Об утверждении Инструкции по определению и оценке потерь топливно-энергетических ресурсов в системах водо- и теплоснабжения



Об утверждении Инструкции по определению и оценке потерь

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 № 49

Об утверждении Инструкции по определению и оценке потерь топливно-энергетических ресурсов в системах водо- и теплоснабжения

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 в системах водо- и теплоснабжения» (прилагается).

2. Опубликовать на официальном сайте Инспекции по государственному газовому надзору и энергосбережению Республики Крым «Инструкцию по определению и оценке потерь топливно-энергетических ресурсов в системах водо- и теплоснабжения».

3. Обеспечить использование указанной «Инструкции по определению и оценке потерь топливно-энергетических ресурсов в системах водо- и теплоснабжения» 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 № 49

ИНСТРУКЦИЯ

по определению и оценке потерь топливно-энергетических ресурсов в системах водо- и теплоснабжения

1. Область применения

Инструкция по определению и оценке потерь топливно-энергетических ресурсов в системах водо- и теплоснабжения (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 топливно-энергетических ресурсов (далее - ТЭР) или осуществляют деятельность, связанную с производством, переработкой, преобразованием, транспортировкой, хранением, распределением, учетом и использованием ТЭР.

Положения настоящей инструкции, установленные в отношении ТЭР, применяются и в отношении воды, подаваемой, передаваемой, потребляемой с использованием систем централизованного водоснабжения.

2. Нормативные ссылки

В настоящей Инструкции использованы ссылки на следующие стандарты:

1. ГОСТ 31607-2012 Энергосбережение. Нормативно-методическое обеспечение. Основные положения;

2. ГОСТ 31532-2012 Энергосбережение. Энергетическая эффективность. Состав показателей. Общие положения;

3. ГОСТ Р 53905-2010  Энергосбережение. Термины и определения;

4. ГОСТ Р 51387-99 Энергосбережение. Нормативно-методическое обеспечение. Основные положения;

5. ГОСТ Р 55103-2012 Ресурсосбережение. Эффективное управление ресурсами. Основные положения;

6. СП 31.13330.2012 Водоснабжение. Наружные сети и сооружения;

7. СП 30.13330.2012 Внутренний водопровод и канализация зданий;

8. СНиП II-35-76 Котельные установки;

9. СНиП 41-02-2003 Тепловые сети;

10. СНиП 41-03-2003 Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов;

11. СНиП 3.05.04-85 Наружные сети и сооружения водоснабжения и канализации.

3 Определения и сокращения

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

топливно-энергетические ресурсы (ТЭР): Совокупность всех природных и преобразованных видов топлива и энергии, которые применяются в производстве продукции или производных энергоносителей (пар, кислород, горячая и химически очищенная вода, сжатый воздух, техническая вода, электроэнергия и др.)

нормативный расход ТЭР: Регламентированная величина технически неизбежных расходов ТЭР, которая обусловлена технологическим процессом данного производства.

фактический расход ТЭР: Величина расходов ТЭР, которая характеризует технологический процесс в конкретных условиях производства.

непроизводительный расход ТЭР: Потребление ТЭР, обусловленное несоблюдением или нарушением требований, установленных государственными стандартами, иными нормативными актами, нормативными и методическими документами;

норматив расхода ТЭР (технический норматив): Научно и технически обоснованная величина нормы расхода энергии (топлива), устанавливаемая в нормативной и технологической документации на конкретное изделие, характеризующая предельно допустимое значение потребления энергии (топлива) на единицу выпускаемой продукции или в регламентированных условиях использования энергетических ресурсов.

3.1 Обозначения и сокращения

ТЭР - топливно-энергетические ресурсы

КПД - коэффициент полезного действия

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. Структура возможных потерь ТЭР в системах водо- и теплоснабжения

5.1. Системы водоснабжения

5.1.1. Нормативные затраты.

Определение удельной нормы расхода электроэнергии при работе насоса.

5.1.2. Фактические расходы.

Определение потерь электроэнергии при утечках:

- в сетях;

- из-за неисправности санитарно-технического оборудования.

5.1.3. Резерв экономии.

Замена морально и физически устаревших насосов.

5.2. Системы теплоснабжения

5.2.1. Котельный агрегат.

5.2.1.1. Фактический тепловой баланс котла:

- определение КПД котла по прямому балансу;

- определение КПД котла по обратному балансу;

- определение фактической удельной нормы расхода топлива.

5.2.1.2. Определение расточительных потерь топлива.

5.2.2. Определение потерь топлива и тепла:

- от невозврата конденсата;

- с паром вторичного вскипания;

- с пролетным паром при отсутствии конденсатоотводчиков;

- с отработанным паром молотов, прессов.

5.2.3. Определение потерь тепла трубопроводами.

5.2.3.1. Нормативные тепловые потери через теплоизоляцию.

5.2.3.2. Фактические тепловые потери из-за отсутствия теплоизоляции:

- трубопроводами надземной прокладки;

- трубопроводы, проложенные в грунте;

- трубопроводы, проложенные в канале;

- конденсатопроводы.

5.2.4. Определение потерь тепла из-за отсутствия теплоизоляции:

- для плоских поверхностей теплоиспользующего оборудования;

- вентилями, задвижками, компенсаторами.

5.2.5. Определение потерь тепла в результате утечек:

- при сверхнормативной подпитки тепловой сети;

- с утечками теплоносителя (воды) из-за порывов трубопроводов;

- с утечками пара из паропровода.

6. Аналитические и приборные методы определения и расчета потерь ТЭР в системах водо- и теплоснабжения

6.1. Системы водоснабжения

Система водоснабжения состоит из следующих элементов:

- здания, сооружения и оборудование предназначены для добычи воды из источника и очистки ее до надлежащего качества;

- станции перекачки и магистральные сети трубопровода;

- оборудование для хозяйственных или технических нужд потребителей (местные сети водопровода, бытовые нужды, системы технического и пожарного водоснабжения, обратные системы водоснабжения).

Для определения и расчета потерь ТЭР в системах водоснабжения используются совместно аналитические и прикладные методы.

6.1.1. Нормативные затраты

Нормативные затраты ТЭР в системах водоснабжения определяются как удельная норма расхода электроэнергии при работе насоса по формуле:

                              , ,                               (1)

где: Н - величина напора, м.вод.ст. (согласно проектных или паспортных данных);

- КПД двигателя, (по проектным или паспортным данным);

- КПД насоса (по проектным или паспортным данным).

6.1.2. Фактические расходы

Фактические расходы - настоящие расходы электроэнергии в конкретных условиях производства, которые состоят из нормативных затрат и потерь электроэнергии, связанных с утечками воды в результате нарушения технологического процесса.

- Годовые потери электроэнергии при утечках в сетях определяются по формуле:

                                     , ,                                                                    (2)

где: - удельная норма расхода электроэнергии, , по формуле (1);

T - количество часов работы насоса за расчетный период, ч;

W - потери воды, м³/ч, рассчитывается по формуле:

                                  , м³/час,                                               (3)

где:  m - гидравлический коэффициент расхода; для воды m = 0,6;

F - площадь отверстия, м²;

d - диаметр трубопровода, м²;

T - расчетное время до момента отключения аварийного участка;

H - давление напора в трубопроводе, м.вод.ст.;

F = 0,5 - при переломах и разрывах;

F = 0,05 - при появлении трещины;

F = 0,002 - при нарушении стыков и фланцев.

- Из-за неисправного санитарно-технического оборудования (умывальники, смесители, краны, унитазы) вычисляются по формуле (2).

На основании нормативно-технических расчетов W принято:

- малые утечки из сливных бачков - 0,2 м³/сутки;

- большие утечки из сливных бачков - 2,0 м³/сутки;

- малые утечки из водопроводных кранов - 0,06 м³/сутки;

- большие утечки из водопроводных кранов - 1,0 м³/сутки.

При отсутствии удельной нормы расхода электроэнергии принимают расход электроэнергии на 1 м³ воды - 1,0 кВт ч.

6.1.3. Резерв экономии

При замене морально и физически устаревших насосов на новые расчет годовой экономии ведется по формуле:

                                     , ,                                           (4)

где:   Н - напор, м.вод.ст.;

Q - фактическая подача насоса, м³/ч;

Т - количество часов работы в год, ч;

- КПД электродвигателя;

- КПД нового насоса;

- КПД морально и физически устаревшего насоса.

При отсутствии паспортных данных выполняют замеры по определению мощности насоса приборами.

По данным приборов рассчитывают из формулы:

                                         , %,                                                                   (5)

где:   Р - мощность насоса (согласно приборных данных), кВт;

k - коэффициент запаса мощности электродвигателя (при 100 м³/ч, k = , при 100 м³/ч, k = );

Н - фактический напор с учетом высоты всасывания, м;

- плотность жидкости, кг/м³.

Определение :

                                           , %.

6.2. Системы теплоснабжения

Система теплоснабжения состоит из следующих элементов:

- здания и сооружения основного (источники тепла для производства тепловой  энергии - паровые и водогрейные котлы) и вспомогательного оборудования (насосы, теплообменники и оборудование химводоподготовки);

- магистральные водные или паровые сети теплоснабжения;

- тепловые пункты (распределение и регулирование затрачиваемого тепла);

- местные сети и оборудование потребителей (системы отопления, горячее водоснабжение, производственные нужды тепла).

