РД 153-34.1-20.597-2001. Рекомендации и пример расчета энергетической характеристики водяных тепловых сетей по показателю «Тепловые потери»
(утв. РАО ЕЭС «России» 21.03.2001)
РАО «ЕЭС России»
21 марта 2001 года
Дата введения — 1 декабря 2001 года
РЕКОМЕНДАЦИИ И ПРИМЕР РАСЧЕТА ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ ВОДЯНЫХ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ ПО ПОКАЗАТЕЛЮ «ТЕПЛОВЫЕ ПОТЕРИ»
Разработаны Открытым акционерным обществом «Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС».
Исполнители: Л.Д. Сатанов, Ю.Н. Викторов, А.Р. Байбурин.
Утверждены Департаментом научно-технической политики и развития РАО «ЕЭС России» 21.03.2001.
Первый заместитель начальника А.П. Ливинский.
1. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО СОСТАВЛЕНИЮ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ ВОДЯНЫХ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ ПО ПОКАЗАТЕЛЮ «ТЕПЛОВЫЕ ПОТЕРИ»
Настоящие Рекомендации разработаны в дополнение к части II РД 153-34.0-20.523-98 [5].
1.1. Для разработки энергетической характеристики (ЭХ) водяной тепловой сети (ТС) по показателю «тепловые потери» необходимо наличие результатов испытаний ТС на тепловые потери согласно требованиям раздела 4.12 РД 34.20.501-95 [4], проводимых в соответствии с РД 34.09.255-97 [6].
Для разработки ЭХ ТС могут быть использованы лишь результаты испытаний, проведенных с соблюдением условий и требований к представительности испытываемых участков ТС, метрологическому обеспечению измерений, подготовке и проведению испытаний, обработке полученных результатов и их анализу.
При первичной разработке ЭХ могут быть использованы результаты испытаний, проведенных в течение последних 5 лет (срока, определенного для периодичности их проведения РД 34.20.501-95 [4]). Если в этот период были выполнены работы по замене тепловой изоляции, перекладке или реконструкции части ТС, изменяющие теплотехнические характеристики теплоизоляционных конструкций по ТС в целом, то для этих участков следует провести корректировку значений тепловых потерь на основании расчетно-аналитических зависимостей с последующим уточнением тепловых потерь по результатам очередных испытаний.
1.2. Приведенные в РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II] порядок определения тепловых потерь через теплоизоляционные конструкции и технологические алгоритмы разработаны исходя из возможности выполнения расчетов с использованием ПЭВМ, что позволяет значительно сократить затраты времени на выполнение работы, производить накопление данных и создание банка, а в последующем и базы данных, что не исключает также возможности проведения «ручного» расчета.
Рекомендуется придерживаться приведенного в РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II] порядка проведения расчетов, что позволяет унифицировать форму разработки и представления ЭХ ТС как в одной, так и в нескольких энергосистемах. В настоящих Рекомендациях конкретизируются основные положения и порядок выполнения работы, содержание и форма представления как исходных данных, так и результатов разработки.
1.3. Для определения тепловых потерь через теплоизоляционные конструкции и разработки ЭХ по показателю «тепловые потери» используется принятый в РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II] метод оценки фактических тепловых потерь путем их сопоставления с нормами проектирования тепловой изоляции в приведенных (среднегодовых) температурных условиях работы ТС.
Несмотря на то, что в РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II] этот метод нашел достаточное отражение, следует привести дополнительные разъяснения отдельных положений.
Практика нормирования эксплуатационных тепловых потерь, а также анализ разработанных ЭХ ТС показывает, что в большинстве случаев за эксплуатационные нормы тепловых потерь принимаются нормы проектирования тепловой изоляции ТС (как правило, нормы [1]) без введения поправок на результаты периодических испытаний ТС по определению тепловых потерь.
Нормы проектирования тепловой изоляции в большинстве случаев не могут являться эксплуатационными нормами тепловых потерь для ТС, находящихся в работе. Эксплуатационные тепловые потери, равные по значениям нормам тепловых потерь, могут быть приняты лишь для вновь вводимых или реконструируемых ТС (участков), конструкции тепловой изоляции и прокладка которых в целом выполнены в полном соответствии с проектом и требованиями действующих нормативных документов к технологии производства строительно-монтажных работ, качеству примененных теплоизоляционных материалов, а также при соответствии реальных условий работы прокладки принятым при разработке проекта.
Во всех других случаях для разработки ЭХ ТС и нормируемых эксплуатационных тепловых потерь необходимы данные по фактическим тепловым потерям в объеме требований РД 34.09.255-97 [6] и проведение их сопоставительного анализа с нормами проектирования.
В процессе работы ТС даже при обеспечении требуемых условий эксплуатации изоляционные свойства теплоизоляционных конструкций вследствие естественного старения претерпевают существенные изменения. При разработке норм потерь тепла, при проектировании и их технико-экономическом обосновании это обстоятельство учитывается путем установления расчетного срока службы тепловой изоляции, который для традиционных видов теплоизоляционных конструкций, как правило, ниже срока службы трубопроводов. Так, нормами [1] для изоляции на основе изделий из минеральной ваты этот срок для различных видов прокладки устанавливался равным 10 — 15 годам исходя из предположения, что в течение этого срока службы теплоизоляционные свойства конструкций настолько ухудшаются по сравнению с первоначальным уровнем, что теряется их технико-экономическое значение, принятое при разработке норм потерь тепла.
С внедрением современных конструкций тепловой изоляции, в частности на основе пенополиуретана, ситуация может принципиально измениться (при условии соблюдения технологии изготовления и монтажа теплопроводов). Однако незначительные объем и срок их эксплуатации в нашей стране не позволяют сделать выводы как о соответствии фактических тепловых потерь таких прокладок в реальных условиях эксплуатации нормам проектирования, так и об изменениях значений тепловых потерь в процессе эксплуатации теплопроводов.
Использование в РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II] норм тепловых потерь для проектирования тепловой изоляции в качестве уровня отсчета для фактических тепловых потерь позволяет не только упростить алгоритм определения нормируемых эксплуатационных тепловых потерь, но и осуществлять накопление статистического материала для оценки динамики изменения тепловых потерь и эффективности мероприятий по их снижению.
