухоподогреватель к теоретически необходимому; ; - количество воздуха, поступающего в подогреватель от вентилятора, м³/ч; - количество воздуха, теоретически необходимое для горения топлива, м³/кг; B - затраты рабочего топлива, кг/час; - энтальпия подогретого воздуха, ккал/кг;  - тоже самое холодного воздуха, ккал/кг.

Физическое тепло топлива определяют по формуле:

                                , ккал/кг [ккал/м³],                                                           (7.5)

где - теплоемкость рабочего топлива, ккал/кг∙°C (принимается справочно);

- температура топлива, °C (принимается справочно).

Теплоту, которая вносится в котельный агрегат с форсуночным паром, определяют по формуле:

                               , ккал/кг [ккал/м³],                                                  (7.6)

где - расход пара, кг/кг; - энтальпия пара, ккал/кг.

7.4. В случаях, когда величина паровой продувки не превышает 2% и насыщенный пар не расходуется, полезную теплоту, которая произведена котельным агрегатом, определяют по формуле:

                               , ккал/кг [ккал/м³],                                                   (7.7)

где D - расход перегретого пара, кг/час; В - количество топлива, которое потрачено на производство пара, кг/час; - энтальпия перегретого пара, ккал/кг (справочно); - энтальпия питательной воды, ккал/кг (справочно).

7.5. Коэффициент полезного действия котлоагрегата (брутто) определяют по формуле:

                                          ,                                                                             (7.8)

или в процентах:

                                         , %.                                                               (7.9)

Определяется КПД котлоагрегата по прямому или обратному балансу.

КПД брутто котлоагрегата по прямому балансу для водогрейного котла определяется по формуле:

                            , %,                                                                                    (7.10)

где – количество воды, подаваемой на котел, кг/час;

– температура воды "до" и "после" котла, °С;

С – удельная теплоемкость воды, ккал/кг град;

– расход топлива определяется приборами, кг/час;

– низшая теплота сгорания топлива, ккал/кг.

Для парового котла, когда учитывается тепло продувочной воды:

,                                                         (7.11)

где – энтальпия пара, котловой (продувочной) и питательной воды, ккал/кг (приложение 13);

– количество вырабатываемого пара, кг/час (определяется приборами).

- количество продувочной воды, кг/час, определяется приборами учета, а в случае отсутствия – по результатам химического анализа воды (котловой и питательной), кг/час, а именно:

,                                                                                     (7.12)

где – значение процента непрерывной продувки, которое определяется по формуле:

   , %,                                                                                    (7.13)

где  – щелочность котловой воды;

– щелочность питательной воды.

– щелочность сконденсированного пара (конденсата).

Нормативную величину непрерывной продувки котлов при давлении пара до 14 кг/см² следует принимать не более 10% производительности котлов, при большем давлении пара – не больше 5% или значений данных режимных карт при проведении водно-химического режима котлов.

Сверхнормативный расход условного топлива (кг у.т.), при превышении непрерывной продувки выше разрешенной, определяется по формуле:

,                                                                      (7.14)

КПД котла по обратному балансу определяется по формуле:

,                                                                      (7.15)

где – КПД котлоагрегата брутто, %;

– допустимое значение процента непрерывной продувки.

Границы использования расчета КПД котлоагрегатов по обратному балансу

Обратный баланс применяется для анализа всех видов топлива кроме сланцев, и в случае отсутствия расхода пара на дутье и распыления мазута. Если указанные условия выдерживаются, тогда рассчитываемое тепло на 1 кг или 1 м³ топлива будет равняться значению нижней теплоты сгорания топлива и это позволяет применить уравнение обратного баланса котлоагрегата.

Коэффициент полезного действия (нетто) котельной установки определяют по формуле:

                                    , %,                                               (7.16)

где - расход энергии в пересчете на теплоту на собственные нужды котельной (насосы, вентиляторы, дымососы и т.д.), ккал/час, которая составляет около 4%.

7.6. Потери теплоты с уходящими газами являются крупнейшими из всех тепловых потерь в котлоагрегате. Величина в котлоагрегатах большой мощности составляет 4-8%, а в устаревших котлах небольшой мощности - 10-20%. Эта потеря происходит потому, что продукты сгорания топлива, которые выносятся из котлоагрегата, имеют высокую температуру (в больших агрегатах 115-150°C, а в малых - еще выше).

Потерю теплоты с уходящими газами без учета количества воздуха, поступающего через неплотности в топке на газоходах, определяют по формуле:

                                , ккал/кг [ккал/м³],                                                    (7.17)

где - энтальпия уходящих газов, ккал/м³, - то же самое холодного воздуха, ккал/м³.

Потерю теплоты с уходящими газами с учетом количества воздуха, поступающего через неплотности в топке на газоходах, определяют по формуле:

                                , ккал/кг [ккал/м³],                                            

где - коэффициент избытка воздуха, который учитывает количество воздуха через неплотности, - энтальпия теоретического количества холодного воздуха, поступающего в агрегат.

Физический смысл формулы : с понижением температуры окружающего воздуха уменьшается его энтальпия и потери теплоты увеличиваются; с увеличением количества воздуха, поступающего через неплотности в котельный агрегат уменьшается и потери теплоты увеличиваются. Уменьшение значения происходит в соответствии с формулой:

                                       ,

где – коэффициент избытка воздуха на выходе из топки; – коэффициенты, характеризующие величину присасывания воздуха соответственно в топке и других конструктивных элементах котлоагрегата.

7.7. Потери теплоты от химической неполноты сгорания возникают из-за неудовлетворительного использования кислорода воздуха и неудовлетворительной аэродинамики топки. Кроме того, могут быть и другие причины: недостаточное общее количество воздуха, низкая температура в топочном пространстве. В топках рациональной конструкции при нормальной их эксплуатации составляет 1-2%.

Потерю теплоты от химической неполноты сгорания определяют по формуле:

                                 , ккал/кг,                                                               (7.18)

где CO - наличие в дымовых газах окиси углерода, %.

                                 - объем сухих газов.

В случаях, когда имеющийся приборный парк не позволяет выявлять в дымовых газах наличие метана и водорода, возможно применение формулы:

                            

При сжигании твердого топлива шлак и провал, выделяемые из топки, а также летучая зола, выносится в газоходы, содержат определенное количество горючих веществ (углерода). Значение колеблется в широких пределах - от 1-2% в крупных камерных топках, до 10-15% в мелких установках.

7.8. Потерю теплоты от механической неполноты сгорания топлива определяют по формуле:

                     , %,                            (7.19)

где ,- частицы золы топлива в шлаке, провале и в выбросах, (лабораторно);

, - содержание горючих в шлаке, провале и выбросах, % (лабораторно);

- зольность на рабочую массу топлива, % (справочно).

7.9. Потери теплоты поверхностями котла в окружающую среду с достаточно высокой точностью определяют по формуле:

                        , ккал/кг,                                         (7.20)

где - суммарная внешняя поверхность котла, м²; В - расход топлива котлом, кг/час; м³/час; - коэффициент теплообмена стенок котла конвекцией, принимать 6,3 ккал/м²∙°C∙час; - коэффициент теплообмена стенок котла излучением, принимать 5,8 ккал/м²∙°C∙час; , , - температуры, °C соответственно стенок котла, воздуха в котельной, внутренних поверхностей наружных ограждений котельной.

Для определения потери теплоты по формуле (7.20) необходимы приборные замеры температур внешних элементов котла.

При проведении балансовых, эколого-наладочных и других испытаний более целесообразно пользоваться нормативными значениями , которые приведены в  Таблице 1.

Таблица 1

Нормативные потери теплоты в окружающую среду паровыми и водяными котлами с хвостовыми поверхностями нагрева

Номинальная паропроизводительность парового котла, , т/час

Номинальная теплопроизводительность водяного котла, , Гкал/час

Потеря теплоты, , %

2

4

6

8

10

14

18

20

40

60

80

100

300

500

700

1,12

2,24

3,36

4,48

5,60

7,84

10,08

11,20

22,40

33,60

44,80

56,00

168,00

-

-

3,6

2,8

2,38

2,0

1,6

1,55

1,3

1,2

1,1

0,8

0,75

0,6

0,4

0,38

0,35

При нагрузках паровых котлов, которые отличаются от номинальных более 25%, потерю теплоты в окружающую среду определяют по формуле:

                                                 , %,                                                               (7.21)

где - номинальная паропроизводительность котла, т/час;

D - фактическая паропроизводительность котла, т/час.