6.2.1. Котельный агрегат

6.2.1.1. Определение нормативной удельной нормы расхода тепла (аналитический метод)

Нормативная удельная норма расхода топлива определяется для каждого котла, установленного в котельной, по формуле:

                                            , ,                                                                   (6)

где:  - удельная норма расхода условного топлива, в зависимости от коэффициента полезного действия котлов (определяется по Приложению 1);

k - нормативный коэффициент, учитывающий допустимое отклонение индивидуальной нормы расхода топлива от определяется по формуле:

                                                                                                                  (7)

где:  - нормативный коэффициент, учитывающий режим работы котла;

- нормативный коэффициент, учитывающий наличие или отсутствие хвостовых поверхностей нагрева;

- нормативный коэффициент, учитывающий время работы котла с момента установки или последнего капитального ремонта (наладки).

Коэффициент , характеризующий отклонение удельного расхода топлива и КПД при режиме, который отличается от номинального, определяется как отношение расхода условного топлива при работе котла при данной нагрузке (90, 80 и т.д. процентов от номинальной) к расходу условного топлива при работе котла на номинальной нагрузке:

                                                                                                                            (8)

или

                                                                                                                            (9)

(данные расчета определяются из паспортов, или режимных карт котлов).

При отсутствии режимных характеристик котла для временных расчетов можно использовать данные (Приложения 2).

Коэффициент характеризует уменьшение удельного расхода (повышение КПД) при наличии выносных чугунных экономайзеров. Определяется только для паровых котлов производительностью до 20 т/ч при параметрах, соответствующих номинальной нагрузке.

Значение коэффициента - для различных видов топлива (по данным АКХ им.     К.Д. Памфилова):

Газ                                              

Мазут                                         

Каменный и бурый уголь        

Примечания:

Большее значение принимается для котлов ДКВР, меньшее для котлов другого типа. При отсутствии в конструкции котла выносных экономайзеров =1 для котлов всех типов.

Коэффициент характеризует среднестатистическое снижения КПД и повышение удельного расхода топлива котлов различных конструкций по их физическому старению в течение периода эксплуатации (с момента установки котла или последнего капитального ремонта (наладки)).

Размер - дифференцированная величина в зависимости от типоразмера и срока его службы. Коэффициент определяется по формуле:

                                                                                                                (10)

где:  - относительное повышение удельного расхода топлива в год, % (Таблица 1);

- количество лет эксплуатации котла.

Определение коэффициента (% в год)

Таблица 1.

Тип котла

Коэффициент

При эксплуатации котлов, лет

До 5

От 5 до 10

Свыше 10

ДКР, ДКВР

0,23

0,27

0,29

Стальные секционные (НИИСТУ и др.)

0,35

0,36

0,44

Чугунные секционные

0,29

0,31

0,36

ТВГ

0,06

0,13

0,35

ПТВМ

0,03

0,08

0,19

Е-1/9

0,19

0,23

0,36

6.2.1.2. Фактический тепловой баланс котла (приборный метод)

Определяется КПД топливоиспользующего оборудования через составление, теплового баланса котельного агрегата по результатам замеров и расчетов.

Измерение проводится приборами (манометры, термометры, теплосчетчики, расходомеры, приборы инфракрасного излучения, газоанализатор Testo-300) с классом точности не ниже 1,5.

Для котлов, работающих на газе или мазуте, расчеты проводятся по методу профессора Равича.

Определяется КПД брутто котлоагрегата по прямому балансу.

Для водогрейного котла определяется по формуле:

                                            %,                                                  (11)

где:  - количество воды, которая идет на котел, кг/ч;

- температура воды «до» и «после», которая поступает в котел, °C;

С - удельная теплоемкость воды, 1 ккал/кг град.;

- расход топлива, кг у.т./ч (определяется по приборам);

- теплота сгорания газа или мазута, ккал/кг.

Для парового котла:

                         ,                           (12)

где: - энтальпия перегретого, насыщенного пара, котловой (продувочной) и питательной воды, ккал/кг (Приложение 3);

- количество произведенного перегретого, насыщенного пара, кг/ч (определяется по приборам);

- количество продувочной воды, кг/ч, определяется по приборам учета, а в случае отсутствия - по результатам химического анализа воды (котловой и питательной) - кг/ч:

                                              , кг/ч,

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

                                           , %,                                                  (13)

где:  - щелочность котловой воды;

- щелочность первичной воды.

Согласно СНиП II-35-76 разрешенную величину беспрерывной продувки котлов при давлении пара до 14 кгс/см² принимать не более 10% производства котлов, при большем давлении пара - не больше 5%.

Определение КПД котла по обратному балансу.

КПД котла определяется по формуле:

                                               ,                                                      (14)

где:  - КПД котлоагрегата брутто в %;

- потери тепла с уходящими дымовыми газами в %;

- потери тепла вследствие химической неполноты сгорания в %;

- потери тепла в окружающую среду в %.

1. Потери тепла с уходящими газами () при сжигании газообразного топлива с избытком воздуха определяются по формуле:

                                     %,                                       (15)

где:  - температура уходящих газов, °C;

- температура воздуха, идущего на горение, °C;

- жаропроизводительность топлива с учетом влаги воздуха, °C,   (Приложение 17);

- отношение средневзвешенной теплоемкости неразбавленных воздухом продуктов сгорания в температурном интервале от 0° C до , (Приложение 4);

h - коэффициент разбавления сухих продуктов сгорания, определенный по формуле, (Приложение 5);

- коэффициент, показывающий соотношение объема сухих продуктов сжигания к объему влажных продуктов сгорания в теоретических условиях, (Приложение 17);

K - отношение средней теплоемкости воздуха в температурном интервале от 0°C до , к средневзвешенной теплоемкости неразбавленных воздухом продуктов сгорания в температурном интервале от 0°C до , (Приложение 4).

2. При сжигании всех видов топлива с нехваткой воздуха потери тепла с уходящими газами определяются по формуле:

                                                %.                                                  (16)

Примечания:

1. - максимально возможное содержание в сухих продуктах сгорания.

2. - состав компонентов в продуктах сгорания, %.

Максимальное содержание и в сухих продуктах при полном сгорании топлива определяются по формулам:

                                             , %                                                     (17)

                                             , %                                                     (18)

Максимальное содержание и при неполном сгорании топлива определяется:

                           , %                          (19)

                           , %                          (20)

где: - по результатам измерений.

3. Потери тепла с уходящими газами определяются по формуле:

                                           , %                                                             (21)

где:  - температура продуктов сгорания, °C;

Z - расчетный параметр (по данным Приложения 6);

t – температура воздуха, °C.

При сжигании одного вида топлива с малоизменяющимся составом балласта, потери тепла с уходящими дымовыми газами подсчитываются по формуле:

                                                                                                  (22)

где: Z - табличная величина, зависящая от , (Приложение 6).

4. Определение потерь тепла с уходящими дымовыми газами при сжигании жидкого топлива.

1. Потери тепла с уходящими газами при сжигании мазута с избытком воздуха определяются по формуле (15). Жаропродуктивность мазута и коэффициент определяются из (Приложения 17), коэффициенты , К - из (Приложения 4), коэффициент h определяется по формулам из (Приложения 5).

2. При сжигании мазута с нехваткой воздуха потери тепла с уходящими газами определяются по формуле (16). Максимальное содержание при полном сгорании мазута определяется по формуле (18).

Максимальное содержание при неполном сгорании мазута определяется по формуле (20).

Практикой эксплуатации доказано, что плотность мазута приводит к уменьшению против значений, приведенных в (Приложении 5). Ориентировочное значение теплоты сжигания мазута, плотности и малосернистого мазута при t - 15 и 5°C приведены в Таблице 2.

Таблица 2

Низшая теплота сгорания, ккал/кг

Плотность, г/см³

, %

Низшая теплота сгорания, ккал/кг

Плотность, г/см³

, %

9500

9530

9560

9690

9620

9650

9670

9690

9720

9740

9770

1,070

1,60

1,052

1,044

1,037

1,030

1,022

1,014

1,007

1,000

0,993

16,55

16,50

16,46

16,41

16,37

16,33

16,29

16,25

16,21

16,17

16,12

9790

9810

9840

9860

9880

9900

9920

9940

9960

9980

10000

0,986

0,979

0,972

0,966

0,959

0,953

0,946

0,940

0,934

0,928

0,922

16,08

16,05

16,01

15,97

15,94

15,90

15,86

15,83

15,80

15,77

15,73

Потери тепла с уходящими газами при внешнем подогреве воздуха и жидкого топлива определяются по формуле (21). В этой формуле коэффициенты n = 0,00035 и m = 0,00005.

Определение потерь тепла с уходящими газами при сжигании жидкого топлива может быть выполнено по формуле (22). Коэффициент Z для легкого (флотского) мазута (=16%) по (Приложению 7), для топочного тяжелого мазута (=16,5%) из (Приложения 8), для дизельного топлива из (Приложения 9).

Формулы (15,16,21) справедливы при содержании влаги в мазуте от 0 до 2%.

Если содержание влаги больше, то нужно скорректировать путем умножения на коэффициент по Таблице 3.

Таблица 3.