1.4. Значения удельных тепловых потерь по нормам проектирования принимаются в зависимости от времени проектирования тепловых сетей — по нормам [1], [2] и [3]. Нормы [3] введены в действие уже после разработки РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II] и значительно повышают требования к значению тепловых потерь при новом проектировании.
Нормы тепловых потерь по [2] и [3] приведены для двух режимов работы систем централизованного теплоснабжения (СЦТ) в течение года по продолжительности более 5000 ч, 5000 ч и менее, что обусловлено различием требований к технико-экономической эффективности тепловой изоляции при различной продолжительности работы. Подавляющая часть СЦТ работает круглогодично (за исключением ремонтного периода), в то же время отдельные СЦТ работают только в отопительный период. Граница в 5000 ч является достаточно условной, поэтому при определении нормируемого периода работы ТС при использовании норм следует ориентироваться на статистические климатологические данные, т.е. на продолжительность периода со среднесуточной температурой +8 °С и ниже для данного населенного пункта.
1.5. В разделе 3.1 РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II] приведены основные положения по разработке нормируемых эксплуатационных тепловых потерь для различных участков ТС в зависимости от методики определения фактических тепловых потерь: на основании проведенных испытаний характерных участков и распространения их результатов; аналитического расчета, проектной документации.
Условия выбора участков ТС для проведения испытаний и распространения полученных результатов приведены в РД 34.09.255-97 [6]. При оценке результатов определения фактических тепловых потерь следует руководствоваться указаниями раздела 3.2 и приложения 3 РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II].
Определение тепловых потерь расчетно-аналитическим методом может осуществляться для отдельных участков, например:
- для участков, виды прокладки и конструкции тепловой изоляции которых не являются характерными для данной ТС, но занимают суммарно достаточно большой объем (до 10 — 15%) по материальной характеристике ТС (бесканальная прокладка, прокладка в проходных и полупроходных каналах, тоннелях и т.п.).
Примечание. По обобщенным статистическим данным, в структуре тепловых сетей АО-энерго подземная прокладка в непроходных каналах составляет около 50%, надземная — около 36%, остальное — другие виды прокладки, в том числе бесканальная — 2%. Основным видом тепловой изоляции являются изделия из минеральной ваты. Для конкретных ТС на балансе энергопредприятий эти соотношения могут быть иными;
- для участков, виды прокладки и конструкции тепловой изоляции которых являются характерными, но находятся в неблагоприятных условиях эксплуатации, имеют значительные сроки службы, подлежат замене или реконструкции в ближайшей перспективе.
Практически целесообразно определение тепловых потерь нехарактерных участков расчетно-аналитическим методом тогда, когда их доля в общей материальной характеристике ТС на балансе по каждому признаку составляет не ниже 5%. Для нехарактерных участков с меньшей долей материальной характеристики тепловые потери могут быть приняты по соответствующим нормам проектирования для основных видов прокладки (подземной канальной, бесканальной и надземной).
Для участков ТС, введенных в эксплуатацию после монтажа или реконструкции с заменой тепловой изоляции, тепловые потери принимаются по проектным данным, если качество строительно-монтажных работ и примененных изоляционных материалов соответствует требованиям нормативных документов и проекту, а при отсутствии данных — по значениям тепловых потерь в проекте в соответствии с нормами проектирования.
Для участков ТС, введенных в эксплуатацию с отступлениями от проекта, изменяющими теплотехнические характеристики изоляции и конструкции ТС в целом, значения тепловых потерь следует определять расчетно-аналитическим методом с введением ограничений при их нормировании (см. п. 1.6 настоящих Рекомендаций).
1.6. В соответствии с принятым в РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II] алгоритмом нормируемые эксплуатационные тепловые потери устанавливаются путем введения поправочных коэффициентов к часовым среднегодовым тепловым потерям для каждого участка, определенным по нормам проектирования. Поправочные коэффициенты определяются как отношения значений тепловых потерь, полученных различными методами (см. выше), к значениям тепловых потерь по нормам проектирования. Однако значения поправочных коэффициентов, принимаемых для нормирования, могут отличаться от полученных соотношений, если эти соотношения превышают определенные максимальные значения.
При определении максимальных (предельных) значений поправочных коэффициентов следует руководствоваться положениями п. 3.1.11 и приложения 3 РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II], которые ограничивают максимальные значения коэффициентов в зависимости от соотношений основных видов прокладки (подземной и надземной) в общей материальной характеристике ТС на балансе энергопредприятия (без учета доли других видов прокладки). Значения предельных коэффициентов, как и других величин в упомянутом приложении, приведены в настоящих Рекомендациях на основании обобщения опыта испытаний по определению тепловых потерь, а также расчетов теплотехнических конструкций при их различных технических состояниях, и носят рекомендательный характер.
Приложением 3 РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II] следует также руководствоваться при ежегодной корректировке нормируемых тепловых потерь в период между регламентными (1 раз в 5 лет) испытаниями по определению тепловых потерь, начиная со второго года после проведения испытаний.
Значения поправок ДЕЛЬТА К приведены в зависимости от двух величин: соотношения долей подземной и надземной прокладки и отношения К фактических тепловых потерь по результатам испытаний и расчета к тепловым потерям по нормам проектирования. При этом, чем больше доля того или иного вида прокладки и значение коэффициента К, тем меньше значение ежегодной поправки ДЕЛЬТА К и предельное значение поправочного коэффициента К + ДЕЛЬТА К, принимаемого для нормирования для каждого соотношения фактических потерь и нормативных.
Абсолютные значения ежегодных поправок ДЕЛЬТА К и предельных величин К + ДЕЛЬТА К для подземной прокладки в общем случае ниже, чем для надземной, из-за менее интенсивного увеличения тепловых потерь при условно одинаковом ухудшении технического состояния тепловой изоляции.
Указанные поправки и поправочные коэффициенты применимы только для участков ТС, тепловая изоляция которых выполнена по нормам [1] и для которых проводилось обобщение результатов испытаний, и не могут быть распространены на участки, тепловая изоляция которых выполнена по нормам [2], из-за недостаточного их количества и соответственно опыта проведения их испытаний. Кроме того, нормы удельных тепловых потерь по [2] на 20 — 25% ниже норм для соответствующих видов прокладки по [1], что изменяет значения как коэффициента К, так и поправок ДЕЛЬТА К и К + ДЕЛЬТА К.