Формула (7.21) показывает, что абсолютная потеря теплоты котлом от охлаждения его стенок мало меняется в зависимости от нагрузки и относительная потеря теплоты практически обратно пропорциональна фактической нагрузке.

Для котлов с номинальной паропроизводительность т/час потери теплоты в окружающую среду = 0,2%.

Для водогрейных котлов потерю теплоты от охлаждения стенок следует принимать по данным табл. 1. в зависимости от теплопроизводительности котла.

Потерю теплоты паровыми и водогрейными котлами можно также определять по формуле:

                                                                                     (7.22)

7.10. Потерю теплоты с физическим теплом шлаков определяют по формуле:

                                     , %,                                                               (7.23)

где c - теплоемкость золы (справочно); - температура шлака, °C (справочно).

7.11. Расходы электроэнергии на производство теплоты котельной равна сумме расходов на производственные и бытовые (освещение) потребности.

Расход электроэнергии на производственные нужды определяется по формуле:

                                      ,                                               (7.24)

где ,,…- мощность электродвигателей вспомогательных механизмов котельной установки: вентиляторов, дымососов, насосов, мельниц и др., кВт; ,,…- продолжительность работы оборудования, час.

Расход электроэнергии на бытовые (освещение) потребности определяют по формуле:

                                                 ,                                                                       (7.25)

где - мощность установленных светильников, кВт;

- число часов работы светильников, час.

Приборное определение расхода электроэнергии вспомогательными механизмами котельной определяют с помощью переносных ваттметров (одно- или трехфазных) классом точности 0,2-0,5 или электрическими счетчиками классом точности 0,5-1,0.

7.12 Определение и оценка эффективности работы градирен.

Эффективность работы градирен необходимо выполнять с помощью указанных номограмм, Приложение 15.

Для этого:

• определяются фактические гидравлические нагрузки градирни по формуле:

                                                ,                                                                 (7.26)

где - расход пара на конденсатор, охлаждаемый данной градирней, кг/час; ккал/час;

- нагрев циркуляционной воды в конденсаторе, охлаждаемый данной градирней, °C;

• согласно технической документации определить проектное (паспортное) значение поверхности градирни S (м²);

• определить удельную гидравлическую нагрузку градирни q (м³/м²•час) по формуле:

                                                  ,                                                                     (7.27)

• определить относительную влажность воздуха по данным метрологической службы, или по данным измерений температуры воздуха с помощью сухого и мокрого термометра;

• по номограмме г) определить поправку к нормативному значению температуры охлажденной воды (°С);

• по значениям q и с помощью прилагаемой номограммы определить расчетное значение охлажденной воды (°С);

• определить нормативное значение температуры охлажденной воды (°С) по формуле:

                                          

• сравнить нормативное и фактическое значение охлажденной воды и определить их разность ()

                                                 

Если подсчитанное значение будет иметь знак (+), значит более эффективная эксплуатация градирни. Если подсчитанное значение будет иметь знак  (-), то возможное ухудшение эффективности эксплуатации градирни.

Причинами ухудшения могут быть:

• неравномерное распределение струй воздуха в башне градирни;

• недостаточное измельчение капель воды;

• недостаточная тяга воздуха обусловлена неплотностями башни, или неэффективной работой вентиляторов (для вентиляторных градирен).

7.13. В расчетах, таблицах и формулах характеристики воздуха газа и продуктов сгорания приведены к нормальным физическим условиям по температуре давления: 273,15 К (0°C), 101325 Па = 760 мм рт.ст. = 1,0332 кгс/см².

Расчеты за использованный газ ведутся по расходу газа, приведенных к нормальным техническим условиям (стандартный газ): 293,15 К (20°C), 101325 Па = 760 мм рт.ст. = 1,0332 кгс/см².

Рабочие показания счетчиков газа в м³/час приводят к нормальным условиям, то есть к нм³/час по формуле:

                                            ,                                                                   (7.28)

где - объем газа по показаниям счетчика, м³; - абсолютное давление газа перед счетчиком, кПа; ; - барометрическое давление, кПа; - избыточное давление, кПа; - абсолютная фактическая температура газа перед счетчиком, К; .

Расход газа приводит к различным по температуре и давлению значениям, путем введения поправочного множителя из Таблицы 2.

Таблица 2

Условия приведения расхода газа

0°C и

760 мм рт.ст.

15°C и

760 мм рт.ст.

20°C и

760 мм рт.ст.

15°C и

1 бар

20°C и

1 бар

0°C и

760 мм рт.ст.

1,0

1,0549

1,0732

1,0688

1,0874

15°C и

760 мм рт.ст.

0,5479

1,0

1,0174

1,0132

1,0308

20°C и

760 мм рт.ст.

0,9318

0,9829

1,0

0,9959

1,0132

15°C и 1 бар

0,9355

0,9869

1,0041

1,0

1,0174

20°C и 1 бар

0,9126

0,9700

0,9869

0,9829

1,0

Примечание: Для пересчета расхода газа по заданным условиям (левый столбец) в нужные (верхняя строка) необходимый множитель находят на пересечении строк и столбцов. Например, чтобы заданную при 20°C и 760 мм рт. ст. расход газа пересчитать в расход при 0°C и 760 мм рт. ст. необходимо ее величину умножить на 0,9318.

8. Определение энергоэффективности котельного агрегата по упрощенной методике М.Б. Равича

8.1. Определение составляющих теплового баланса котельного агрегата по полной нормативной методике требует много времени и большого количества исследовательских замеров.

При сжигании в котельных агрегатах жидкого и газообразного топлива значительное снижение трудоемкости измерений и сокращения времени может быть достигнуто при использовании для определения составляющих теплового баланса упрощенной методики М.Б. Равича (далее УМ).

Согласно УМ, для определения составляющих теплового баланса котельного агрегата, работающего на газовом топливе, необходимо приборно-аналитическим методом определить такие характеристики топлива:

- жаропроизводительность топлива - максимальная температура, которая достигается при полном сжигании топлива с теоретически необходимым количеством воздуха без подогрева топлива и воздуха; , °C;

- количество теплоты, выделяющейся при полном сгорании топлива, в пересчете на 1 м³ сухих продуктов сгорания, Р , ккал/м³;

- химический состав сухих продуктов полного сгорания топлива.

8.2. С помощью указанных характеристик можно точно выполнять сравнительные теплотехнические расчеты и определять потери теплоты котельным агрегатом с уходящими газами и от химической неполноты горения , не выполняя при этом приборных анализов состава топлива и теплоты его сгорания. Объем приборных измерений сводится к определению состава уходящих продуктов сгорания и их температуры.

Справка:

- жаропроизводительность природного газа равна = 2010°C;

- количество теплоты, выделяющейся при полном сгорании природного газа в пересчете на 1 м³ сухих продуктов сгорания Р = 1000 ккал/м³;

- максимальное содержание в сухих продуктах сгорания природного газа = 11,8% (для мазута - 16%, для угля - 19-20%).

Потерю теплоты котельным агрегатом с уходящими газами определяют по формуле:

                                         , %,                                                             (8.1)

где - температура продуктов сгорания, °C; Z - расчетный параметр (по данным                 Приложения 5); t – температура воздуха.

8.3. Потерю теплоты котельным агрегатом от химической неполноты сгорания топлива определяют путем анализа состава продуктов сгорания.

Состав продуктов сгорания газового топлива включает следующие основные компоненты: ,,,. Теплота сгорания 1 м³ не разбавленного воздухом продуктов сгорания газового топлива Р = 1000 ккал. Запас химической теплоты в дымовых газах, т.е. теплоту сгорания имеющихся у них горючих элементов содержат , и .Теплота сгорания 1 м³ равна 3000 ккал; - 2580 ккал - 8500 ккал. Соответственно, каждый процент в продуктах сгорания имеет запас теплоты 30 ккал, водорода - 25.8; метана - 85 ккал.

Потерю теплоты от химической неполноты сгорания топлива определяют по формуле:

                               , %,                                        (8.2)

где h - расчетный параметр, характеризующий изменение объема продуктов сгорания по сравнению с теоретическим объемом, то есть таким объемом, когда они не разбавлены воздухом (определяется по данным анализа газов).

Потери теплоты стенками котлоагрегата принимают на уровне 1%.

                                       ,                                                                                        (8.3)

                 , %                                                 (8.4)

Нерациональные потери топлива вследствие химической неполноты сгорания определяются по формуле:

                          кг у.т./час                                                              (8.5)

8.4. Потерю теплоты котлоагрегатом в окружающую среду (рекомендации приведены в разделе 7).