Содержание влаги в мазуте, %

Коэффициент

От 5 до 8

8 до 12

12 до 16

1,005

1,010

1,015

При сжигании мазута в паровых форсунках дополнительное количество тепла, вносится водяным паром и идет на распиловку, определяется по формуле:

                                                , %,                                                              (23)

где:  - дополнительное количество тепла, которое вносится водяным паром, %;

D - количество пара в кг, потраченная на 1 кг мазута;

- температура пара перед форсункой, °C.

Теплота нагрева мазута в %, до его теплоты сгорания определяется по формуле:

                                                 , %,                                                                       (24)

где:  - теплота нагрева мазута, %;

- температура нагрева мазута, °C.

Суммарные расходы тепла с уходящими газами определяются по формуле:

                                                                                                                 (25)

5. Определение потерь топлива с уходящими дымовыми газами при совместном сжигании газа и мазута.

При совместном сжигании природного газа и мазута используют упрощенную методику теплотехнических расчетов.

По анализу состава продуктов сгорания определяют и .

- при полном сгорании

                                             , %

По найденному значению и в таблице 5 определяются другие характеристики (Приложение 4) и производится расчет по формуле (15). Коэффициент разбавления продуктов сгорания h определяется по формулам (Приложения 5).

- при неполном сгорании

                              , %

По найденному значению определяются значения (Таблица 4), другие (Приложение 6), h - по формулам (Приложения 5).

Таблицы 4.

продуктах сгорания

Соотношение топлива

Жаропродуктивность (при влажности воздуха 1% по массе) °C

Низшая теплота отнесенная к

    1 м³ сухих продуктов сгорания Р, ккал/м³

Отношение объемов сухих и влажных продуктов сгорания

Природного газа, м³

Мазута, кг

11,8

12,2

12,6

13,0

13,5

14,0

14,6

15,0

15,4

16,5

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

0,0

0,1

0,2

0,3

0,5

0,8

1,0

2,0

3,0

1,0

2010

2010

2020

2030

2040

2050

2060

2080

2090

2100

1000

1000

1000

990

990

980

980

970

970

960

0,80

0,80

0,81

0,82

0,83

0,84

0,85

0,86

0,86

0,87

При работе котлоагрегатов на смеси газа и мазута в различных пропорциях топлива, то есть при от 12,2 до 15,3% содержание кислорода при полном сгорании топлива определяется из уравнения:

                                      , %                                                            (26)

То есть расчетное содержание кислорода должно равняться , полученному в результате измерений. Если они не совпадают, то это свидетельствует о недостоверности анализа уходящих газов или наличии неполного сгорания.

6. Потери тепла от химической неполноты сгорания, обусловленные наличием продуктов неполного горения газообразных горючих составляющих, определяются по формуле:

                               %                                     (27)

где:  - потери тепла вследствие химической неполноты сгорания;

- состав горючих компонентов в продуктах горения, %;

- максимальная энтальпия сухих продуктов сгорания данного вида топлива ккал/м³, (Приложение 19);

h - коэффициент разбавления сухих продуктов сгорания определенный по формулам, (Приложения 5).

7. Величину потерь в окружающую среду, в зависимости от номинальной паропроизводительности котлоагрегата и наличии хвостовых поверхностей нагрева (водяных экономайзеров, воздухонагревателей), можно определить по графику.

Если производительность котла отличается от номинальной, то величина потерь должна быть рассчитана по формуле:

                                                , %

где:   - фактическая величина потерь в окружающую среду, %;

- нормативная величина при номинальной паропроизводительности, (Приложение 21);

- номинальная производительность котла, т/ч;

- фактическая паропроизводительность котла, т/ч.

Для паровых котлов паропроизводительностью <2,5 т/ч и t внешней поверхности >45°C определяется по формуле:

                                                 %,

где:   F - внешняя поверхность котла, м²;

q - усредненная потеря тепла на 1 м² внешней поверхности, равной при обмуровке среднего качества 350-450 ккал/м² ч;

- расход топлива, (м³/ч, кг/ч);

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

Если температура внешней поверхности котла (агрегата) в пределах 45°C определяется по графикам, (Приложение 21).

Для пиковых водогрейных котлов типа ПТВМ потери тепла в окружающую среду определяются по приблизительной формуле:

                                                   , %

где:  - потери тепла в окружающую среду при максимальной нагрузке, %;

Q - максимальная тепловая нагрузка котла, Гкал/ч;

1000 ккал/м² ч - тепловой поток от внешней поверхности котла.

Если нагрузка котла отличается от максимального следует определять по формуле:

                                                  , %

где: - потери тепла в окружающую среду при нагрузке, отличной от максимального, %;

- тепловая нагрузка котла отличная от максимального, Гкал/ч.

- Определение фактической удельной нормы расхода топлива.

Для одного агрегата:

                                                   , кг у.т./Гкал,                                                    (28)

где:   - удельная норма расхода топлива на 1 Гкал выработанного тепла;

- КПД (среднеэксплуатационный) определен по формуле (14).

6.2.1.3. Расточительные потери топлива на производство тепла определяют по формуле:

                                             , т у.т./год                                         (29)

где:  - расточительные потери топлива на 1 Гкал выработанного тепла;

                                                   , кг у.т./Гкал

- определяется по формуле (6); - определяется по формуле (28);

- количество произведенного котлом тепла за год (по данным тепло счетчика) Гкал/год.

При отсутствии тепло счетчика - по формуле:

                                                , т у.т./год,

где:  - КПД котла (согласно паспорту или режимных карт);

- фактический КПД котла (по данным газоанализатора Testo-300);

В - расходы топлива, т у.т. (по данным приборов учета).

6.2.2. Определение потерь топлива и тепла.

- Потери топлива от невозврата конденсата.

Подсчет ведется по формуле:

                                       , кг у.т./год, сезон                                             (30)

                                       , нм³/год, сезон                                            (31)

где: Q - количество тепла, произведенного котельной за определенный период времени (по справке предприятия);

20 - кг у.т., которое определяется из 1 т невозвращенного конденсата (по справочным данным, определенным расчетом);

К - коэффициент перевода топлива в условное топливо в зависимости от калорийности топлива (природный газ: К = 1,15, для мазута: К = 1,43);

0,64 - переводной коэффициент 1 Гкал в тонны пара (при давлении пара 6-13 атм);

- процент потерь конденсата исчисляется по справке предприятия, при их отсутствии по формуле (32).

Процент потерь конденсата по химическим анализам определяется:

                                 , %,                                  (32)

где: – нормативный % возврата конденсата в котельную по проекту;

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

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

При наличии приборов учета конденсата, потери топлива определяются:

                                    , кг у.т./год,                                     (33)

                                    , нм³/год, сезон                               (34)

где: - количество возвращенного конденсата согласно учету (по справке предприятия).

- Потеря тепла с паром вторичного закипания.

В условиях открытых систем сбора и возврата конденсата определяются по формуле:

                                          , Гкал/год

где:  - количество конденсата, возвращаемого в сборный бак, кг/ч;

n - продолжительность работы бака за год, ч;

- энтальпия пара в сборном баке, ккал/кг;

- количество образованного пара вторичного закипания с 1 кг конденсата, кг/кг, определяется по формуле:

                                                  , кг/кг,

где:   - энтальпия пара после аппарата, ккал/кг, (Приложение 3);

- энтальпия конденсата при входе в сборный бак, ккал/кг, (Приложение 3);

- теплота парообразования при давлении в сборном баке, ккал/кг, (Приложение 3).

- Потери тепла с «пролетным паром» при отсутствии конденсатоотводчиков определяются по формуле:

                                              , Гкал/год,                                                  (35)

где:  - количество конденсата, кг/ч;

- энтальпия конденсата при давлении в аппарате, ккал/кг;

- теплота испарения при первоначальном давлении в аппарате, ккал/кг;

n - продолжительность отопительного периода (часов в год);

- судьба «пролетного» пара после конденсатоотводчиков, кг/кг:

                                             при

                                                     при

где: и - давление в аппарате и давление за аппаратом, ата;

S - коэффициент, который принимается равному

- Потери тепла с отработанным паром молотов, прессов содержат значительное количество теплоэнергии и составляют 75% от потребности на обдув.

Потери тепла с отработанным паром в ккал определяется по формуле:

                                    , ккал/год,                                                   (36)

где:  - коэффициент, учитывающий выход отработанного пара, равен 0,75;

- расход пара на технологический агрегат (пресс, молот), кг/ч;

- энтальпия отработанного пара, ккал/кг, (Приложение 3);

Т - число часов работы агрегата в год, ч.

6.2.3. Определение потерь тепла трубопроводами.

6.2.3.1. Нормативные тепловые потери через теплоизоляцию.

Тепловые потери изолированных трубопроводов для участков подземной прокладки (ккал/ч) определяются по формуле:

                                               , ккал/час                                                    (37)

для участков надземной прокладки:

                                              , ккал/час

                                              , ккал/час

где: - нормативные среднегодовые тепловые потери соответственно для участков подземной прокладки, подающего и обратного трубопроводов участков надземной прокладки, ккал/ч;

- нормативное значение удельных тепловых потерь подающего и обратного трубопроводов водяных тепловых сетей при подземной прокладке для каждого диаметра труб, ккал/м ч, (Приложение 11);

- нормативные значения удельных тепловых потерь, в соответствии подающего и обратного трубопроводов для каждого диаметра при надземной прокладке, ккал/м ч, (Приложения 10, 14);

l - длина участка тепловой сети, которая характеризуется одинаковым диаметром трубопроводов и типом прокладки, м;

- коэффициент местных тепловых потерь, учитывающий теплопотери арматуры, опор и компенсаторов.