При определении соотношений по видам прокладки из материальных характеристик подземной и надземной прокладки должны быть исключены участки, которые выполнены по нормам [2] или [3], если они составляют по каждому виду прокладки более 5% по материальной характеристике.
Так как приведенные в приложении 3 РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II] данные являются усредненными для различных ТС, то для конкретных ТС ими можно руководствоваться только при первичном применении, в дальнейшем указанные поправки должны быть скорректированы, исходя из результатов периодических испытаний по определению тепловых потерь, анализа статистики технического состояния ТС, их возрастной структуры.
Данные упомянутого приложения могут быть также использованы для оценки тепловых потерь, полученных на основании расчетно-аналитического метода, используемого для указанных выше случаев, при их сопоставлении с нормами [1].
1.7. В разделе 3.3 РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II] приведено определение показателей нормируемых эксплуатационных тепловых потерь через теплоизоляционные конструкции, которые, соответственно, являются показателями теплотехнических характеристик и технического состояния как теплоизоляционных конструкций, так и того или иного вида прокладки в целом для ТС на балансе энергопредприятия. Рассматриваемые показатели могут быть использованы для укрупненной оценки значения тепловых потерь по видам прокладки при изменении температурного режима работы ТС или их материальной характеристики, а также по мере накопления статистических данных по абсолютным значениям показателей в течение ряда лет и их относительных значений (по отношению к показателям тепловых потерь по нормам проектирования) для оценки динамики изменения теплотехнического состояния ТС и эффективности выполняемых работ по снижению тепловых потерь.
Отсутствие нормативных значений показателей тепловых потерь, регламентируемых действующими нормативными документами, не позволяет непосредственно использовать эти показатели для нормирования эксплуатационных тепловых потерь и оценки работы ТС.
1.8. В разделе 3.4 РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II] приводится определение потерь тепловой энергии с потерями сетевой воды. Положения этого раздела и формулы для расчета потерь сетевой воды и тепла с ними предназначены для укрупненной оценки этих величин и применяются в случае, когда ЭХ по показателю «тепловые потери» по какой-либо причине разрабатывается до составления ЭХ по показателю «потери сетевой воды». Нормируемым значением потерь сетевой воды в этом случае учитывается только нормируемая утечка, которая является хотя и значительной, но не единственной составляющей эксплуатационных потерь (затрат) сетевой воды и соответствующих потерь (затрат) тепловой энергии на транспорт.
При одновременной разработке ЭХ по показателям «потери тепла» и «потери сетевой воды» составляющую потерь тепла с потерями сетевой воды следует определять, принимая количественное значение потерь сетевой воды в соответствии с РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. III] для ТС на балансе энергоснабжающего предприятия.
Следует отметить, что потери сетевой воды с нормируемой утечкой как в данном разделе настоящих Рекомендаций, так и в РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. III] должны определяться исходя из среднегодового объема (емкости) трубопроводов ТС и присоединенных к ней систем теплопотребления в соответствии с РД 34.20.501-95 [4]. Это не согласуется с требованием действующих Правил технической эксплуатации коммунальных сетей определять нормативную утечку от всего объема ТС и систем теплопотребления в СЦТ (так же устанавливалась нормативная утечка по ПТЭ до 14-го издания). При разработке ЭХ нормативное значение утечки следует принимать в соответствии с РД 34.20.501-95 [4].
1.9. Результаты разработки ЭХ по показателю «тепловые потери» должны быть представлены в виде графиков, данными для построения которых являются результаты расчетов нормируемых часовых среднегодовых и месячных тепловых потерь через тепловую изоляцию и с потерями сетевой воды, а также исходная информация по режимам работы ТС (температурам сетевой воды и окружающей среды, продолжительности работы по сезонам и т.п.).
Графическая форма ЭХ позволяет наглядно отразить изменение тепловых потерь по месяцам и сезонам в зависимости от изменения температурных условий и в меньшей степени от сезонного изменения материальной характеристики ТС.
График часовых тепловых потерь через тепловую изоляцию (см. рисунок 2 РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]), являясь вспомогательным для построения ЭХ, в то же время позволяет по значению абсолютных часовых потерь и наклону их линий сделать самую общую оценку уровня тепловых потерь по видам прокладки (подземной и надземной) в зависимости как от теплотехнических свойств изоляционных конструкций, так и от значения материальной характеристики на балансе энергопредприятия.
Графики часовых среднемесячных тепловых потерь через теплоизоляционные конструкции и с потерями сетевой воды (см. рисунки 3 и 4 РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]) отражают сезонные изменения абсолютных потерь в зависимости от температурных условий работы ТС, а для потерь тепла с потерями сетевой воды также и от сезонного изменения материальной характеристики. Построение суммарного графика тепловых потерь через тепловую изоляцию и с потерями сетевой воды по месяцам и в целом за год (см. рисунок 5 РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]), а также графика соотношения нормируемых потерь тепла с планируемым отпуском тепловой энергии (см. рисунок 6 РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]) позволяет провести первичный анализ уровня нормируемых эксплуатационных тепловых потерь.
Построенные в определенном масштабе графики могут быть использованы для укрупненных расчетов значений тепловых потерь, в то же время для более точных расчетов должны применяться ПЭВМ с соответствующим программным обеспечением.
При анализе значения тепловых потерь, их соотношений с отпуском тепловой энергии, а также динамики изменения, следует рассматривать как абсолютные значения тепловых потерь, так и отпуск тепла, а также количество (по материальной характеристике) ТС, находящихся на балансе энергоснабжающей организации, по отношению ко всем ТС в системе теплоснабжения от данного источника тепла.
1.10. В разделе 5 РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II] приведены положения по определению фактических потерь тепла за прошедшие отрезки времени.
Тепловые потери через тепловую изоляцию за прошедший период, определенные согласно РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II], являются фактическими условно, так как в большинстве случаев в реальных условиях отсутствует возможность составления баланса отпущенной от источника(ов) тепла и потребленной (или переданной на границах балансовой ответственности) тепловой энергии из-за недостаточной оснащенности приборами учета.