Примерно (± 10%) номинальной теплопроизводительности котла можно определить по формуле:

                                                 ,                                                                                           (8.6)

где – коэффициент полезного действия котла нетто; – тепло, поступившее в котлоагрегат от сгорания топлива за минусом потерь тепла, предусмотренных тепловым балансом котла.

Если потери на собственные нужды котла определены отдельно и в общий тепловой баланс не входят, номинальную теплопроизводительность котла можно принимать по значению полезно использованной теплоты из теплового баланса котла.

Для паровых котлов паропроизводительностью менее 2,5 т/час и температурой наружной поверхности более 45°C определяется по формуле:

                                         ,                                                                                           (8.7)

где F – внешняя поверхность котла, м²;

q – усредненная по фактическим температурам поверхности – удельная потеря тепла на 1 м² наружной поверхности, которые принимаются при обмуровке среднего качества 350-450 ккал/м²час;

- расход топлива, м³/час, (кг/час);

– нижняя теплота сгорания топлива, ккал/м³ (ккал/кг).

Фактические потери в окружающую среду обусловлены, главным образом, ухудшением качества термоизоляции топочных камер и газоходов котла.

Качество изоляции котлов контролируется путем непосредственного измерения удельных потерь тепла приборами.

Нерациональные потери в окружающую среду определяются по формуле:

                                      , кг у.т./час.                                                                 (8.8)

9. Определение потерь энергоресурсов в котлоагрегатах

9.1. Потери (сверхнормативный расход) топлива от невозврата конденсата.

Решение указанной задачи можно выполнить по упрощенной методике.

Потери конденсата компенсируются дополнительной питательной водой на нагрев которой расходуется теплота:

                                         ,                                                                                          (9.1)

где – энтальпия насыщенного пара;

– энтальпия питательной воды;

– количество питательной воды.

Кроме указанного, необходимо также учитывать расход теплоты на технологию водоподготовки:

                                       .                                                                                                              (9.2)

При отсутствии приборов учета процент возврата конденсата по химическим анализам определяется:

                                 ,                                                              (9.3)

где – нормативный % возврата конденсата в котельную согласно проекту;

Примечание. При отсутствии проектных или других данных о возврате конденсата в котельную по производству принимается значение - 95% или по справке предприятия.

,, - щелочность хим. очищенной, питательной воды и конденсата определяется на основе среднесуточных анализов персоналом предприятия при зимних и летних нагрузках (по справке предприятия).

Подсчет сверхнормативного расхода топлива:

          ∆;             ∆,                                   (9.4)

где Q – количество тепла, производимого котельной за определенное время (по справке предприятия за сезон зима-лето);

К – коэффициент перевода из натуральных единиц в условное топливо в зависимости от калорийности топлива (для природного газа – К=1,15, для мазута – К=1,43);

20 – коэффициент, учитывающий потери теплоты (средние значения) на подготовку воды при атмосферной деаэрации в % от количества произведенной теплоты котлоагрегатом;

0,64 - калорийный эквивалент перевода условного топлива в натуральное.

9.2. Потери топлива в связи с частыми пусками и остановками котла.

На одну растопку из холодного состояния котла расходуется  по формуле:

, а на одну растопку после 12-часового простоя:

                                   ,                                                                                             (9.5)

где – номинальная теплопроизводительность котлоагрегата, Гкал/час.

9.3. Расходы топлива на деаэратор питательной воды.

Расход топлива на деаэратор питательной воды определяют по формуле:

                                       , т/час,                                                                                          (9.6)

где d – расход пара в % от ;

– количество пара, произведенного котельной, т/час.

9.4. Потери (сверхнормативный расход) топлива при нерациональной загрузке котлоагрегатов.

Для определения потерь топлива при нерациональной загрузке котлоагрегата необходимо по данным приборных измерений или расчетным данным построить график зависимости величины КПД котлоагрегата от его тепловой нагрузки (см. Рис.1.).

По данным графика можно определить, как влияет на величину КПД котлоагрегата характер тепловой нагрузки: превышение или уменьшение теплопроизводительности за ее оптимальную зону ведет к снижению КПД котлоагрегата и потерь топлива, количество которых определяют по формуле КПД с последующим переводом в нужные единицы.

Рис.1. Форма графика для определения зоны оптимальной нагрузки котла.

9.5. Определение годовых (сезонных) сверхнормативных расходов (потерь) топлива при отклонении КПД от нормативных значений

                                 ∆;

                                 ∆,                                                            (9.7)

где, – удельная норма расхода топлива подсчитывается по данным инструментальных измерений ("фотография" работы котлоагрегата);

– удельная норма топлива подсчитывается по данным технического отчета режимных испытаний и соответствующей нагрузки (в случаях отсутствия технического отчета – по нормам расхода топлива котлоагрегатов при номинальной нагрузке;

– годовая (сезонная) выработка тепла (Гкал) котлоагрегата по справке предприятия.

9.6. Потери (сверхнормативный расход) тепла при утечках через неплотности соединений.

Точному аналитическому решению указанная задача не подлежит: Необходимо знать размеры неплотностей, через которые происходят утечки теплоносителя. Примерно для технологических потребителей пара потери пара и конденсата через неплотности можно определять по формуле:

                                       ,                                                                                          (9.8)

где 1,25 – коэффициент запаса; – годовой отпуск пара потребителям; μ – доля возврата конденсата.

9.7. Потери (сверхнормативный расход) топлива в зависимости от температуры питательной воды.

Приблизительно изменение температуры питательной воды на 10°C приводит к увеличению или уменьшению общего расхода теплоты, производимой котлом, на 1%.

9.8.  Потери (сверхнормативный расход) топлива при недозагрузке котла.

Известно, что с увеличением теплопроизводительности котла удельные потери в окружающую среду уменьшаются, а удельные потери с уходящими газами , химическим и механическим недожогами увеличиваются. Сначала снижение потерь больше потерь и КПД котла возрастает, но затем потери растут быстрее, чем снижение и КПД начинает снижаться.

Если знать зависимость КПД котла от тепловой нагрузки можно установить потери топлива при недозагрузке котла в режиме пониженного давления и рациональный режим его работы.

Для этого, по экспериментальным данным необходимо построить график зависимости КПД от тепловой нагрузки котла. Форма графика приведена на Рис.2. Зная величину недозагрузки котла, по данным графика определяют величину КПД, а затем по известной формуле КПД определяют количество полезной энергии произведенной котлом и общие потери энергии котлом. При необходимости общие потери котла от недозагрузки переводят в нужные единицы.

Рис.2. График зависимости КПД котла от его теплопроизводительности.

9.9. Величины потерь теплоты котлов и вспомогательного оборудования котельных.

• Сверхнормативное повышение коэффициента избытка воздуха на 0,2 (1,6 вместо 1,4) повышает потери теплоты с уходящими газами на 1-2%, КПД котлоагрегата снижается на 2%, потери топлива повышаются на 2,5-3%.

• Нарушение обмуровки котла на 30% и более приводит к сверхнормативным потерям теплоты на 1-2%.

• Увеличение объема продуктов сгорания топлива на 80-90% за счет разбавления их воздухом, увеличивают потери теплоты от химической неполноты сгорания топлива в 2 раза.

• Отклонение содержания в уходящих газах от оптимального значения на 1% увеличивает сверхнормативный расход топлива котлоагрегатом на 0,6%.

• Наличие накипи на внутренней поверхности котла толщиной 1 мм увеличивает расход топлива на 2%.

• Увеличение продувки котла против нормативных значений на 1% эквивалентно сверхнормативному расходу топлива на 0,3%.

• Отклонение нагрузки котла от оптимального на 10% в сторону уменьшения приводит к сверхнормативному расходу топлива на 0,2%, а в сторону увеличения - на 0,5%.

9.10. Определение потерь и сверхнормативного расхода тепла через термоизоляцию оборудования.

Потери тепла через термоизоляцию зависят от качества и фактического состояния изоляционных материалов, температур рабочего тела в оборудовании, контролируемой и окружающей среды.

Для оценки потерь тепла через термоизоляцию необходимо выполнить следующие действия:

• определить из какого материала выполнена термоизоляция на обследованном оборудовании, а также толщину  (м) слоя этой изоляции;

• определить номинальное значение коэффициента теплопроводности , (Вт/м°С) теплоизоляционного материала;

• определить номинальное значение термического сопротивления теплоизоляционного материала по формуле:

                                                 (м²°С/Вт).                                                               (9.9)

• определить температуру рабочего тела во внутренней среде контролируемого оборудования – ;

• по значениям и R по номограмме определить номинальное значение удельных потерь тепла через термоизоляцию (Вт/м²), а также номинальное значение температуры наружной поверхности теплоизоляции (°С);

• определить фактическое значение температуры наружной поверхности теплоизоляции (°С);

• по номограмме определить значение фактических потерь тепла через термоизоляцию (Вт/м³);

• определить сверхнормативные потери тепла через термоизоляцию по формуле:

                                            ,                                                                     (9.10)

где S (м²) – внешняя поверхность теплоизоляции контролируемого оборудования, определяется по проектной документации или путем замеров.