Значение коэффициента в соответствии с действующим СНиП 41-02-2003 «Тепловые сети» принимают для бесканальной прокладки 1,15; для канальной - 1,2 и для надземной прокладки - 1,25.

Для подземной прокладки удельных тепловых потерь проводят суммарно по обоим трубопроводам, для надземной прокладки – по одному трубопроводу.

6.2.3.2. Фактические тепловые потери из-за отсутствия теплоизоляции.

Для определения потерь тепла неизолированными трубопроводами необходимо знать:

- какой теплоноситель протекает в трубопроводе;

- какая максимальная расчетная температура теплоносителя (определяется согласно проекту и методологическим замерам);

- диаметр трубопровода (согласно проекту или методологических замеров);

- длину трубопровода (определяется методом замеров).

Потери тепла неизолированными трубопроводами при надземной прокладке определяются по формуле:

                                        , Гкал/год,                                       (38)

где: - потери теплоэнергии 1 погонного метра неизолированного трубопровода в час, ккал/м ч, определяются по (Приложению 14);

- потери тепловой энергии 1 погонного метра изолированного трубопровода в час, ккал/м ч, принимается с (Приложения 10,14);

n - количество часов работы трубопровода в год;

- длина трубопровода, м;

- коэффициент, учитывающий разницу температур воздуха и труб, (Приложение 12).

Эти потери теплоты умножают на поправочный коэффициент, который зависит от температуры воздуха и разности температур трубы и воздуха (Приложение 12). Температуру стенки трубопроводов для жидкостей и насыщенного пара принимают равной температуре теплоносителя.

Для перегретого пара и газов температуру стенки получают при умножении температуры теплоносителя на поправочный коэффициент, приведенный в    (Приложении 13).

- Потери тепла неизолированной трубой, проложенной в грунте, определяют по формуле:

                                        , ккал/ч,                                               (39)

где:   - средняя температура теплоносителя, °C;

- коэффициент теплопроводности грунта, ккал/м.ч °C - принимается:

для влажных грунтов - = 1,5;

для грунтов средней влажности - = 1,0;

для сухих грунтов - = 0,5 ккал/м ч °C;

- температура грунта, °C;

r - радиус поверхности трубы, которая соприкасается с грунтом, м;

L - длина теплопровода, м;

a - глубина заложения оси теплопровода от поверхности земли, м.

- Потери тепла неизолированным трубопроводом, который проложен в канале, определяется по формуле:

                                            , ккал/ч,                                                       (40)

где:   - средняя температура теплоносителя, °C;

- температура воздуха в канале, °C;

- сумма термических сопротивлений на пути потока тепла от теплоносителя к окружающей среде, м.ч °C/ккал.

Предельные термические сопротивления определяются по формуле:

                                                 , м.ч °C/ккал,

где: - коэффициент теплоотдачи от поверхности трубы к воздуху принимается равным 5,0...10 ккал/ч.м² °C;

- внешний радиус трубы, м.

Внутреннее термическое сопротивление определяется по формуле:

                                                 , м.ч °C/ккал,                                                (41)

где:  - коэффициент теплопроводности трубы, ккал/м.ч °C;

(для стальных труб = 43 ккал/м.ч °C);

- внутренний диаметр трубы.

Тогда потери тепла трубопроводом, который проложен в канале, определяется по формуле:

                                         , Гкал/год

где:   n - время работы теплопровода в год, ч.

6.2.4. Определение потерь тепла из-за отсутствия теплоизоляции для плоских поверхностей теплоиспользующего оборудования.

Потери определяются по формуле:

                                         , Гкал/год,                                            (42)

где: - потери тепловой энергии 1 м² неизолированной поверхностью плоской стенки в час, ккал/м² ч, (приведены в Приложении 14);

- потери тепловой энергии 1 м² изолированной поверхностью плоской стенки в час, ккал/м² ч;

Н - поверхность, м²;

n - срок работы за год, ч.

6.2.5. Определение потерь тепла неизолированными вентилями, задвижками, компенсаторами:

                                         , Гкал/год,                                            (43)

где: - потери тепловой энергии одним неизолированным компенсатором, вентилем, одной задвижкой в час, ккал/ч, (приведены в Приложении 15);

- потери тепловой энергии одним изолированным компенсатором, вентилем, одной задвижкой в час, ккал/ч;

N - количество вентилей, задвижек, компенсаторов, единиц;

n - срок работы за год, ч.

6.2.6. Определение потерь тепла в результате утечек.

- При сверхнормативной подпитке тепловых сетей.

Согласно СНиП 41-02-2003 и 41-03-2003 расчетный (нормативный) часовой расход воды для подпитки водяных тепловых сетей должна быть равной 0,25% объема воды трубопроводов тепловой сети и присоединенных к ним систем отопления и вентиляции помещений (для компенсации утечки воды).

Непроизводительный расход тепла при сверхнормативной подпитке тепловых сетей следует определять по формулам:

                                              , ккал/ч,

                                              , ккал/ч.

где:  - фактический расход тепла, ккал/ч;

С - теплоемкость воды, ккал/м³ °C (принимается 1000 ккал/м³ °C);

- фактический часовой расход воды на подпитку, м³;

- температура воды в подающем трубопроводе тепловой сети, °C;

- температура холодной воды, °C (принимается равной 10 °C);

- нормативный расход тепла, определяется по формуле:

                                              , ккал/ч.                                       (44)

где:  - объем воды трубопроводов тепловой сети и присоединенных к ним систем отопления и вентиляции помещений, м³;

Годовые расходы тепла определяются по формуле:

                               , Гкал/год,                          (45)

где:   n - продолжительность отопительного периода за год в часах.

6.2.7. Определение потерь тепла с утечками теплоносителя (воды) из-за порывов трубопроводов и через отверстие.

Потери тепла в результате утечки теплоносителя из-за порыва трубопровода определяются по формуле:

                                    , Гкал/год                                        (46)

где:   n - количество часов работы трубопровода в год;

- температура теплоносителя, °C;

- температура холодной воды, °C (принимается равной + 10 °C);

С - удельная теплоемкость теплоносителя, ккал/кг °C, (по Приложению 3);

- расход теплоносителя, м³/ч (кг/ч), определяется по формуле:

                                                                                                                  (47)

где:   S - площадь сечения отверстия, м²;

- коэффициент расхода отверстия, определяется по (Приложению 20) в зависимости от числа Рейнольдса, характеризующий утечки воды:

                                             

где: g = 9,81 м/сек²;

H - напор в центре отверстия (в трубе), м.в.ст.;

d - условный диаметр отверстия, м, определяется через площадь отверстия;

v - кинематическая вязкость жидкости (определяется для воды по Приложению 16).

При утечке жидкостей с малыми числами Рейнольдса - зависимость коэффициентов утечки представлена в (Приложении 20).

При утечке с большими числами Рейнольдса (>100000), что характерно для многих случаев утечки воды и воздуха, можно принимать значение = 0,61.

Годовые потери тепла из-за утечки конденсата из порыва трубопровода, в Гкал/год, определяются по формуле:

                                        , Гкал/год                                          (50)

где:   n - количество часов работы конденсатопровода за год;

- температура конденсата, °C;

- температура холодной воды, °C, (принимается равной + 10 °C);

- расходы конденсата, вытекающие из отверстия, м³.

- Определение потерь тепла в результате утечки пара из паропровода.

Потери тепла через неплотности определяется по формуле:

                                     , Гкал/год,                                   (51)

где:   Р - давление пара в паропроводе, МПа (1 ата = 0,1 МПа);

- суммарная площадь отверстий, мм²;

- плотность, кг/м³ (принимается из термодинамического Приложения 3);

z - коэффициент потерь для неплотностей (принимается равным 0,67);

- энтальпия пара, ккал/кг находится из термодинамической таблицы состояния насыщенного пара (Приложение 3);

n - время работы паропровода в течение одного года, часов.

- Потери тепла с паром, вытекающей из полного сечения трубопровода определяется по формуле:

                                             , Гкал/год                                    (52)

где: F - площадь поперечного сечения трубы, м²;

W - средняя скорость пара, м/сек. / Принимается для:

перегретого пара - 50 м/сек,

насыщенного пара - 40 м/сек;

- плотность пара, кг/м³;

- энтальпия пара, ккал/кг, (по таблице Вукаловича или по Приложению 3);

n - количество часов работы за год, ч.