При определении тепловых потерь по формулам (23) — (26) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II] необходимо осуществлять корректировку разработанных нормируемых значений эксплуатационных тепловых потерь с учетом изменения:
- фактических температур сетевой воды в подающем и обратном трубопроводах ТС, температур наружного воздуха и грунта за рассматриваемый прошедший период;
- значения материальной характеристики ТС, фактически находившихся в работе за рассматриваемый период, по сравнению со значением материальной характеристики на период разработки ЭХ или ее корректировки на планируемый год, в том числе с учетом вновь введенных ТС или переданных с баланса на баланс;
- теплотехнических характеристик отдельных участков ТС в результате реконструкции или модернизации существующих ТС, а также замены тепловой изоляции.
На участках ТС, для которых при нормировании вводились ограничения по максимальным значениям поправочных коэффициентов к нормам тепловых потерь для проектирования, фактические тепловые потери следует определять исходя из значений поправочных коэффициентов, определенных по результатам испытаний или расчета.
Формула (43) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II] для определения
потерь тепла с потерями сетевой воды за прошедший месяц работы ТС применима только для ориентировочной оценки этой величины для
ср.м.ф
закрытых СЦТ. При этом следует иметь в виду, что величина G ут
относится к системе теплоснабжения в целом. Для выделения доли потерь сетевой воды, приходящейся на ТС на балансе энергопредприятия, могут быть использованы алгоритмы РД
153-34.0-20.523-98 [5, ч. III].
2. ПРИМЕР ОПРЕДЕЛЕНИЯ НОРМИРУЕМЫХ ТЕПЛОВЫХ ПОТЕРЬ И ПОСТРОЕНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ ВОДЯНОЙ ТЕПЛОВОЙ СЕТИ ПО ПОКАЗАТЕЛЮ «ТЕПЛОВЫЕ ПОТЕРИ»
2.1. Исходные данные
2.1.1. Источником теплоснабжения является ТЭЦ в составе АО-энерго, входящего в РАО «ЕЭС России».
На балансе АО-энерго находятся магистральные и часть распределительных водяных ТС, основная часть распределительных и квартальные сети эксплуатируются муниципальным предприятием; ТС на промпредприятиях, составляющие незначительную долю всех ТС, находятся на балансе промпредприятий.
Присоединенная тепловая нагрузка по договорам составляет 1258 Гкал/ч; в том числе коммунально-бытовая — 1093 и промышленная — 165 Гкал/ч; отопительно-вентиляционная тепловая нагрузка составляет 955 Гкал/ч, максимальная нагрузка на горячее водоснабжение (по закрытой схеме) — 303 Гкал/ч; отопительно-вентиляционная нагрузка коммунально-бытового сектора — 790 Гкал/ч, в том числе отопительная — 650 и вентиляционная — 140 Гкал/ч.
Утвержденный АО-энерго температурный график отпуска тепла (рисунок Б.1 настоящих Рекомендаций - здесь и далее рисунки не приводятся) - повышенный, расчетными температурами воды 150/70 °С при расчетной температуре наружного воздуха t = -30 °С, со
н.р
срезкой 135 °С, спрямлением для горячего водоснабжения (ГВС) 75 °С.
2.1.2. Тепловая сеть двухтрубная тупиковая; ТС выполнены в основном подземной канальной и надземной на низких опорах прокладкой, другие виды прокладки (бесканальная, в проходных каналах и т.п.) занимают незначительный объем (по материальной характеристике). Тепловая изоляция выполнена из минераловатных изделий.
Продолжительность отопительного периода 5808 ч, летнего — 2448, ремонтного — 504 ч.
2.1.3. Материальная характеристика ТС на балансе АО-энерго по участкам представлена в таблице А.1 настоящих Рекомендаций.
2.1.4. Среднемесячные и среднегодовые значения температуры наружного воздуха и грунта (на средней глубине залегания трубопроводов) по данным местной метеорологической станции или климатических справочников, усредненным за последние 5 лет, приведены в таблице А.2 настоящих Рекомендаций.
2.1.5. Среднемесячные значения температуры сетевой воды в подающем и обратном трубопроводах по утвержденному температурному графику отпуска тепла при среднемесячных значениях температуры наружного воздуха и среднегодовые значения температуры сетевой воды приведены в таблице А.2 настоящих Рекомендаций.
2.1.6. Результаты испытаний по определению тепловых потерь в виде поправочных коэффициентов к удельным тепловым потерям по нормам проектирования составляют в среднем по надземной прокладке — 0,91; по подземной — 0,87. Испытания проводились в 1997 г. в соответствии с РД 34.09.255-97 [6].
Испытаниям подвергались участки магистрали № 1 ТЭЦ — ТК-1 и ТК-1 — ТК-2 надземной прокладки с наружными диаметрами 920 и 720 мм протяженностью соответственно 1092 и 671 м и участки магистрали № 2 ТК-1 — ТК-4 и ТК-4 — ТК-6 подземной канальной прокладки с наружными диаметрами 920 и 720 мм протяженностью соответственно 88 и 4108 м. Материальная характеристика испытанных сетей составляет 38% всей материальной характеристики ТС на балансе АО-энерго.
2.1.7. Ожидаемый (планируемый) отпуск тепловой энергии, определяемый планово-экономическими службами энергоснабжающей организации по месяцам и за год, приведен в таблице А.4 настоящих Рекомендаций (без учета количества тепла на промпредприятия).
2.2. Определение нормируемых эксплуатационных тепловых потерь
Эксплуатационные тепловые потери в водяных ТС состоят из двух видов потерь — через теплоизоляционные конструкции и с утечками сетевой воды.