Характерными причинами сверхнормативных потерь тепла через термоизоляцию являются:

• повышенная влажность термоизоляции;

• повреждение слоя термоизоляции.

9.11. Определение потерь (сверхнормативного расхода) ТЭР вследствие ухудшения вакуума в конденсаторах турбин.

Для определения потерь ТЭР вследствие ухудшения вакуума в конденсаторах турбин необходимо:

- по технической документации определить значение теплообменной поверхности конденсатора , (м²);

- измерить расход пара на конденсатор (по данным штатных приборов) (т/час);

- учесть удельную паровую нагрузку конденсатора по формуле:

                                                                                                                      (9.11)

- измерить температуру охлаждающей воды °С;

- по значениям по номограмме определить нормативное значение вакуума (%) и соответствующее значение давления пара в конденсаторе и ее энтальпии ;

- определить (измерить) фактическое значение вакуума и фактические значения и (по номограмме);

- вычислить уменьшение (или увеличение) рабочего теплоперепада , кДж/кг по формуле:

                                                                                                                         (9.12)

- вычислить сверхнормативный расход (или экономию) ТЭР, (кДж/час), что обусловлено отклонением от нормативного значения, по формуле:

                                                                                                                (9.13)

где - внутренний КПД турбины (можно принять среднее значение 0,8);

- КПД котла (можно принять среднее значение 0,85 ... 0,9).

10. Обследование котельного оборудования (фотография эксплуатационного режима котла)

10.1. Обследование котельного оборудования (фотография эксплуатационного режима котла) проводятся с целью определения его энергоэффективности. Форма фотографии работы котельного агрегата приведена в Приложении 14.

В состав измерительных параметров, которые необходимо определить для котла на газовом топливе, относятся:

1. Паропроизводительность по показателям щитового прибора.

Паропроизводительность парового котла определяют по показателям эксплуатационного поверенного расходомера (диафрагмы, соединенной с дифманометром) и сравнивают с номинальной паропроизводительностью, указанной в режимной карте котла.

Если расходомер не работает или он не поверенный, тогда фактическую паропроизводительность определяют по формулам:

пара с давлением 14 кгс/см²:

                                   , т/час,                                      (10.1)

где - паропроизводительность парового котла, т/час; - максимальная нагрузка на технологию, т/час (принимается по данным паспорта котла и технической документации на котельную); - температура конденсата, возвращаемого, °C (принимается по фактическим показаниям приборов); - максимальное количество конденсата, возвращаемого, т/час (принимается по фактическим показаниям приборов).

Для пара с давлением 24 кгс/см² и 40 кгс/см² паропроизводительность котла определяют по формуле 10.1, подставляя вместо коэффициента 0,00168 соответственно коэффициенты 0,00153 и 0,00155.

После определения паропроизводительности котла она должна быть приведена в проектных условиях. Приведение определяется путем сопоставления определенной паропроизводительности котла с проектной паропроизводительностью, которая приведена в технической документации на котел.

2. Теплопроизводительность.

Теплопроизводительность водяного эксплуатационного котла определяют по показателям поверенного расходомера и сравнивают с номинальной теплопроизводительностью, указанной в режимной карте.

Если расходомер неповерен, или он не работает, теплопроизводительность определяют по формуле:

открытая система горячего водоснабжения:

                                , Гкал/час,                                               (10.2)

где - максимальная нагрузка на отопление и вентиляцию, Гкал/час (принимается по данным технической документации); - средняя часовая нагрузка горячего водоснабжения, Гкал/час (принимается по данным технической документации).

закрытая система горячего водоснабжения:

                                       , Гкал/час.                                             (10.3)

3. Количество работающих горелок.

Количество работающих горелок котла определенное время определяют по данным эксплуатационной документации.

4. Расход газа по показаниям счетчика.

Расход газа по показаниям счетчика определяют по показателям поверенного эксплуатационного счетчика. Если счетчик не поверенный, расход газа определяют с помощью ультразвукового бесконтактного расходомера.

Расход газа (почасово) можно определять путем отнесения среднегодового расхода газа, определяемого по данным эксплуатационной документации количеству часов работы котла за год, которую тоже определяют по данным эксплуатационной документации.

5. Расход воды через котел.

Расход воды через котел определяют по показателям поверенного эксплуатационного расходомера (диафрагмы с дифманометром) и сравнивают с номинальным расходом воды, указанной в эксплуатационной документации.

6. Температура пара.

Температуру пара парового котла определяют по показателям эксплуатационных поверенных ртутных термометров или термопар, установленных на паропроводе от котла к коллектору.

7. Температура до и после водогрейного котла.

Температуру до и после водогрейного котла определяют по показателям поверенного эксплуатационного ртутного термометра или термометра сопротивления.

8. Температура воздуха перед горелкой.

Температуру воздуха перед горелкой определяют по показателям поверенного эксплуатационного ртутного стеклянного термометра, который устанавливается перед вентилятором.

9. Температура уходящих газов котлоагрегата.

Температуру уходящих газов котлоагрегата определяют с помощью поверенного эксплуатационной термопары с потенциометром, установленной за котлом.

10. Температура газа перед счетчиком.

Температуру газа перед счетчиком определяют по показателям поверенного эксплуатационного ртутного термометра.

11. Температура питательной воды перед/после экономайзера.

Температура питательной воды перед/после экономайзера определяют по показателям поверенного эксплуатационного ртутного термометра или термометра сопротивления, которые устанавливаются на питательной линии перед/после экономайзера.

12. Давление пара на выходе из котлоагрегата.

Давление пара на выходе из котлоагрегата определяют по показателям поверенного эксплуатационного пружинного манометра классом точности не ниже 1.0, который устанавливается на барабане котла.

13. Давление воды до и после водогрейного котла.

Давление воды до и после водогрейного котла определяют по показателям поверенного эксплуатационного пружинного манометра классом точности не ниже 1,5.

14. Давление газа перед счетчиком.

Давление газа перед счетчиком определяют по показателям поверенного эксплуатационного ртутного U - образного манометра, который устанавливается перед счетчиком газа.

15. Давление воздуха перед горелкой.

Давление воздуха перед горелкой определяют по показателям эксплуатационного водяного U - образного манометра, который устанавливается на воздуховоде.

16. Разрежение в топке /за котлом/.

Разрежение в топке /за котлом/ определяют по показателям поверенного эксплуатационного тягомера с верхним пределом измерений 25 мм вод.ст.

17-21. Концентрация выбросов в уходящих газах за котлоагрегатом.

Концентрация выбросов в уходящих газах за котлоагрегатом ( ) определяют по показателям поверенного эксплуатационного газоанализатора или, если он не работает или не проверенный, по показателям поверенного переносного газоанализатора, например, Testo 330 М-1, который предоставляет печатную и визуальную информацию по содержанию каждого из компонентов выбросов.

22. Коэффициент избытка воздуха

Коэффициент избытка воздуха определяют по данным газового анализа выбросов в уходящих газах.

При полном сгорании:

                                    ,                                                                            (10.4)

где и - объемное процентное содержание кислорода и азота в сухих газах;

При наличии СО:

                                   ,                                                                (10.5)

23. Потеря теплоты с уходящими газами.

Потерю теплоты котельного агрегата с уходящими газами целесообразно определять по УМ по формуле (8.1).

24. Потеря теплоты от химического недожога.

Потерю теплоты от химического недожога определяют по формуле (8.2).

25. Потеря теплоты в окружающую среду.

Потерю теплоты в окружающую среду определяют по формуле (7.20) или принимают примерно равной 1%.

26. КПД котлоагрегата фактический.

Значение фактического КПД газового котлоагрегата определят по обратному балансу:

                                    , %,                                                        (10.6)

где - значение фактических расходов теплоты котлоагрегатом согласно п. 23, 24, 25.

27. КПД котлоагрегата паспортный.

Значение паспортного КПД котлоагрегата определяют по данным технической документации.

28. Фактические удельные расходы топлива котельной в течение года.