Приложение 1

Удельные расходы условного топлива на производство единицы тепла, 1 т нормального пара

КПД котла

Удельный расход топлива

кг у.т. на 1 ГДж (1 Гкал) теплоты

кг у.т. на 1 т нормального пара

50

68,2 (285,6)

182,80

51

66,8 (280,0)

179,21

52

65,5 (274,6)

175,76

53

64,3 (269,4)

172,45

54

63,1 (264,4)

172,45

55

62,0 (269,6)

166,18

56

60,9 (255,0)

163,21

57

59,6 (250,5)

160,35

58

58,8 (246,2)

157,58

59

57,9 (242,3)

154,91

60

56,8 (238,0)

152,33

61

55,9 (234,1)

149,33

62

55,0 (230,3)

147,41

63

54,1 (226,7)

145,07

64

53,3 (223,1)

142,81

65

52,2 (219,7)

140,61

66

51,7 (216,4)

138,48

67

50,9 (213,1)

136,41

68

50,1 (210,0)

134,41

69

49,4 (207,0)

132,46

70

48,7 (204,0)

130,57

71

48,0 (201,1)

128,73

72

47,4 (198,3)

126,94

73

46,7 (195,6)

125,20

74

46,1 (193,0)

123,51

75

45,5 (190,4)

121,86

76

44,9 (187,9)

120,26

77

44,3 (185,5)

118,70

78

43,7 (183,1)

117,17

79

43,2 (180,8)

115,69

80

42,6 (178,5)

114,25

81

42,1 (176,3)

112,83

82

41,6 (174,1)

111,46

83

41,1 (172,0)

110,12

84

40,6 (170,0)

108,80

85

40,1 (168,0)

107,52

86

39,6 (166,0)

106,27

87

39,2 (164,1)

105,05

88

38,8 (162,3)

103,86

89

38,3 (160,5)

102,69

90

37,9 (158,7)

101,55

91

37,5 (156,9)

100,43

92

37,1 (155,2)

99,34

93

36,7 (153,6)

98,27

94

36,3 (151,9)

97,23

95

35,9 (150,3)

96,21

Приложение 2

Нормативный коэффициент, учитывающий режим работы котла

N
п/п

Тип, марка котла

Вид топлива
(Г - газ;
Р - жидкое;
Т - твердое)

Значения коэффициента при нагрузке, в % от номинального

90

60

40

1. Водогрейные котлы

1

ПТВМ-100

Г

0,997

0,989

0,988

Р

0,999

1,001

1,004

2

ПТВМ-50

Г

0,997

0,99

0,988

Р

0,997

0,988

0,988

3

КВ-ГМ-100

Г

0,993

0,981

0,978

Р

0,999

1,0

1,01

4

КВ-ГМ-50

Г

0,993

0,981

0,978

Р

0,999

1,0

1,01

5

ПТВМ-30

Г

0,997

0,991

0,986

Р

0,997

0,985

0,98

6

КВ-ГМ-30

Г

0,969

0,987

0,98

Р

0,981

0,976

0,970

7

КВ-ГМ-20

Г

0,985

0,980

0,972

Р

0,979

0,976

0,976

8

КВ-ГМ-10

Г

0,989

0,985

0,98

Р

0,985

0,983

0,981

9

КВ-ГМ-6,5

Г

1,001

1,09

1,017

Р

1,0

0,997

1,002

10

КВ-ГМ-4

Г

1,001

1,09

1,017

Р

1,0

0,995

1,007

11

ТВГ-8М

Г

1,002

1,011

1,023

12

ТВГ-4Р

Г

1,002

1,011

1,023

13

ТВГ-2,5

Г

1,002

1,011

1,023

Р

1,0

0,986

1,002

14

ТВГ-1,5

Г

1,002

1,011

1,023

15

КВ-Г-5,2-115 "Грач"

Г

1,0

0,994

0,991

16

КСВ-2,9Г

Г

0,992

0,969

0,966

17

КСВ-1,86Г

Г

1,01

1,0

0,997

18

КБН-Г-2,5

Г

1,0

0,978

0,969

19

"Дрозд"

Г

1,0

0,996

0,986

20

КСВа-2,5Гс (ВК-32)

Г

1,0

0,987

0,979

21

КСВа-3Г "Луганск"

Г

1,0

0,987

0,986

22

КСВ-116гН (ВК-31)

Г

0,998

0,976

0,968

23

КСВа-3,15ГС (ВК-22)

Г

1,0

0,987

0,985

24

КСВТа 3Гс

Г

1,0

0,987

0,986

25

КСВа-2,0-Гс

Г

1,0

0,98

0,975

26

КСВа-1,25 (ВК-32к)

Г

1,0

0,987

0,985

27

КСВа-1,0 Гс,Гн

Г

0,998

0,976

0,968

28

КСВа-0,63 Гн

Г

1,0

0,969

0,962

29

КВаС-Гн-0,8

Г

1,0

0,995

0,986

30

КВаС-Гн-0,4

Г

1,0

0,995

0,989

31

КВаС-Гн-1,0

Г

1,0

0,992

0,987

32

"Тип-100"

Г

1,0

0,995

0,986

33

"Тип-200"

Г

1,0

0,998

0,986

34

"Тип-300"

Г

1,0

0,996

0,98

35

"НИКА-0,5 Гн"

Г

1,0

0,998

0,98

36

"НИКА-1,0 Гн"

Г

1,0

0,998

0,98

37

"Братск-ІІ"

Г

1,0

0,994

0,998

38

"Братск-1Г"

Г

0,996

0,99

0,99

39

"Елга-0,25 Гн"

Г

1,001

0,995

0,993

40

"Факел-Г"

Г

1,003

0,98

0,98

41

"НИИСТУ-5"

Г

0,996

0,994

0,998

Р

0,999

1,004

1,03

Т

1,003

1,018

1,036

42

"Универсал-3"

Г

0,996

0,994

0,998

Р

0,999

1,004

1,03

Т

1,003

1,018

1,036

43

"Универсал-4"

Г

0,996

0,994

0,998

Р

0,999

1,004

1,03

Т

1,003

1,018

1,036

44

"Универсал-5"

Г

0,996

0,994

0,998

Р

0,999

1,004

1,03

Т

1,003

1,018

1,036

45

"Универсал-6"

Г

0,996

0,994

0,998

Р

0,999

1,004

1,03

Т

1,003

1,018

1,036

46

"Системы Надточия"

Г

0,996

0,994

0,998

Р

0,999

1,004

1,03

47

НР (Ч)

Г

0,996

0,994

0,998

Р

0,999

1,004

1,03

48

НР-17

Г

0,996

0,994

0,998

Р

0,999

1,004

1,03

49

НР-18

Г

0,996

0,994

0,998

Р

0,999

1,004

1,03

50

"Тула"

Г

0,996

0,994

0,998

Р

0,999

1,004

1,03

Т

1,003

1,018

1,036

51

"Энергия-6"

Г

0,996

0,994

0,998

Р

0,999

1,004

1,03

Т

1,003

1,018

1,036

52

"Минск-1"

Г

0,996

0,994

0,998

Р

0,999

1,004

1,03

Т

1,003

1,018

1,036

53

Э5-Д

Г

0,996

0,994

0,998

Р

0,999

1,004

1,03

Т

1,003

1,018

1,036

54

КЧМ

Г

0,996

0,994

0,998

Р

0,999

1,004

1,03

Т

1,003

1,018

1,036

55

Е-2,5-0,9ГМ

Г

1,02

1,02

1,02

Р

1,03

1,03

1,03

56

МЕ-4,0-1,41ГМ

Г

1,02

1,02

1,02

Р

1,03

1,03

1,03

57

МЕ-6,5-1,41ГМ

Г

1,02

1,02

1,02

Р

1,03

1,03

1,03

58

ДКВР-2,5-13

Г

1,02

1,02

1,02

Р

1,03

1,03

1,03

Т

1,04

1,04

1,04

59

ДКВР-4-13

Г

1,02

1,02

1,02

Р

1,03

1,03

1,03

Т

1,04

1,04

1,04

60

ДКВР-6,5-13

Г

1,02

1,02

1,02

Р

1,03

1,03

1,03

Т

1,04

1,04

1,04

61

ДКВР-10-13

Г

1,02

1,02

1,02

Р

1,03

1,03

1,03

Т

1,04

1,04

1,04

62

ДКВР-20-13

Г

1,02

1,02

1,02

Р

1,03

1,03

1,03

Т

1,04

1,04

1,04

2. Паровые котлы

1

ГМ-50-14-250

Г

0,996

0,99

1,0

Р

0,999

0,996

1,001

2

ТП-35

Т

1,0

1,009

1,022

Р

1,0

1,005

1,011

3

ТП-30

Г

0,999

1,0

1,007

Р

0,995

0,99

1,001

4

ТС-20

Г

1,001

1,007

1,017

Р

1,002

1,016

1,028

5

ДКВР-20-13

Г

1,004

1,026

1,037

Р

0,995

0,995

1,005

Т

0,987

0,935

0,962

6

ДКВР-10-13

Г

0,997

0,998

1,001

Р

0,996

0,992

0,998

Т

0,980

0,945

0,947

7

ДКВР-6,5-13

Г

0,993

0,997

1,011

Р

0,999

1,002

1,014

Т

1,0

0,985

0,995

8

ДКВР-4-13

Г

1,0

1,002

1,02

Р

0,997

0,991

0,994

Т

0,985

0,960

0,973

9

ДКВР-2,5-13

Г

1,000

1,005

1,019

Р

0,997

0,99

0,985

Т

0,987

0,954

0,978

10

ШБА-7

Г

0,998

0,994

0,999

Р

0,998

1,0

1,008

11

ШБА-5

Г

0,999

1,001

1,003

Р

1,001

1,005

1,011

12

ШБА-3

Г

1,002

1,012

1,024

Р

1,002

1,018

1,044

13

"Шухова 12,0"

Г

0,998

0,994

0,992

14

"Шухова 9,5"