2.2.1. Определение нормируемых эксплуатационных тепловых потерь через теплоизоляционные конструкции осуществляется для ТС на балансе энергоснабжающей организации в виде часовых (при среднегодовых условиях работы ТС) [МВт (Гкал/ч)] и среднемесячных [МВт (Гкал/ч)] тепловых потерь по участкам ТС (см. п. 3.1.6 РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]) в соответствии с материальной характеристикой (см. таблицу А.3 настоящих Рекомендаций), а также месячных и годовых потерь [ГДж (Гкал)] в целом по ТС на балансе:
-
тепловые потери через изоляцию определяются раздельно по видам прокладки (подземная и надземная) вследствие различных алгоритмов их зависимости от температур сетевой воды и окружающей среды (грунта или воздуха) (см. п. п. 3.1.6 и 3.1.8 РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]);
-
нормируемые часовые среднегодовые потери по участкам ТС в общем виде определяются формулой (1) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]:
ср.г
Q = q К L бета. норм н Значения удельных (на 1 м длины) часовых тепловых потерь q ,
н
Вт/м [ккал/(м х ч)], по видам прокладки определяются по нормам [1] и [2] в зависимости от срока ввода ТС в эксплуатацию (см. п. 3.1.7 и таблицы П1.1 - П1.5 РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]):
- к удельным тепловым потерям вводятся поправочные коэффициенты К, полученные на основании результатов испытаний или расчета согласно положениям п. 3.1.11 РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II], и бета — на дополнительные потери тепла арматурой, компенсаторами, опорами (см. п. 3.1.6 РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]);
- нормируемые часовые тепловые потери при среднегодовых условиях работы в целом по ТС на балансе энергопредприятия определяются путем суммирования часовых среднегодовых потерь по участкам (по видам прокладки);
ср.м
- нормируемые часовые среднемесячные Q [МВт (Гкал/ч)] и н м месячные Q [ГДж (Гкал)] тепловые потери по видам прокладки н определяются путем пересчета часовых среднегодовых тепловых потерь на среднемесячные температурные условия работы ТС (см. таблицу А.2 настоящих Рекомендаций) и число часов работы в данном месяце;
- составляющая ЭХ по тепловым потерям через изоляцию строится в виде графика часовых среднемесячных [МВт (Гкал/ч)] (см. рисунок Б.3 настоящих Рекомендаций) и месячных [ГДж (Гкал)] тепловых потерь в разрезе года раздельно по видам прокладки для тепловой сети на балансе энергоснабжающей организации.
2.2.2 Определение нормируемых эксплуатационных тепловых
потерь с потерями сетевой воды в настоящих Рекомендациях в соответствии с РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II] осуществляется только для потерь с нормируемой утечкой в виде годовых тепловых г потерь Q [ГДж (Гкал)] по формуле (36) РД 153-34.0-20.523-98 ут [5, ч. II] (см. рисунок Б.4 данных Рекомендаций):
ср.г ср.г
t + t
г ср.г ср.г п о ср.г -6
Q = а х V с ро (------------- - t ) n х 10 .
ут 2 х год
- нормируемая среднегодовая утечка сетевой воды а [куб. м/(ч куб. м)] принимается по РД 34.20.501-95 [4] в размере 0,25% среднегодового объема (емкости) ТС и систем теплопотребления; ср.г
исходя из объема ТС и систем теплопотребления в отопительном и летнем периодах работы СЦТ и соответствующего числа часов работы
n; - расчет производится в целом для ТС и подключенных систем теплопотребления на балансе энергоснабжающей организации; - определяются нормируемые эксплуатационные месячные тепловые м потери с утечкой сетевой воды Q [ГДж (Гкал)] исходя из сезонных ут потерь и соответствующих средних температур сетевой и холодной воды и числа часов работы;
- составляющая ЭХ по потерям тепла с потерями сетевой воды строится в виде графика месячных тепловых потерь ТС на балансе энергоснабжающей организации.
2.2.3. Энергетическая характеристика водяных ТС по показателю «тепловые потери» определяется путем суммирования нормируемых месячных значений тепловых потерь через тепловую изоляцию с потерями сетевой воды, а также их годовых значений.
Для оценки доли тепловых потерь от количества переданной тепловой энергии могут быть определены их относительные значения по месяцам и в целом за год работы ТС.
2.3. Определение нормируемых эксплуатационных тепловых потерь через теплоизоляционные конструкции
Определение часовых тепловых потерь при среднегодовых условиях ср.г ср.г ср.г работы ТС Q , Q и Q [Вт (ккал/ч)] по нормам [1] и норм норм.п норм.о [2] осуществляется раздельно для подземной и надземной прокладки.
2.3.1. Удельные часовые тепловые потери определяются по нормам [1] и таблицам П1.1 и П1.2 РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]) для участков ТС, введенных в эксплуатацию до 01.01.90 (или позже по проектам, выполненным до этого времени), и по нормам [2] и таблицам П1.3 — П1.5 РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II] для участков ТС, выполненных по соответствующим проектам.
Участок ТЭЦ — ТК-1 надземной прокладки d 920 мм; удельные н часовые тепловые потери определяются по таблице П1.2 и формулам (6) и (7) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]:
ср.г т1
ДЕЛЬТА t - ДЕЛЬТА t
т1 т2 т1 п п
q = q + (q - q ) х ------------------------- =
н.п н.п н.п н.п т2 т1
ДЕЛЬТА t - ДЕЛЬТА t
п п
261 - 220
= 220 + --------- х [(83,27 - 5,37) - 70] = 232,95 Вт/м
95 - 70
или
225 - 190
q = 190 + --------- х [(83,27 - 5,37) - 70] = 200,30 ккал/(м х ч); н.п 95 - 70 ср.г т1 ДЕЛЬТА t - ДЕЛЬТА t т1 т2 т1 о о q = q + (q - q ) х ------------------------- = н.о н.о н.о н.о т2 т1 ДЕЛЬТА t - ДЕЛЬТА t о о
220 - 180
= 180 + --------- х [(47,07 - 5,37) - 45] = 174,71 Вт/м
70 - 45
или
190 - 155
q = 155 + --------- х [(47,07 - 5,37) - 45] = 150,23 ккал/(м х ч). н.о 70 - 45 Участок ТК-1 - ТК-2 надземной прокладки d 720 мм; удельные
н
часовые тепловые потери определяются по таблице П1.2 и формулам (6) и (7) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]:
q = 179,37 Вт/м или q = 154,23 ккал/(м х ч); н.п н.п q = 128,38 Вт/м или q = 110,38 ккал/(м х ч). н.о н.о Участок ТК-2 - ТК-3 надземной прокладки D 500 мм переложен в
у
1995 г.; удельные часовые тепловые потери определяются при числе часов работы в год более 5000 по таблице П1.5 и формулам (6) и (7) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II].