Фактические удельные расходы топлива на единицу произведенной и отпущенной теплоты в условном исчислении определяют по формулам:

                                    ;   ,                                                       (10.7)

где - расход топлива в течение года кг у.т./год;

- количество произведенной котельной теплоты в течение года, Гкал/год;

- количество отпущенной котельной теплоты в течение года, в т.ч. потребленной на собственные нужды, Гкал/год;

Расход топлива в течение года определяют по данным эксплуатационной теплоты документации или по формуле:

                                           ,                                                                      (10.8)

где - фактическое значение КПД брутто котлов средней нагрузки за год.

Формулы 10.7 можно упростить:

;        .         

Другие данные

Щелочность питательной воды , химически очищенной воды , конденсата , котловой воды , пара определяют в по результатам измерений химической лаборатории котельной.

Процент возврата конденсата проектный определяют по данным проектной документации на котельную.

Фактическое количество конденсата, которое возвращается (%) определяют по показателям поверенного эксплуатационного расходомера или по формуле:

                                  , %.                                                       (10.9)

Потерю конденсата (%) определяют по формуле:

                                  ,                                                                      (10.10)

где - соответственно проектное и фактическое значение потерь конденсата.

При отсутствии на предприятии утвержденного и согласованного в установленном порядке паро-конденсатного баланса проектной (нормативной) долей возврата конденсата в расчетах принимают 95%.

Потеря газа от невозврата конденсата примерно определяют следующим образом:

каждые 10% потери конденсата эквивалентны 1,5-2% потерям газового топлива.

Значение продувки по режимной карте определяют по данным воднохимического режима работы котла.

Значение продувки фактической определяют по формуле (%):

                                     , %,                                                        (10.11)

Значение потерь от продувки (%) определяют как разницу .

Потери топлива при увеличении (%) продувки определяют по формуле:

                                  , нм³[кг],                                              (10.12)

где - паропроизводительность котла; - энтальпия соответственно котловой и питательной воды.

Применяют непрерывную и периодическую продувку котла. Периодическая продувка выполняется через каждые 12-16 час. На каждый килограмм продувочной воды расходуется теплота:

                                          , кДж/кг,                                                        (10.13)

где - энтальпия соответственно продувочной и питательной воды, кДж/кг; - КПД котла.

Правилами технической эксплуатации величина продувки для конденсационных электростанций установлена не более 1-2% паропроизводительности; для промышленных котельных - до 5%; для малых и средних котлов - 2-10%.

При невозможности учесть расход продувочной воды непосредственно измерением, ее можно определить (если известен процент продувки) исходя из соляного состава питательной и котловой воды:

                                            , %,                                                              (10.14)

где - содержание соли в питательной воде, мг/л; - содержание соли в котловой воде, мг/л; - содержание соли в паре, мг/л.

Расход продувочной воды, в этом случае, будет:

                                             , кг/час,                                                     (10.15)

где - количество вырабатываемого пара, кг/час. 

29. Потери природного газа по котлоагрегату целесообразно определить таким образом. Предположим, что значение КПД брутто котельного агрегата по режимной карте составляет 0.9, а значение фактического КПД, определенное по формуле 10.6, - 0,8 и в топку котла по счетчику поступает 1000 м³/час газа. Количество газа, которое полезно используется при работе котла по режимной карте, составляет = 900 м³/час, а потери - 100 м³/час. Количество газа, которое полезно используется при работе котла с фактическим КПД составляет = 800 м³/час, а потери газа 200 м³/час. При работе котла с фактическим КПД потери газа увеличились на 100 м³/час. Предположим также, что котел работал с фактическим КПД 1000 часов. Тогда общие расходы газа при работе котла с фактическим КПД за 1000 часов будут составлять 100000 м³.

Если речь идет об определении общих потерь газа котельными, где работают несколько котлов по различным режимам, тогда по отчетной эксплуатационной документации необходимо определять количество теплоты, произведенной котельной за год , количество теплоты отпущенной котельной потребителям за год и проектное значение количества теплоты, потребленной котельной за год на собственные нужды . Разница между количеством теплоты, произведенной и отпущенной потребителем будет характеризовать количество теплоты потребленной котельной на собственные нужды и потери в котельной. От этого количества теплоты необходимо вычесть количество нормативной теплоты, потребляемой котельной на собственные нужды и эта разница будет характеризовать потери теплоты котельной в Гкал, которую пересчитывают в м³ или нм³ газа.

Годовую ожидаемую экономию натурального топлива за счет повышения КПД котельной установки определяют по формуле:

                                         , т,                                                  (10.13)

где Q - установленная теплопроизводительность котельной, Гкал/час; - число часов использования установленной тепловой мощности, ч; - КПД котельной установки до и после осуществления мероприятий по его повышению в долях единицы; = 7000 ккал/кг.

30. После определения и анализа параметров эксплуатационного режима котла, полученных по результатам замеров, составляют заключение о работе котла и вспомогательного оборудования, где указывают пути и методы частичного или полного устранения всех выявленных недостатков и дефектов работы котлоагрегата со сроками их выполнения, согласованным с начальником котельного цеха и утвержденным главным инженером предприятия.

11. Тепловые сети, находящиеся на балансе котельных

11.1. Состав технической документации, которая должна быть представлена для осуществления проверки, включает:

Проектные материалы тепловой сети (конструктивные чертежи, пояснительную записку, расчеты тепловой изоляции трубопроводов, технические решения ЦТП и ИТП, меры по защите от коррозии);

Материалы тепловых испытаний системы теплоснабжения;

Материалы гидравлических испытаний системы теплоснабжения;

Ремонтную документацию;

Режимно-наладочную документацию;

Отчетную документацию.

11.2. Порядок проверки включает:

- Визуальное обследование элементов тепловой сети (наземные теплопроводы), ЦТЦ, ИТР, систем диагностики;

- Анализ технической документации тепловой сети с определением проектных показателей эффективности тепловой изоляции трубопроводов;

- Анализ результатов тепловых испытаний тепловой сети с определением фактических показателей тепловой изоляции трубопроводов и оценке эффективности использования энергии в тепловой сети;

- Проведение (в случае необходимости) приборных замеров и определения путем расчетов тепловой эффективности элементов тепловой сети;

- Разработку предложений, применение которых позволит уменьшить расход энергии в тепловой сети;

- Составление итоговых документов проверки.

11.3. Визуальное обследование тепловой сети включает осмотр состояния:

- Тепловой изоляции отдельных участков трубопроводов открытой прокладки с целью выявления разрушенной или поврежденной;

- Камер и дренажных устройств;

- Укомплектованности тепловых пунктов системы регулирования и учета потерь теплоты;

- Теплообменного оборудования и устройств электрохимической защиты тепловых пунктов;

- Зданий и помещений, где размещены тепловые пункты.

Результаты визуального обследования отмечаются в итоговых документах проверки.

11.4. Анализ технической документации включает определение проектных показателей эффективности тепловой изоляции теплопроводов, а также предусмотренных документацией потерь теплоты в тепловых пунктах и вследствие профилактически-ремонтных мероприятий.

Главным проектным показателем тепловой эффективности тепловой сети является потеря (Вт/м) изолированными трубопроводами при бесканальной, канальной или воздушной их прокладке, а также срок эксплуатации тепловой изоляции, предусмотренные проектом.

Исходя из этих показателей вычисляют проектное значение КПД тепловой изоляции теплопроводов по формуле:

                                               , %,                                                    (11.1)

где - теплопотери неизолированного теплопровода; - теплопотери изолированного теплопровода.

Теплопотери изолированными теплопроводами при канальном, бесканальной, воздушной прокладке, а также при прокладке в помещениях принимать согласно Приложений 8-11.

Теплопотери неизолированными теплопроводами принимать соответственно в 12 раз больше (см. пункт 11.6).

Проектные значения КПД тепловой изоляции тепловых сетей принимают на уровне %.

11.5. Анализ результатов тепловых испытаний тепловой сети производится с целью определения фактических показателей тепловых потерь, которые имеют место в тепловой сети с последующей их оценкой путем сравнения с проектными и нормативными потерями.

Необходимость тепловых испытаний диктуется естественным разрушением тепловой изоляции, необходимостью замены ее на отдельных участках, изменениями конструкций. Испытания проводят обычно в конце отопительного периода, когда вся конструкция теплопроводов и прилегающий грунт прогреты достаточно равномерно, что гарантирует получение стабильных результатов. Перед испытаниями необходимо восстановить разрушенную изоляцию, высушить камеры и каналы, проверить работу дренажных устройств. Испытания проводят по всей длине сети или ее отдельных участков. Тепловые пункты потребителей необходимо исключить, а циркуляцию воды провести через перемычки.