Г

0,998

0,996

1,001

15

"Шухова 7,5"

Г

0,999

0,999

1,002

16

"Шухова 4,7"

Г

1,001

1,007

1,019

17

"Шухова 2,8"

Г

0,999

1,004

1,03

18

"Шухова 3,2"

Г

1,001

1,015

1,04

19

"Шухова 2,0"

Г

1,002

1,018

1,033

20

"Ланкаширский 3,7"

Г

1,003

1,018

1,036

21

"Ланкаширский 2,5"

Г

1,001

1,024

1,036

22

КВ-200

Г

1,003

1,007

1,017

23

КВ-200М

Р

1,005

1,009

1,013

24

КВ-300

Г

1,003

1,007

1,017

25

КВ-300М

Р

1,005

1,009

1,013

26

ММЗ-0,4/8

Г

1,008

1,027

1,03

Р

1,0

1,019

1,023

27

ММЗ-0,8/8

Г

1,005

1,036

1,065

Р

1,008

1,013

1,028

28

Е-0,4/9 (МЗК-8)

Г

1,001

1,005

1,01

Р

1,003

08

1,013

29

Е-1/9

Г

1,0

1,005

1,01

Р

1,002

1,008

1,018

Т

1,009

1,015

1,010

30

"Система Шухова-Берлина"

Г

1,001

1,007

1,019

Р

1,001

1,015

1,04

31

"Система Бабкок-Вилькокс"

Г

1,003

0,997

1,018

Р

1,005

1,015

32

32

ВВД-80-13

Г

0,999

1,007

1,01

33

ВВД-140-13

Р

1,002

1,018

1,042

34

ВВД-200-13

Р

1,002

1,018

1,042

35

КРШ-2-8

Г

1,001

1,007

1,019

36

КРШ-4-13

Р

1,005

1,012

1,015

37

КРШ-6,5-13

Г

1,0

1,005

1,012

Р

1,003

1,01

1,015

38

ДЕ-25-14

Г

1,002

1,01

1,02

Р

0,999

0,995

1,005

39

ДЕ-16-14

Г

1,0

1,012

1,02

Р

0,995

0,999

1,005

40

ДЕ-10-14

Г

1,002

1,01

1,02

Р

0,999

0,995

1,01

41

ДЕ-6,5-14

Г

1,0

0,996

1,015

Р

0,998

1,0

1,005

42

ДЕ-4-14

Г

1,004

1,01

1,026

Р

0,995

0,99

1,005

43

КЕ-25-14

Т

1,0

1,007

1,013

44

КЕ-10-14

Т

1,0

1,005

1,009

45

КЕ-6,5-14

Т

1,0

1,002

1,0017

46

КЕ-4-14

Т

1,0

1,009

1,019

47

КЕ-2,5-14

Т

1,01

1,005

1,02

48

Е-1,0-0,9 М-3

Т

1,04

1,04

1,04

49

Е-1,6-0,9 ГМН

Г

1,035

1,035

1,035

Р

1,04

1,04

1,04

50

Е-2,5-0,9 ГМН

Г

1,035

1,035

1,035

Р

1,04

1,04

1,04

51

Е-2,5-0,9 ГМН

Г

1,035

1,035

1,035

Р

1,04

1,04

1,04

52

МЗК-7АГ-2

Г

1,035

1,035

1,035

Примечание. Если тип котла отличается от приведенного в (Приложении 2), то для водогрейных котлов, работающих на газе, коэффициент брать равным 1,02; на жидком топливе 1,03; на твердом топливе 1,04 во всем диапазоне нагрузок. Для паровых котлов на газе =1,035, на жидком топливе =1,04, на твердом топливе =1,04 во всем диапазоне нагрузок.

Приложение 3

Термодинамические параметры насыщенного пара (в диапазоне 100-200°C по таблице Вукаловича)