Предварительно определяется разность среднегодовых температур сетевой воды и наружного воздуха для определения диапазона
использования табличных данных: - меньшая разность температур (°С) сетевой воды и наружного воздуха:
т1 т1 ср.г ДЕЛЬТА t = t - t = 50 - 5 = 45;
в
- <a id="p100115"></a>большая разность температур (°С) сетевой воды и наружного
воздуха:
т2 т2 ср.г ДЕЛЬТА t = t - t = 100 - 5 = 95,
в
ср.г
где t - расчетная среднегодовая температура наружного
в
воздуха 5 °С.
119 - 71
q = 71 + -------- х [(83,27 - 5,37) - 45] = 102,58 Вт/м н.п 95 - 45
или
102 - 61
q = 61 + -------- х [(83,27 - 5,37) - 45] = 88,20 ккал/(м х ч); н.п 95 - 45
119 - 71
q = 71 + -------- х [(47,07 - 5,37) - 45] = 67,83 Вт/м н.о 95 - 45
или
102 - 61
q = 61 + -------- х [(47,07 - 5,37) - 45] = 5832 ккал/(м х ч). н.о 95 - 45
Участок ТК-1 — ТК-4 подземной канальной прокладки d 920 мм; н удельные часовые тепловые потери определяются по таблице П1.1 и формуле (4) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]:
ср.г т1
ДЕЛЬТА t - ДЕЛЬТА t
т1 т2 т1 ср ср
q = q + (q - q ) х -------------------------.
н н н н т2 т1
ДЕЛЬТА t - ДЕЛЬТА t
ср ср
Предварительно определяется среднегодовая разность температур
сетевой воды и грунта для определения диапазона использования
табличных данных: - меньшая разность температур (°С) сетевой воды и грунта:
т1 т1
t + t
т1 п о ср.г 65 + 50
ДЕЛЬТА t = --------- - t = ------- - 5 = 52,5;
ср 2 гр 2
- <a id="p100127"></a>большая разность температур (°С) сетевой воды и наружного
воздуха:
т2 т2
t + t
т2 п о ср.г 90 + 50
ДЕЛЬТА t = --------- - t = ------- - 5 = 65,
ср 2 гр 2
ср.г
где t - расчетная среднегодовая температура грунта 5°С.
гр
433 - 387 83,27 + 47,07 q = 387 + --------- х [(------------- - 6,85) - 52,50] = 408,42 Вт/м н 65 - 52,5 2
или
373 - 333 83,27 + 47,07 q = 333 + --------- х [(------------- - 6,85) - 52,50] = 351,18 ккал/(м х ч). н 65 - 52,5 2 Участок ТК-4 - ТК-6 подземной канальной прокладки d 720 мм;
н
удельные часовые тепловые потери определяются по таблице П1.1 и формуле (4) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]:
q = 334,16 Вт/м или q = 287,32 ккал/(м х ч). н н Участок ТК-6 - ТК-7 подземной канальной прокладки D 600 мм
у
переложен в 1995 г.; удельные часовые тепловые потери определяются при числе часов работы более 5000 по таблице П1.3 и формуле (4) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]:
(109 + 41) - (79 + 50) 83,27 + 47,07 q = (79 + 50) + ---------------------- х [(------------- - 6,85) - 52,50] = 138,77 Вт/м н (65 - 52,5) 2
или
(94 + 35) - (68 + 43) 83,27 + 47,07 q = (68+ 43) + --------------------- х [(------------- - 6,85) - 52,50] = 119,32 ккал/(м х ч). н (65 - 52,5) 2
Участок ТЭЦ — ТК-9 надземной прокладки d 720 мм; удельные н часовые тепловые потери определяются по таблице П1.2 и формулам (6) и (7) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]:
204 - 168
q = 168 + --------- [(83,27 - 5,37) - 70] = 179,37 Вт/м н.п 95 - 70
или
176 - 145
q = 145 + --------- [(83,27 - 5,37) - 70] = 154,23 ккал/(м х ч); н.п 95 - 70
168 - 133
q = 133 + --------- [(47,07 - 5,37) - 45] = 128,38 Вт/м н.о 70 - 45
или
145 - 115
q = 115 + --------- [(47,07 - 5,37) - 45] = 110,38 ккал/(м х ч). н.о 70 - 45 Участок ТК-9 - ТК-10 подземной канальной прокладки d 720 мм;
н
удельные часовые тепловые потери определяются по таблице П1.1 и формуле (4) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]:
(355 - 316) 83,27 + 47,07 q = 316 + ----------- х [(------------- - 6,85) - 52,50] = 334,16 Вт/м н (65 - 52,5) 2
или
(306 - 272) 83,27 + 47,07 q = 272 + ----------- х [(------------- - 6,85) - 52,50] = 287,32 ккал/(м х ч). н (65 - 52,5) 2 Участок ТК-10 - ТК-11 подземной канальной прокладки d 529 мм;
н
удельные часовые тепловые потери определяются по таблице П1.1 и формуле (4) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]:
q = 265,43 Вт/м или q = 228,23 ккал/(м х ч). н н
Участок ТЭЦ — ТК-12 подземной канальной прокладки d 529 мм; н удельные часовые тепловые потери определяются по таблице П1.1 и формуле (4) РД 153-34.0-2.523-98 [5, ч. II]:
q = 265,43 Вт/м или q = 228,23 ккал/ (м х ч). н н
Участок ТЭЦ — ТК-13 подземной канальной прокладки d 325 мм; н удельные часовые тепловые потери определяются по таблице П1.1 и формуле (4) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]:
195 - 173 83,27 + 47,07 q = 173 + --------- [(------------- - 6,85) - 52,50] = 183,25 Вт/м н 65 - 52,5 2
или
168 - 149 83,27 + 47,07 q = 149 + --------- [(------------- - 6,85) - 52,50] = 157,56 ккал/(м х ч). н 65 - 52,5 2 Участок ТК-13 - ТК-14 надземной прокладки d 325 мм; удельные
н
часовые тепловые потери определяются по таблице П1.2 и формулам (6) и (7) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]:
116 - 93
q = 93 + -------- [(83,27 - 5,37) - 70] = 100,26 Вт/м н.п 95 - 70
или
100 - 93
q = 80 + -------- [(83,27 - 5,37) - 70] = 86,21 ккал/(м х ч); н.п 95 - 70
93 - 70
q = 70 + ------- [(47,07 - 5,37) - 45] = 66,96 Вт/м н.о 70 - 45
или
80 - 60
q = 60 + ------- [(47,07 - 5,37) - 45] = 57,58 ккал/(м х ч). н.о 70 - 45 Участок ТК-14 - ТК-15 надземной канальной прокладки d 273 мм;
н
удельные часовые тепловые потери определяются по таблице П1.2 и формулам (6) и (7) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]:
101 - 81