Фактические тепловые потери (Вт/м) в тепловой сети, исходя из результатов тепловых испытаний, определяют по формулам:

                                  , Вт/м;                                          (11.2)

                                  , Вт/м;                                        (11.3)

где , - фактические потери теплоты в прямом и обратном трубопроводах, Вт/м (кВт/м);

- усредненные расходы сетевой воды соответственно в подающем трубопроводе и питательной воды, кг/час;

- Усредненные температуры воды в начале и в конце подающего трубопровода, °C;

Коэффициенты 0,25 и 0,75 - характеризуют относительное количество питательной воды в прямом и обратном трубопроводах.

- то же самое обратного трубопровода, °C;

- длина участка, м;

с - удельная теплоемкость воды, кДж/кг°C.

Полученные из анализа результатов испытаний значение фактических удельных теплопотерь в тепловых сетях сравнивают с проектными показателями и нормативными значениями этих показателей и по результатам сравнений оценивают эффективность тепловой сети.

11.6. Приборные контрольные замеры эксплуатационных параметров с последующим определением путем расчетов потерь тепловой энергии выполняются в случае установления дефектов теплозащиты трубопроводов, а также других дефектов, вызывающих расточительные расходы энергии в тепловой сети.

Полное термическое сопротивление 1 п/м тепловой изоляции, определяем по формуле:

                                       °C/Вт,                                    (11.4)

где - коэффициент теплопроводности теплоизоляции, справочное значение = 0,15 Вт/м°C; - коэффициент теплообмена на наружной поверхности теплоизоляции; - коэффициент теплообмена конвекцией; - коэффициент теплообмена излучением.

Значение определяют по формуле:

                                               , °C;                                               (11.5)

С = 5,2 - справочное значение коэффициента излучения поверхности изоляции.

Определение удельных тепловых потерь 1 п/м теплопровода с изоляцией:

                                               , Вт/м,                                                                (11.6)

Определение тепловых потерь 1 п/м теплопровода без изоляции:

Коэффициент теплообмена конвекцией внешней поверхности теплопровода без изоляции равен:

                                               , °C,                                                (11.7)

Коэффициент теплообмена излучением 1 п/м теплопровода без изоляции:

                                  ,°C.                        (11.8)

Термическое сопротивление теплопровода без изоляции:

                                             , °C/Вт                                          (11.9)

11.7. Количество подпиточной воды должно точно соответствовать величине утечки теплоносителя и количества воды, которое отбирается в открытых системах горячего водоснабжения.

Средняя за год нормативная величина утечки теплоносителя из водяных тепловых сетей должна быть не более 0,25% среднего за год объема воды в тепловой сети и присоединенных к ней системах теплопотребления в час независимо от схемы их присоединения (за исключением систем горячего водоснабжения, присоединенных через водоподогреватели).

Расчетный расход воды (нормативные) в куб.м/час для подпитки тепловых сетей следует принимать:

- В закрытых системах теплоснабжения - равной 0,75 фактического объема воды в трубопроводах тепловых сетей и присоединенных к ним системах отопления и вентиляции зданий. При этом для участков тепловых сетей с длиной больше 5 км расчетный расход воды следует принимать равной 0,5% от объема воды в этих трубопроводах;

- В открытых системах теплоснабжения - равной расчетной при среднем расходе воды на горячее водоснабжение с коэффициентом 1,2 плюс 0,75% фактического объема воды в трубопроводах тепловых сетей и присоединенных к ним системах отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. При этом для участков тепловых сетей с длиной больше 5 км то же самое как и для закрытых систем.

Объем воды в системах теплоснабжения, в случае отсутствия фактических данных допускается принимать равными 65 м³ на 1 МВт расчетного теплового потока при закрытой системе теплоснабжения, 70 м³ на 1 МВт - при открытой системе и 30 м³ на 1 МВт для отдельных сетей горячего водоснабжения .

На подпиточном трубопроводе должен быть установлен регистрирующий самопишущий расходомер для измерений и регистрации подпиточной воды. На трубопроводе подпитки холодной воды также должен быть установлен такой расходомер.

Нормативный расход подпиточной воды определяется соответствующим актом, который составляет владелец тепловой сети.

Потерю тепловой энергии при сверхнормативных истоках воды из тепловой сети в закрытых системах теплоснабжения определяют по формуле:

                                    , ГДж,                                     (11.10)

где с - удельная теплоемкость воды; с = 4,18 кДж / () = 1 ккал / (); - количество подпиточной воды за отчетный период по показаниям приборов, установленных на подпиточном трубопроводе источника теплоты, за вычетом потерь воды предусмотренной нормами согласно актам; - фактические температуры, соответственно в подающем и обратном трубопроводах источника теплоты, средние за отчетный период, °C; -  средняя за отчетный период температура холодной воды, °C.

Потерю тепловой энергии при сверхнормативных расходах воды из тепловой сети открытых систем теплоснабжения определяют по формуле:

                                    , ГДж,                                    (11.11)

где - сверхнормативные утечки воды из сети и систем теплопотребления; V - объем тепловой сети и присоединенных к ней местных систем; - плотность воды при кг/м³; n - продолжительность работы за отчетный период, час.

11.8. При проверке состояния энергосбережения энергопотребляющего объекта встречаются случаи, когда необходимо определять потерю теплоты бойлером работающего некоторое время при неработоспособных терморегуляторах, то есть когда местное регулирование теплового режима бойлера не проводилось.

Проще всего это сделать путем анализа показаний приборов, когда имеем одноступенчатый бойлер, оснащенный расходомерами воды и приборами для определения их температур. В этом случае, по данным предварительных замеров, когда работали терморегуляторы, определяют среднюю температуру горячей воды и воды, которая нагревается °C, из технической документации на бойлер определяют величину коэффициента теплопередачи К, Вт/м² °C от первичного теплоносителя к воде, которая нагревается через стенку трубы и проектную поверхность нагрева , м². С использованием приведенных исходных данных определяют максимальный часовой расход теплоты на нагревание воды при работающих терморегуляторах по формуле:

                                                 , Вт.                                                      (11.12)

По формуле:

                                                 , Вт,                                                    (11.13)

определяют максимальный часовой расход теплоты на нагревание воды при неработоспособных терморегуляторах.

,°C - средняя температура горячей воды и воды, которая нагревается при неработоспособных терморегуляторах.

Разница между и будет составлять величину часового сверхнормативного расхода теплоты при неработоспособности терморегуляторов на бойлерах:

                                                  , Вт.                                                         (11.14)

По часовым или суточным сверхнормативным расходам теплоты определяют суммарные расходы теплоты за период, когда терморегуляторы бойлеров были неработоспособными.

В случаях, когда бойлер не оснащен приборами для замеров расхода и температуры воды и в случае отсутствия технической документации на бойлер, определение сверхнормативного расхода теплоты при неработающих терморегуляторах можно определить примерно следующим образом: терморегуляторы бойлера обеспечивают экономию примерно 25% теплоты, поступающей на отопление и горячее водоснабжение. Если обозначить часовое количество теплоты на нагрев воды в бойлере при работающих терморегуляторах через , Вт (ее определяют из актов на эксплуатацию бойлера), тогда часовое количество теплоты при неработоспособных терморегуляторах будет составлять , Вт.

Приложение 1

Удельные нормативные расходы топлива на производство единицы теплоты котельными агрегатами

КПД котельного агрегата, %

46

47

48

49

50

51

52

53

54

55

56

57

58

59

60

61

Удельный расход топлива, кг у.т./ГДж

73,9

72,3

70,8

69,4

68

66,7

65,4

64,1

63

61,8

60,7

59,6

58,6

57,7

56,7

55,7

КПД котельного агрегата, %

62

63

64

65

66

67

68

69

70

71

72

73

74

75

76

77

Удельный расход топлива, кг у.т./ГДж

54,8

54

53,1

52,7

51,5

50,7

50

49,3

48,6

47,9

47,2

46,6

46

45,3

44,7

44,2

КПД котельного агрегата, %

78

79

80

81

82

83

84

85

86

87

88

89

90

91

92

93

Удельный расход топлива, кг у.т./ГДж

43,6

43

42,5

42

41,5

41

40,5

39,7

39,5

39,1

38,6

38,2

37,8

37,4

37

36,6

Приложение 2

Расчетные удельные расходы условного топлива на производство 1т пара

КПД котельного агрегата, %

50

51

52

53

54

55

56

57

58

59

60

61

62

63

64

65

Удельный расход топлива, кг у.т. на 1т пара

182,2

179,2

175,7

172,4

169,2

166,2

163,2

160,3

157,6

154,9

152,3

149,8

147,4

145,0

142,8

140,6

КПД котельного агрегата, %

66

67

68

69

70

71

72

73

74

75

76

77

78

79

80

81

Удельный расход топлива, кг у.т. на 1т пара

138,5

136,4

134,4

132,5

130,6

128,7

126,6

125,2

123,5

121,9

120,3

118,7

117,2

115,7

114,2

112,8

КПД котельного агрегата, %

82

83

84

85

86

87

88

89

90

91

92

93

94

95

96

97

Удельный расход топлива, кг у.т. на 1т пара

111,5

110,1

108,8

107,5

106,3

105,0

103,8

102,7

101,5

100,4

99,3

98,3

97,2

96,2

95,0

94,7

Приложение 3

Расход пара (теплоты), произведенной в котельной на собственные нужды, %

На котельную в целом:

%

• при работе на твердом топливе с паровым дутьем                                                                 

6

• то же без парового дутья                                                                                                           

4

• при работе на мазуте с паровыми форсунками                                                                       

7

• при работе на природном газе                                                                                                   

3

По видам применения:

• обдувки поверхностей нагрева котлов                                                                          

0,3…0,4

• работа паровых насосов                                                     

3

• поддержание паровых насосов в горячем резерве

0,5

• потери вследствие утечек и конденсации пара в трубопроводах котельной

2

• потери в деаэраторе при отсутствии охладителя

1

• то же при наличии охладителя                                                                                               

0,2

• расходы на нужды химической водоочистки         

по проекту

Приложение 4

Удельные расходы условного топлива на растапливания котла, кг у.т.

Площадь поверхности нагрева котла, м²

Продолжительность остановки, час.

2

6

12

18

24

48

больше

48

до 50

10

25

50

75

100

200

300

50-100

17

50

100

150

200

400

600

101-200

34

100

200

300

400

800

1200

201-300

52

150

300

450

600

1200

1800

301-400

68

200

400

600

800

1600

2400

401-500

85

250

500

750

1000

2000

3000

Примечание: Количество растапливаний определяется графиком работ по ремонту и обслуживанию котлов.                                                                                               

Приложение 5

Значение величины Z для природного газа

Содержание в сухих продуктах сгорания СО2+СО+СН4, %

Температурный интервал продуктов сгорания, оС

0-250

250-300

350-500

500-700

700-900

900-1000

1100-1300

1300-1600

11,8

11,7

11,6

11,5

11,4

11,3

11,2

11,1

11,0

10,9

10,8

10,7

10,6

10,5

10,4

10,3

10,2

10,1

10,0

9,9

9,8

9,7

9,6

9,5

9,4

9,3

9,2

9,1

9,0

8,9

4,13

4,15

4,18

4,21

4,24

4,26

4,28

4,30

4,35

4,40

4,43

4,45

4,48

4,50

4,53

4,57

4,60

4,63

4,67

4,70

4,75

4,80

4,84

4,88

4,93

4,97

5,02

5,07

5,10

5,13

4,16

4,21

4,25

4,28

4,30

4,32

4,34

4,37

4,40

4,43

4,47

4,50

4,53

4,56

4,60

4,63

4,65

4,70

4,75

4,80

4,83

4,87

4,90

4,95

5,00

5,05

5,07

5,10

5,15

5,22

4,28

4,31

4,33

4,37

4,40

4,43

4,46

4,48

4,50

4,53

4,57

4,60

4,65

4,67

4,70

4,75

4,78

4,80

4,85

4,90

4,93

4,97

5,00

5,05

5,10

5,15

5,20

5,25

5,30

5,33

4,37

4,40

4,43

4,47

4,50

4,53

4,56

4,58

4,60

4,63

4,67

4,70

4,75

4,78

4,80

4,85

4,88

4,90

4,95

5,00

5,03

5,07

5,10

5,15

5,20

5,25

5,30

5,35

5,40

5,45

4,47

4,50

4,53

4,57

4,60

4,63

4,66

4,68

4,70

4,73

4,77

4,80

4,85

4,88

4,90

4,95

4,93

5,00

5,05

5,10

5,13

5,17

5,20

5,25

5,30

5,35

5,40

5,50

5,55

5,60

4,57

4,60

4,63

4,67

4,70

4,73

4,76

4,78

4,80

4,83

4,87

4,90

4,95

4,93

5,00

5,05

5,03

5,10

5,15

5,20

5,23

5,27

5,30

5,35

5,40

5,45

5,50

5,60

5,65

5,70

4,67

4,70

4,73

4,77

4,80

4,83

4,86

4,88

4,90

4,93

4,97

5,00

5,05

5,03

5,10

5,15

5,18

5,20

5,25

5,30

5,33

5,37

5,40

5,45

5,50

5,55

5,60

5,70

5,75

5,80

4,77

4,80

4,83

4,87

4,90

4,93

4,96

4,93

5,00

5,03

5,07

5,10

5,15

5,18

5,20

5,25

5,28

5,30

5,35

5,40

5,43

5,47

5,50

5,55

5,60

5,65

5,70

5,80

5,85

-

8,8

8,7

8,6

8,5

8,4

8,3

8,2

8,1

8,0

7,9

7,8

7,7

7,6

7,5

7,4

7,3

7,2

7,1

7.0

6,9

6,8

6,7

6,6

6,5

6,4

6,3

6,2

6,1

6,0

5,9

5,8

5,7

5,6

5,5

5,4

5,3

5,2

5,1

5,0

5,17

5,22

5,27

5,30

5,35

5,40

5,45

5,50

5,57

5,62

5,68

5,75

5,80

5,85

5,90

6,00

6,05

6,10

6,22

6,35

6,45

6,50

6,55

6,65

6,70

6,80

6,95

7,05

7,15

7,25

7,40

7,45

7,55

7,70

7,85

7,95

8,05

8,20

8,35

5,26

5,30

5,35

5,40

5,45

5,50

5,55

5,60

5,67

5,72

5,80

5,85

5,90

6,00

6,05

6,10

6,15

6,25

6,32

6,40

6,50

6,60

6,65

6,75

6,85

6,95

7,05

7,15

7,25

7,35

7,45

7,55

7,65

7,80

7,95

8,05

8,20

8,35

8,50

5,35

5,40

5,45

5,50

5,55

5,60

5,65

5,70

5,77

5,85

5,90

5,97

6,05

6,10

6,20

6,25

6,30

6,40

6,45

6,55

6,65

6,70

6,80

6,85

6,95

7,05

7,15

7,25

7,35

7,50

7,60

7,70

7,80

7.95

8,05

8,20

8,35

8,50

8,65

5,50

5,55

5,60

5,65

5,70

5,75

5,80

5,85

5,90

5,95

6,00

6,03

6,15

6,25

6,30

6,35

6,40

6,50

6,60

6,70

6,75

6,85

6,95

7,05

7,15

7,25

7,35

7,45

7,55

7,65

7,75

7,85

7,95

8,10

8,25

8,35

8,50

8,65

8,80

5,65

5,70

5,75

5,80

5,85

5,90

5,95

6,00

6,05

6,10

6,15

6,25

6,32

6,40

6,45

6,50

6,55

6,65

6,75

6,85

6,90

7,00

7,10

7,20

7,30

7,40

7,50

7,60

7,70

7,80

7,90

8,05

8,15

8,25

8,40

8,50

8,65

8,80

9,00

5,75

5,80

5,85

5,90

5,95

6,00

6,05

6,10

6,15

6,20

6,25

6,35

6,42

6,50

6,60

6,65

6,70

6,80

6,90

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

5,85

5,90

5,95

6,00

6,05

6,10

6,15

6,20

6,30

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Приложение 6

Значение коэффициента А20

Среда

Тип дифманометра

Газ, воздух

Жидкостный, мембранный, кольцевой с показателями в мм. вод. ст.

Тоже самое с показателями у мм. рт. ст.