Обозначения

Единицы измерения

Условные определения и размерности величин

ккал/кг

Энтальпия

ккал/кг

Энтальпия кипящей воды

ккал/кг

Энтальпия сухого насыщенного пара

ата = кг/см²

Давление

ккал/кг

Спрятана теплота парообразования

ккал/кг град

Энтропия

ккал/кг град

Энтропия кипящей воды

ккал/кг град

Энтропия сухого насыщенного пара

°C

Температура

°C

Температура насыщенная

°абс

Температура по абсолютной шкале

м³/кг

Удельный объем

м³/кг

Удельный объем кипящей воды

м³/кг

Удельный объем сухого насыщенного пара

кг/м³

Удельный вес сухого насыщенного пара

продолжение Приложения 3

продолжение Приложения 3

продолжение Приложения 3

продолжение Приложения 3

продолжение Приложения 3

продолжение Приложения 3

продолжение Приложения 3

продолжение Приложения 3

Приложение 4

Температура уходящих газов °C

Топливо с °C с малым количеством балласта

Топливо с °C с большим количеством балласта

°C

К

°C

К

100

0,820

0,77

0,83

0,79

200

0,830

0,78

0,84

0,79

300

0,840

0,79

0,86

0,80

400

0,860

0,80

0,87

0,81

500

0,870

0,81

0,88

0,83

600

0,880

0,82

0,90

0,83

700

0,890

0,83

0,91

0,84

800

0,900

0,83

0,92

0,85

900

0,910

0,84

0,93

0,86

1000

0,920

0,85

0,94

0,87

1100

0,930

0,86

0,95

0,87

1200

0,940

0,86

0,96

0,88

1300

0,950

0,87

0,97

0,88

1400

0,960

0,88

0,98

0,89

1500

0,970

0,89

–

–

1600

0,975

0,89

–

–

1700

0,980

0,89

–

–

1800

0,985

0,90

–

–

1900

0,990

0,90

–

–

2000

0,995

0,90

–

–

2100

1,000

–

–

–

Приложение 5

Коэффициент разбавления сухих продуктов сгорания

После сгорания топлива

Неполное сгорание топлива

безсерное топливо

серное топливо

безсерное топливо

серное топливо

Приложение 6

Значение величины Z для природного газа

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

Температурный интервал продуктов сгорания, °C

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 7

Значение величины Z для легкого (флотского) мазута

Содержание в сухих продуктах сгорания, %

Температура продуктов сгорания, °C

0-250

250-350

350-500

500-700

700-900

900-1100

1100-1300

1300-1600

16,0

3,95

4,05

4,10

4,20

4,30

4,40

4,50

4,60

15,8

3,98

4,08

4,13

4,23

4,34

4,44

4,54

4,64

15,6

4,05

4,15

4,20

4,30

4,41

4,51

4,61

4,71

15,4

4,08

4,18

4,24

4,34

4,44

4,54

4,64

4,75

15,2

4,12

4,22

4,27

4,37

4,48

4,58

4,68

4,79

15,0

4,18

4,28

4,34

4,44

4,54

4,65

4,75

4,86

14,8

4,21

4,31

4,37

4,47

4,58

4,69

4,79

4,90

14,6

4,28

4,38

4,44

4,54

4,65

4,76

4,86

4,97

14,4

4,31

4,41

4,47

4,57

4,69

4,80

4,90

5,01

14,2

4,38

4,48

4,54

4,64

4,76

4,87

4,97

5,08

14,0

4,41

4,51

4,58

4,68

4,79

4,90

5,00

5,12

13,8

4,48

4,58

4,64

4,74

4,86

4,98

5,08

5,19

13,6

4,54

4,64

4,71

4,81

4,93

5,05

5,15

5,27

13,4

4,58

4,68

4,75

4,85

4,97

5,08

5,18

5,30

13,2

4,64

4,74

4,81

4,91

5,04

5,16

5,26

5,38

13,0

4,71

4,81

4,88

4,98

5,11

5,23

5,33

5,45

12,8

4,78

4,88

4,95

5,05

5,18

5,30

5,40

5,53

12,6

4,84

4,94

5,02

5,12

5,24

5,34

5,47

5,60

12,4

4,91

5,01

5,09

5,19

5,32

5,44

5,54

5,67

12,2

4,97

5,07

5,15

5,25

5,39

5,52

5,62

5,75

12,0

5,04

5,14

5,22

5,32

5,46

5,59

5,69

5,82

11,8

5,11

5,21

5,29

5,39

5,53

5,66

5,76

5,90

11,6

5,20

5,30

5,39

5,49

5,63

5,77

5,87

6,01

11,4

5,27

5,37

5,46

5,56

5,70

5,84

5,94

6,08

11,2

5,37

5,47

5,56

5,66

5,80

5,95

6,05

6,19

11,0

5,41

5,54

5,63

5,73

5,88

6,02

6,12

6,27

10,8

5,53

5,63

5,73

5,83

5,98

6,13

6,23

6,38

10,6

5,63

5,73

5,83

5,93

6,09

6,24

6,34

6,49

10,4

5,73

5,83

5,94

6,04

6,19

6,34

6,44

6,60

10,2

5,83

5,93

6,04

6,14

6,30

6,45

6,55

6,71

10,0

5,93

6,03

6,14

6,24

6,40

6,56

6,66

6,82

9,8

6,03

6,13

6,24

6,34

6,50

6,67

6,77

6,93

9,6

6,16

6,20

6,34

6,48

6,64

6,81

6,91

7,08

9,4

6,26

6,36

6,48

6,58

6,75

6,92

7,02

7,19

9,2

6,39

6,49

6,62

6,72

6,89

7,06

7,16

7,34

9,0

6,66

6,76

6,86

6,99

7,17

7,35

7,45

7,63

8,6

6,79

6,89

7,02

7,12

7,31

7,50

7,60

7,78

8,4

6,92

7,02

7,16

7,26

7,45

7,64

7,74

7,93

8,2

7,09

7,19

7,33

7,43

7,62

7,82

7,92

8,12

8,0

7,23

7,35

7,44

7,54

7,80

8,00

8,10

8,30

7,8

7,41

7,51

7,67

7,77

7,97

8,18

8,28

8,48

7,6

7,58

7,68

7,84

7,94

8,15

8,60

8,46

8,67

7,4

7,78

7,88

8,04

8,14

8,36

8,57

8,67

8,89

7,2

7,97

8,07

8,24

8,34

8,57

8,78

8,88

9,11

7,0

8,17

8,27

8,45

8,55

8,78

8,88

9,10

9,33

Приложение 8

Значение величины Z для тяжелого (топочного) мазута

Содержание в сухих продуктах сгорания, %

Температура продуктов сгорания, °C

0-250

250-350

350-500

500-700

700-900

900-1100

1100-1300

1300-1600

16,5

3,95

4,00

4,05

4,17

4,28

4,38

4,48

4,58

16,3

4,00

4,05

4,10

4,22

4,32

4,42

4,53

4,62

16,0

4,05

4,10

4,14

4,27

4,37

4,47

4,58

4,66

15,8

4,10

4,14

4,18

4,32

4,42

4,52

4,63

4,72

15,6

4,14

4,18

4,22

4,37

4,47

4,57

4,68

4,76

15,4

4,18

4,22

4,27

4,42

4,52

4,62

4,73

4,83

15,2

4,22

4,27

4,32

4,47

4,57

4,67

4,78

4,87

15,0

4,27

4,32

4,37

4,52

4,63

4,74

4,85

4,93

14,8

4,32

4,37

4,42

4,57

4,70

4,80

4,90

4,98

14,6

4,37

4,42

4,47

4,63

4,75

4,85

4,95

5,05

14,4

4,42

4,47

4,52

4,70

4,80

4,90

5,00

5,10

14,2

4,47

4,52

4,57

4,75

4,85

4,95

5,05

5,15

14,0

4,52

4,57

4,63

4,81

4,90

5,00

5,10

5,20

13,8

4,57

4,63

4,70

4,85

4,95

5,05

5,15

5,25

13,6

4,63

4,70

4,75

4,91

5,00

5,10

5,20

5,30

13,4

4,70

4,75

4,81

4,97

5,05

5,15

5,25

5,35

13,2

4,75

4,81

4,88

5,05

5,15

5,25

5,35

5,45

13,0

4,81

4,88

4,96

5,13

5,25

5,35

5,45

5,55

12,8

4,88

4,96

5,05

5,20

5,32

5,42

5,52

5,62

12,6

4,96

5,03

5,10

5,27

5,40

5,50

5,60

5,70

12,4

5,03

5,10

5,17

5,33

5,45

5,55

5,65

5,75

12,2

5,10

5,17

5,25

5,40

5,50

5,60

5,70

5,80

12,0

5,17

5,25

5,33

5,45

5,60

5,70

5,80

5,90

11,8

5,25

5,34

5,40

552

5,70

5,80

5,90

6,00

11,6

5,34

5,40

5,43

5,62

5,80

5,96

6,00

6,10

11,4

5,43

5,50

5,56

5,72

5,90

6,00

–

–

11,2

5,52

5,60

5,64

5,82

5,97

6,10

–

–

11,0

5,61

5,68

5,72

5,92

6,05

6,20

–

–

10,8

5,70

5,75

5,80

6,02

6,15

6,30

–

–

10,6

5,79

5,83

5,88

6,13

6,25

6,40

–

–

10,4

5,88

5,92

5,96

6,20

6,35

6,50

–

–

10,2

5,97

6,06

6,05

6,30

6,45

6,60

–

–

10,0

6,05

6,16

6,17

6,40

6,55

6,70

–

–

9,8

6,16

6,27

6,30

6,50

6,65

6,80

–

–

9,6

6,27

6,36

6,40

6,60

6,75

6,90

–

–

9,4

6,40

6,48

6,55

6,75

6,90

7,05

–

–

9,2

6,55

6,65

6,70

6,90

7,05

7,20

–

–

9,0

6,70

6,78

6,85

7,05

7,20

7,35

–

–

8,8

6,85

6,92

7,00

7,20

7,35

7,50

–

–

8,6

7,00

7,08

7,15

7,35

7,50

7,65

–

–

8,4

7,15

7,22

7,30

7,50

7,65

7,80

–

–

Приложение 9

Значение величины Z для дизельного топлива при температуре уходящих газов от 100 до 300 °C

Содержание в сухих продуктах сгорания, %

Z

Содержание в сухих продуктах сгорания, %

Z

15,4

3,95

10,0

5,67

15,2

4,00

9,8

5,78

15,0

4,02

9,6

5,89

14,8

4,05

9,4

6,00

14,6

4,10

9,2

6,11

14,4

4,15

9,0

6,23

14,2

4,20

8,8

6,34

14,0

4,25

8,6

6,46

13,8

4,30

8,4

6,60

13,6

4,35

8,2

6,75

13,4

4,40

8,0

6,90

13,2

4,46

7,8

7,05

13,0

4,52

7,6

7,25

12,8

4,58

7,4

7,40

12,6

4,65

7,2

7,55

12,4

4,72

7,0

7,75

12,2

4,78

6,8

7,95

12,0

4,85

6,6

8,17

11,8

4,92

6,4

8,40

11,6

5,00

6,2

8,65

11,4

5,06

6,0

8,90

11,2

5,13

5,8

9,20

11,0

5,20

5,6

9,50

10,8

5,28

5,4

9,85

10,6

5,36

5,2

10,20

10,4

5,47

5,0

10,50

10,2

5,57

Приложение 10

Нормы тепловых потерь или одним изолированным водяным теплопроводом при наземной прокладке с расчетной среднегодовой температурой наружного воздуха 5°C

Внешний диаметр трубопровода, мм

Нормы тепловых потерь, ккал/ /м.ч/

Среднегодовая температура воды, °C

50

75

100

125

32

48

57

76

89

108

133

159

194

219

273

325

377

426

478

529

630

720

820

920

1020

1420

15

18

21

25

28

31

35

38

42

45

53

60

71

82

89

95

104

115

135

155

180

230

23

27

30

35

38

43

48

50

58

50

70

80

93

105

113

120

133

145

168

190

220

280

31

36

40

45

50

55

60

65

73

78

87

100

114

128

136

145

160

176

200

225

255

325

38

45

49

56

60

67

74

80

88

95

107

120

135

150

160

170

190

206

233

260

292

380

1

Приложение 11

Нормы тепловых потерь изолированными водяными теплопроводами при подземной бесканальной прокладке и прокладке в непроходных каналах с расчетной среднегодовой температурой почвы 5°C на глубине заложения теплопроводов

                                                                                                                                                     , ккал/м.ч

Внешний диаметр трубы , мм

Для обратной линии при = 50°C

Для дальнейшей линии при = 65°C

Суммарный для двухтрубной прокладки при = 65°C

Для дальнейшей линии при = 90°C

Суммарный для двухтрубной прокладки при = 90°C

Для дальнейшей линии при = 110°C

Суммарный для двухтрубной прокладки при = 110°C

1

2

3

4

5

6

7

8

32

57

76

89

108

159

219

273

325

377

426

478

529

630

720

820

920

1020

20

25

29

31

34

42

51

60

68

76

82

91

101

114

125

141

155

170

25

31

35

38

42

52

62

72

81

–

–

–

–

–

–

–

–

–

45

56

64

69

76

94

113

132

149

–

–

–

–

–

–

–

–

–

32

40

45

49

54

65

79

90

100

107

121

132

142

163

181

200

218

240

52

65

74

80

88

107

130

150

168

183

203

223

243

277

306

341

373

410

38

47

53

57

62

75

91

103

115

126

187

150

160

184

202

223

244

266

58

72

82

88

96

117

142

163

183

202

219

241

261

298

327

364

399

436

1

Приложение 12

Поправочный коэффициент , который зависит от температуры воздуха, разницы температуры трубы и воздуха,

Температура воздуха, °C

Поправочный коэффициент , °C

50

200

400

500

-10

0

10

30

40

0,87

0,90

0,95

1,05

1,10

0,88

0,91

0,96

1,05

1,09

0,89

0,92

0,97

1,04

1,08

0,90

0,93

0,98

1,03

1,07

Приложение 13

Поправочный коэффициент для определения температуры стенки

Давление рабочего тела, кГс/см²

Температура пара, °C

Поправочный коэффициент при скорости пара, м/с

10

20

40

80

2

5

10

20

и выше

150

200

250

200

250

300

250

300

350

300

350

400

600

0,81

0,76

0,73

0,88

0,85

0,81

0,91

0,88

0,84

0,93

0,91

0,90

0,88

0,88

0,84

0,81

0,93

0,90

0,87

0,95

0,93

0,91

0,97

0,95

0,94

0,92

0,92

0,90

0,87

0,96

0,94

0,92

0,97

0,96

0,96

0,98

0,97

0,95

0,94

0,95

0,92

0,90

0,97

0,96

0,94

0,98

0,97

0,96

0,99

0,98

0,97

0,95

1

Приложение 14

Потери тепловой энергии при разной температуре теплоносителя по трубопроводам / при температуре окружающей среды равной 25°C /