q = 81 + -------- [(83,27 - 5,37) - 70] = 87,32 Вт/м н.п 95 - 70
или
87 - 70
q = 70 + ------- [(83,27 - 5,37) - 70] = 75,08 ккал/(м х ч); н.п 95 - 70
81 - 61
q = 61 + ------- [(47,07 - 5,37) - 45] = 58,36 Вт/м н.о 70 - 45
или
70 - 53
q = 53 + ------- [(47,07 - 5,37) - 45] = 50,18 ккал/(м х ч). н.о 70 - 45 Участок ТК-15 - ТК-16 надземной прокладки d 219 мм; удельные
н
часовые тепловые потери определяются по таблице П1.2 и формулам (6) и (7) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]:
90 - 70
q = 70 + ------- [(83,27 - 5,37) - 70] = 76,32 Вт/м н.п 95 - 70
или
78 - 60
q = 60 + ------- [(83,27 - 5,37) - 70] = 65,62 ккал/(м х ч); н.п 95 - 70
70 - 53
q = 53 + ------- [(47,07 - 5,37) - 45] = 50,75 Вт/м н.о 70 - 45
или
60 - 46
q = 46 + ------- [(47,07 - 5,37) - 45] = 43,64 ккал/(м х ч). н.о 70 - 45
2.3.2 Участок ТК-16 — ТК-17 длиной 646 м d 219 мм подземной
н
бесканальной прокладки с изоляцией из пенополимербетона, толщина изоляции дельта = 50 мм; глубина заложения от поверхности до оси трубопроводов 1,6 м. Удельные часовые тепловые потери этого участка определяются путем расчета согласно приложению 2 РД
153-34.0-20.523-98 [5, ч. II].
Коэффициент теплопроводности изоляции принимается по таблице П2.1 РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]:
лямбда = 0,07 = Вт/(м х °С) или лямбда = 0,0602 ккал/(м х ч х °С). из из Вводится поправка на техническое состояние изоляции по результатам эксплуатационных данных (незначительное разрушение основного слоя изоляции) согласно справочной таблице П2.2 РД
153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]. К = 1,3. лямбда
лямбда = лямбда х К = 0,07 х 1,3 = 0,091 Вт/(м х °С) из из лямбда
или
лямбда = 0,0782 ккал/(м х ч х °С). из
Коэффициент теплопроводности грунта лямбда принимается по гр таблице П2.3 РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II] для суглинка во влажном состоянии:
лямбда = 2,56 Вт/(м х °С) или лямбда = 2,2012 ккал/(м х ч х °С). гр гр Термическое сопротивление изоляции R определяется по формуле
из
(44) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]:
ln (1 + 2 дельта / d ) ln (1 + 2 х 0,05 / 0,219)
н
R = --------------------- = ------------------------- = 0,6578 (м х °С)/Вт из 2 пи лямбда 2 пи х 0,091
из
или
ln (1 + 2 х 0,05 / 0,219)
R = ------------------------- = 0,7655 (м х ч х °С)/ккал. из 2 пи х 0,0782 Термическое сопротивление массива грунта R определяется по
гр
формуле (51) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]:
ln [4 х Н / (D + 2 х дельта)] ln [4 х 1,6 / (0,219 + 2 х 0,05)]
н
R = ------------------------------ = --------------------------------- = 0,1864 (м х °С)/Вт гр 2 пи х лямбда 2 пи х 2,56
гр
или
ln [4 х 1,6 / (0,219 + 2 х 0,05)]
R = --------------------------------- = 0,2168 (м х ч х °С)/ккал. гр 2 пи х 2,2012 Термическое сопротивление, учитывающее взаимное влияние подающего и обратного трубопроводов R , определяется по формуле
п.о
(52) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]:
_______________ ___________________
/ 2 / 2
ln \/1 + (2 х Н / S) ln \/1 + (2 х 1,6 / 0,5)
R = --------------------- = ------------------------- = 0,1162 (м х °С)/Вт
п.о 2 пи лямбда 2 пи х 2,56
гр
или
___________________
/ 2
ln \/1 + (2 х 1,6 / 0,5)
R = ------------------------- = 0,1351 (м х ч х °С)/ккал. п.о 2 пи х 2,2012 Среднегодовые часовые удельные тепловые потери подающего q и
п
обратного q трубопроводов участка бесканальной прокладки о определяются по формулам (53) и (54) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]:
ср.г ср.г о о ср.г ср.г
(t - t ) х (R + R ) - (t - t ) R
п гр из гр о гр п.о
q = ---------------------------------------------------- =
п п п о о 2
(R + R ) х (R + R ) - R
из гр из гр п.о
(83,27 — 6,85) х (0,6578 + 0,1864) — (47,07 — 6,85) х 0,1162 = ------------------------------------------------------------ = 85,58 Вт/м 2 (0,6578 + 0,1864) х (0,6578 + 0,1864) — (0,1162)
или
(83,27 - 6,85) х (0,7655 + 0,2168) - (47,07 - 6,85) х 0,1351
q = ------------------------------------------------------------ = 73,59 ккал/(м х ч); п 2
(0,7655 + 0,2168) х (0,7655 + 0,2168) - (0,1351)
ср.г ср.г п п ср.г ср.г
(t - t ) х (R + R ) - (t - t ) R
о гр из гр п гр п.о
q = ---------------------------------------------------- =
о п п о о 2
(R + R ) х (R + R ) - R
из гр из гр п.о
(47,07 — 6,85) х (0,6578 + 0,1864) — (83,27 — 6,85) х 0,1162 = ------------------------------------------------------------ = 35,86 Вт/м 2 (0,6578 + 0,1864) х (0,6578 + 0,1864) — (0,1162)
или
(47,07 - 6,85) х (0,7650 + 0,2168) - (83,27 - 6,85) х 0,1351
q = ------------------------------------------------------------ = 30,84 ккал/(м х ч). о 2
(0,7655 + 0,2168) х (0,7655 + 0,2168) - (0,1351)
Среднегодовые часовые удельные тепловые потери участка бесканальной прокладки определяются по формуле (55) РД
153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]:
q = q + q = 85,58 + 35,86 = 121,44 Вт/м р п о
или
q = q + q = 73,59 + 30,84 = 104,42 ккал/(м х ч). р п о
2.3.3. К значениям удельных тепловых потерь принимаются поправочные коэффициенты К. По результатам испытаний получены следующие коэффициенты:
- <a id="p100197"></a>для участков надземной прокладки:
п
о
Указанные поправочные коэффициенты принимаются для нормирования эксплуатационных тепловых потерь в том году, в котором проводились испытания (1997 г.).