0,01252

0,04610

Приложение 7

Значения поправочного множителя Kt

Температура воздуха, °C

Заполнение дифманометра

Ртуть и над ней воздух

Вода и над ней газ

Ртуть и над ней вода

-10

-5

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

1,0030

1,0027

1,0017

1,0013

1,0009

1,0004

1,0000

0,9993

0,9989

0,9985

0,9980

0,9980

0,9970

0,9970

-

-

-

1,0008

1,0008

1,0008

1,0000

0,9998

0,9992

0,9984

0,9970

0,9960

0,9950

0,9940

-

-

-

1,0016

1,0009

1,0005

1,0000

0,9995

0,9993

0,9989

0,9980

0,9980

0,9980

0,9970

Приложение 8

Нормативные потери теплоты теплопроводами двухтрубных водяных тепловых сетей при подземной бесканальной прокладке, Вт/м

Условный проход трубопровода, мм

Трубопроводы водяных тепловых сетей

подающий

обратный

подающий

обратный

Среднегодовая температура теплоносителя, °C

65

50

90

50

25

33

25

44

24

50

40

31

54

29

65

45

34

60

33

80

49

35

61

34

100

53

38

65

35

125

60

41

72

39

150

66

46

80

43

200

72

50

89

48

250

79

55

96

51

300

86

59

105

56

350

91

65

113

60

400

97

68

121

63

450

105

72

129

67

500

117

78

138

72

600

126

87

156

80

700

140

93

170

86

800

169

102

186

93

Примечание: 1. Промежуточные значения норм плотности теплового потока необходимо определить интерполяцией.

2. Расчетные среднегодовые температуры воды в водяных тепловых сетях 65, 90°C соответствуют температурным графикам: 95-70, 150-70 °C.

Приложение 9

Нормативные потери теплоты теплопроводами двухтрубных водяных тепловых сетей в непроходных каналах, Вт/м

Условный проход трубопровода, мм

Трубопровод

подающий

обратный

подающий

обратный

подающий

обратный

Среднегодовая температура теплоносителя, °C

65

50

90

50

110

50

25

16

11

23

10

28

9

30

17

12

24

11

30

10

40

18

13

26

12

32

11

50

20

14

28

13

35

12

65

23

16

34

15

40

13

80

25

17

36

16

44

14

125

31

21

42

18

50

16

150

32

22

44

19

55

17

200

39

27

54

22

68

21

250

45

30

64

25

77

23

300

50

33

70

28

84

25

350

55

37

75

30

94

26

400

58

38

82

33

101

28

450

67

43

93

36

107

29

500

68

44

98

38

117

32

600

79

50

109

41

132

34

700

89

55

126

43

151

37

800

100

60

140

45

163

40

900

106

66

151

54

186

43

1000

117

71

158

57

192

47

1200

144

79

185

64

229

52

1400

152

82

210

68

252

56

Примечание: 1. Расчетные среднегодовые температуры воды в водяных тепловых сетях 65, 90, 110°C соответствуют температурным графикам: 95-70, 150-70, 180-70 °C.

2. Промежуточные значения норм плотности теплового потока необходимо определить интерполяцией.

Приложение 10

Нормативные потери теплоты предизолированных труб при подземной бесканальной прокладке, Вт/м

мм

мм

мм

°C/Вт

°C/Вт

Вт/м

Вт/м

25

32

90

4,90

0,06

17,24

8,97

32

38

110

5,02

0,06

16,81

8,75

40

45

110

4,25

0,06

19,84

10,29

50

57

125

3,77

0,06

22,36

11,57

65

76

140

2,95

0,06

28,48

14,63

80

89

160

2,85

0,06

29,49

15,13

100

108

200

2,99

0,07

28,16

14,60

125

133

225

2,56

0,07

32,71

16,70

150

159

250

2,22

0,07

37,70

19,13

200

219

315

1,79

0,07

46,57

23,33

250

273

400

1,85

0,07

45,14

22,61

300

325

450

1,58

0,07

52,61

26,05

350

377

500

1,37

0,06

60,39

29,52

400

426

560

1,32

0,08

62,74

30,49

500

530

710

1,22

0,09

67,59

32,24

600

630

800

1,13

0,09

72,44

34,00

700

720

900

1,06

0,10

76,80

35,25

800

820

1000

0,93

0,11

86,78

38,34

Обозначения: - условный диаметр; - наружный диаметр трубы; - диаметр (внешний) теплоизоляции; r - термическое сопротивление одного метра предизолированных труб; - условный дополнительный срок сопротивление, учитывающий взаимное влияние соседних труб при двухтрубном прокладке; - удельные расходы 1 п.м. подающего и обратного трубопроводов при двухтрубном прокладке.

Приложение 11

Нормативные значения потерь теплоты изолированными трубопроводами при прокладке их в помещениях с температурой до 25°C, Вт/м

Внешний диаметр труб, мм

Нормы расхода теплоты, Вт / м при температуре теплоносителя, °C

50

75

100

125

150

32

14

23

32

41

50

48

15

26

36

46

57

57

16

27

37

50

61

76

17

30

43

57

67

89

19

31

45

60

72

108

26

39

52

66

79

133

31

46

61

75

88

159

36

52

70

84

97

194

41

58

77

93

108

219

44

60

81

99

116

273

49

68

90

110

129

325

52

71

99

121

142

Приложение 12

Нормативные значения потерь теплоты трубопроводами при воздушной прокладке тепловых сетей, Вт/м

Внешний диаметр труб, мм

Нормы расхода теплоты, Вт / м при температуре теплоносителя, °C

50

100

200

108

30

53

101

133

35

59

113

159

38

66

123

219

47

81

148

273

53

92

164

325

62

102

181

377

69

114

199

426

76

123

219

476

81

134

229

529

88

144

250

630

102

164

281

720

114

181

309

820

127

200

342

920

138

223

373

1020

150

241

400

Приложение 13

Термодинамические свойства воды и водяного пара на линии насыщения

Дав-ление, МПа

Температура насыщения, C

Энтальпия, ккал/кг

Дав-ление, МПа

Температура насыщения, C

Энтальпия, ккал/кг

пара

воды

пара

воды

0,020

60

623

60

1,0

180

664

181

0,030

69

627

68,7

1,4

195

666

197

0,040

76

629,5

75,4

2,0

212

669

216

0,060

86

633,5

85,5

2,4

222

669

226

0,080

93

636,4

93

3,0

234

670

240

0,10

99,5

639

99,2

4,2

253

669

262

0,15

111

643,1

111

4,6

259

668

268

0,30

133

650,7

133,4

6,0

275

665

288

0,60

158,5

659

160

8,0

295

659

313

0,80

170

661

171

10

311

652

334

              Приложение 14

«Фотография работы котла (котлоагрегата)»:

Порядковый номер котла

Марка котла

Тип газовых горелок и их количество

Газоиспользующее оборудование

№

п/п

Измеряемые параметры

Единицы измерения

Другие данные

1

Паропроизводительность по щитовым прибором приведена

т/час

2

Теплопроизводительность

Гкал/час

3

Количество работающих горелок

шт.

4

Расход газа по счетчику

м³/час

5

Расход воды через котел

м³/час

Температура

6

Пара

°C

% возврата конденсата проектный =

7

Воды “до” и “после” водогрейного котла

°C

8

Воздуха перед горелками

°C

% возврата конденсата фактический =

9

Уходящих газов за котлом (котлоагрегатом)

°C

10

Газа перед счетчиком

°C

%потерь конд.=

11

Питательной воды перед/после экономайзером/а

°C

потери газа от невозврата конденсата =

Давление

12

Пара на выходе из котлоагрегата

кГс/см²

% продувки с режимной картой ХВО =

13

Воды “до” и “после” водогрейного котла

кГс/см²

14

Газа перед счетчиком

мм вод.ст.

% продувки фактический

15

Газа перед горелкой

мм вод.ст.

16

Воздуха перед горелкой

мм вод.ст.

% потерь от увеличения продувки =

17

Разрежения в топке, за котлом (котлоагрегатом)

мм вод.ст.

Концентрация выбросов уходящих газов за котлом (котлоагрегатом)

потери топлива при увеличении % продувки =)

18

%

19

%

20

%

21

22

23

Коэффициент избытка воздуха

Потери тепла

24

С уходящими газами

%

25

От химического недожога

%

26

В окружающую среду

%

КПД котлоагрегата

27

Фактический

%

28

Паспортный (по режимной карте)

%

29

Фактические удельные расходы топлива

кг.у.т./Гкал

30

Потери КПД котлоагрегата

%

31

Потери природного газа по котлоагрегату

м³/час

32

Количество часов работы котла (котлоагрегата) в год

час/год

33

Общие расходы по котлоагрегату

тыс. м³/час

1

Общие потери по обследованию с «фотографией котла»            тыс. м³/час

Ожидаемая экономия газа на всех котлах с пересчетом на произведеное тепло _____  тыс. м³/час

«ФОТОГРАФИЮ» выполнил:

_______________________________

(должность, Ф.И.О., подпись, дата)

_______________________________

Представитель предприятия

_______________________________

(должность, Ф.И.О., подпись, дата)

1

Приложение 15

Приложение 16

Приложение 17