Температура теплоносителя, °C

Для труб при внутреннем диаметре мм / ккал/м.ч /

Для плоской стенки ккал/м².ч

75

100

150

200

250

300

350

400

  100

  125

  150

  175

  200

  225

  250

  275

  300

    225

35

    320

40

    415

45

    545

54

    705

56

    960

60

  1050

61

  1215

64

  1470

71

    295

45

    450

53

    590

60

    770

71

    960

76

  1150

80

  1440

80

  1660

85

  1980

93

    415

50

    640

76

    830

84

  1090

100

  1345

108

  1730

112

  2180

118

  2500

121

  2880

133

    575

90

    800

101

  1090

112

  1410

134

  1790

143

  2240

150

  2750

145

  3260

150

  3840

174

    640

113

    960

126

  1280

140

  1730

165

  2180

178

  2720

181

  3330

190

  3900

199

  4610

218

    770

137

  1150

152

  1540

166

  1990

197

  2560

212

  3140

220

  3840

228

  4610

233

  5500

262

    865

160

  1345

176

  1790

192

  2300

229

  2940

245

  4030

250

  4420

270

  5250

276

  6200

303

    990

182

  1470

202

  1990

220

  2620

281

  3260

315

  4480

320

  5000

325

  6000

345

  7050

378

    960

65

  1440

73

  1920

80

  2500

83

  3140

95

  3840

102

  4610

109

  5500

124

  6400

130

Примечание:  Числитель - потери тепловой энергии неизолированной поверхностью;

Знаменатель - допустимые потери тепловой энергии изолированной поверхностью.

1

Приложение 15

Потери тепла вентилями, задвижками и компенсаторами при температуре окружающей среды +25°C / в ккал /ч /

Диаметр условного прохода, мм

Температура теплоносителя, °C

100

150

200

250

300

350

400

450

60

256/ 117

475/ 195

765/ 305

1050/ 420

1510/ 685

1990/ 750

2520/ 950

3700/ 1400

100

372/ 160

660/ 270

1055/ 420

1480/ 580

2080/ 885

2740/ 1030

3520/ 1320

5300/ 1950

200

630/ 160

1110/ 440

1740/ 690

2460/ 955

3360/ 1290

4540/ 1675

5800/ 2440

8500/ 3110

300

965/ 390

1680/ 665

2630/ 1010

3700/ 1430

5050/ 1925

6650/ 2440

8500/ 3120

12500/ 4550

400

1260/ 510

2250/ 880

3500/ 1350

4960/ 1860

6700/ 2480

8850/ 3240

11100/ 4050

16700/ 6050

500

1560/ 610

2760/ 1060

4300/ 1630

6150/ 2310

8450/ 3120

11250/ 4100

14500/ 5180

21200/ 7650

Примечание: Числитель – потери (непроизводительный расход) тепловой энергии неизолированной поверхностью (ккал/ч);

Знаменатель – потери тепловой энергии изолированной поверхностью  (ккал/ч).

Приложение 16

Кинематическая вязкость жидкости

Вода

Значение , м²/с при температуре, °C

0

6

8

10

12

14

16

18

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Чистая

1,79

1,47

1,38

1,31

1,23

1,17

1,11

1,06

1,01

0,81

0,60

0,56

0,48

0,42

0,37

0,33

0,29

Сточная

–

1,67

1,56-1,73

1,47-1,61

1,38-1,52

1,31-1,42

1,23-1,34

1,17-1,27

1,11-1,2

–

–

–

–

–

–

–

–

Приложение 17

Теплотехнические характеристики газообразного и жидкого топлива, применяемые при подсчетах и

Топливо

Жаропродуктивность

°C

Сотношение объемов сухих и влажных продуктов сгорания

сухих продуктов сгорания

Низшая теплота сгорания отнесена к  1 м³ сухих продуктов сгорания P, Ккал/м³

Водяной газ

2200

0,81

21

1130

Жидкий газ

2100

0,84

13,8

1000

Коксовый газ

2090

0,77

10,4

1080

Нефтепромышленный газ

2050

0,84

13,2

1000

Генераторный газ из битумоминозного топлива

1750

0,91

20

780

Генераторный газ из тощего топлива

1660

0,93

20

740

Воздушный газ

1500

0,99

21

630

Доменный газ

1470

0,98

24

600

Мазут

2110

0,88

16,5

960

Бензин

2080

0,88

14,8

960

Дизельное топливо

2100

0,88

15,4

975

Природный газ

2100

0,81

11,8

1000

Приложение 18

Потери тепла через ограждения и конструкций (в ккал) при поверхности нагрева

Удельные потери тепла (ккал/м².ч)

Удельные потери тепла (ккал/м².ч)

t °C

стенки

под

свод

t °C

стенки

под

свод

45

157

78

123

335

3720

1860

2910

50

197

98

154

340

3794

1897

2968

60

282

141

221

345

3868

1934

3026

70

373

186

295

350

3943

1971

3087

80

468

234

366

355

4017

2009

3142

90

568

284

444

360

4092

2046

3201

100

671

335

525

365

4168

2084

3260

105

723

362

566

370

4243

2122

3319

110

777

389

601

375

4319

2160

3379

115

831

416

650

380

4396

2198

3438

120

886

443

693

385

4472

2236

3498

125

942

471

737

390

4549

2274

3558

130

999

499

781

395

4626

2313

3618

135

1056

528

826

400

4703

2351

3679

140

1113

557

871

405

4780

2390

3789

145

1172

586

916

410

4858

2429

3800

150

1230

615

962

415

4930

2468

3861

155

1290

645

1009

420

5014

2507

3922

160

1350

675

1056

425

5093

2546

3984

165

1410

705

1103

430

5172

2586

4045

170

1472

736

1151

435

5250

2625

4107

175

1533

767

1199

440

5330

2665

4169

180

1595

798

1248

445

5409

2705

4231

185

1658

829

1297

450

5489

2744

4293

190

1721

860

1346

455

5569

2784

4356

195

1784

892

1396

460

5649

2824

4419

200

1848

924

1446

465

5729

2865

4481

205

1913

956

1496

470

5810

2905

4544

210

1977

989

1547

475

5890

2945

4608

215

2043

1021

1598

480

5972

2986

4671

220

2108

1054

1649

485

6053

3026

4735

225

2174

1087

1701

490

6298

3067

4798

230

2241

1120

1753

500

6421

3149

4926

235

2308

1154

1805

505

240

2375

1188

1858

515

6545

3272

5119

245

2443

1221

1911

520

6628

3314

5184

250

2511

1255

1964

525

6710

3355

5249

255

2579

1290

2010

530

6794

3397

5314

260

2648

1324

2070

535

6877

3438

5379

265

2717

1359

2120

540

6971

3480

3445

270

2787

1393

2180

545

7028

3522

5510

275

2856

1428

2230

550

7128

3564

5576

280

2927

1463

2280

555

7212

3606

5642

285

2997

1499

2340

560

7297

3648

5708

290

3068

1534

2400

565

7381

3691

5774

295

3134

1567

2451

570

300

3211

1605

2511

575

305

3282

1641

2567

580

310

3355

1677

2624

585

315

3427

1714

2681

590

320

3500

1750

2738

595

325

3573

1786

2795

600

7979

3989

6241

330

3646

1823

2852

Приложение 19

Теплотехнические характеристики смеси природного газа и мазута

в сухих продуктах горения, %

Соотношение топлива

Жаропро-дуктивнисть, , °C

Теплота сгорания отнесенная к 1 м³ продуктов горения, ккал/м³

Отношение объемов сухих и влажных продуктов горения, b

Природный газ, м³

Мазута, кг

11,8

1

0,0

2010

1000

0,80

12,2

1

0,1

2010

1000

0,80

12,6

1

0,2

2020

1000

0,81

13,0

1

0,3

2030

990

0,82

13,3

1

0,4

2030

990

0,82

13,5

1

0,5

2040

990

0,83

13,7

1

0,6

2040

980

0,83

13,8

1

0,7

2050

980

0,84

14,0

1

0,8

2050

980

0,84

14,2

1

0,9

2050

980

0,84

14,3

1

1,0

2060

980

0,85

14,7

1

1,5

2070

970

0,86

15,0

1

2,0

2080

970

0,86

15,4

1

3,0

2090

970

0,87

16,5

0

1,0

2100

960

0,88

Приложение 20

Зависимость коэффициентов вытекания из малых отверстий в тонкой стенке от числа Рейнольдса

Приложение 21

Зависимость потерь тепла в окружающую среду от паропроизводительности котла

Зависимость потерь тепла в окружающую среду чугунных секций котлов (водогрейных)

1

1. «Универсал – 3» (46,2 м²)

2. «Универсал – 6» (41,8 м²)

3. «Универсал – 5» (37,5 м²)

4. «Универсал – 6» (52,9 м²)

5. «Отопитель – 1» (54 м²)

1

продолжение Приложения 21

Зависимость потерь тепла в окружающую среду от           теплопроизводительности котла