На период между очередными испытаниями по определению тепловых потерь начиная с года (отопительного сезона), следующего за тем, в котором проводились испытания, вводятся ежегодные поправки.
Значения ежегодных поправок определяются по приложению 3 РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II] в зависимости от соотношения материальных характеристик подземной и надземной прокладок в целом для ТС на балансе АО-энерго и значений поправочных коэффициентов по результатам испытаний.
Для рассматриваемой ТС соотношение по материальной характеристике (бесканальная прокладка включена в подземную) составляет 0,80:0,20.
Значение ежегодной поправки составляет:
- для подземной прокладки ДЕЛЬТА К = 0,07;
- для надземной прокладки (при среднем значении между подающим и обратным трубопроводами К = 0,91) ДЕЛЬТА К = 0,13.
Для нормирования могут быть приняты в каждом последующем (после испытаний) году поправочные коэффициенты К + ДЕЛЬТА К, не превышающие предельных значений, указанных в приложении 3 [5, ч. II] в графах, соответствующих К по видам прокладки, т.е. для подземной прокладки — 1,10, для надземной — 1,30.
В 2000 г. на период разработки ЭХ поправочные коэффициенты составляют:
К = 0,87 + (3 х 0,07) = 1,08; подз
п о К = К = 0,91 + (3 х 0,13) = 1,30. надз надз
2.3.4. Нормируемые эксплуатационные часовые тепловые потери через тепловую изоляцию по участкам ТС определялись по формулам (17) — (20) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]:
Участок ТЭЦ — ТК-1 надземной прокладки; нормируемые эксплуатационные часовые тепловые потери через тепловую изоляцию определяются по формулам (18) и (19) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]:
ср.г н Q = SUM (q К L бета) = 232,95 х 1,30 х 1092 х 1,15 = 380297 Вт н.п н.п п
или
ср.г
Q = 200,30 х 1,30 х 1092 х 1,15 = 326997 ккал/ч; н.п
ср.г н Q = SUM (q К L бета) = 174,71 х 1,30 х 1092 х 1,15 = 285227 Вт н.о н.о о
или
ср.г
Q = 150,23 х 1,30 х 1092 х 1,15 = 245251 ккал/ч. н.о
Участок ТК-1 — ТК-2 надземной прокладки; нормируемые эксплуатационные часовые тепловые потери через тепловую изоляцию определяются по формулам (18) и (19) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]:
ср.г ср.г Q = 179933 Вт или Q = 154714 ккал/ч; н.п н.п ср.г ср.г Q = 128777 Вт или Q = 110729 ккал/ч. н.о н.о
Участок ТК-2 — ТК-З надземной прокладки; нормируемые эксплуатационные часовые тепловые потери через тепловую изоляцию определяются по формулам (18) и (19) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]:
ср.г ср.г Q = 58429 Вт или Q = 50240 ккал/ч; н.п н.п ср.г ср.г Q = 38635 Вт или Q = 33220 ккал/ч. н.о н.о
Участок ТК-1 — ТК-4 подземной канальной прокладки; эксплуатационные часовые тепловые потери через тепловую изоляцию определяются по формуле (17) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]:
ср.г н ср.г Q = SUM (q К L бета) = 44639 Вт или Q = 38382 ккал/ч. н н н
Участок ТК-4 — ТК-6 подземной канальной прокладки; эксплуатационные часовые тепловые потери через тепловую изоляцию определяются по формуле (17) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]:
ср.г ср.г Q = 1704919 Вт или Q = 1465967 ккал/ч. н н
Участок ТК-6 — ТК-7 подземной канальной прокладки; эксплуатационные часовые тепловые потери через тепловую изоляцию определяются по формуле (17) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]:
ср.г ср.г Q = 223546 Вт или Q = 192215 ккал/ч. н н
Участок ТЭЦ — ТК-9 надземной прокладки; нормируемые эксплуатационные часовые тепловые потери через тепловую изоляцию определяются по формулам (18) и (19) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]:
ср.г ср.г Q = 146146 Вт или Q = 125662 ккал/ч; н.п н.п ср.г ср.г Q = 104597 Вт или Q = 89937 ккал/ч. н.о н.о
Участок ТК-9 — ТК-10 подземной канальной прокладки; эксплуатационные часовые тепловые потери через тепловую изоляцию определяются по формуле (17) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]:
ср.г ср.г Q = 1675037 Вт или Q = 1440273 ккал/ч. н н
Участок ТК-10 — ТК-11 подземной канальной прокладки; эксплуатационные часовые тепловые потери через тепловую изоляцию определяются по формуле (17) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]:
ср.г ср.г Q = 635930 Вт или Q = 546801 ккал/ч. н н
Участок ТЭЦ — ТК-12 подземной канальной прокладки; эксплуатационные часовые тепловые потери через тепловую изоляцию определяются по формуле (17) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]:
ср.г ср.г Q = 1017026 Вт или Q = 874485 ккал/ч. н н
Участок ТЭЦ — ТК-13 подземной канальной прокладки; эксплуатационные часовые тепловые потери через тепловую изоляцию определяются по формуле (17) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]:
ср.г ср.г Q = 20483 Вт или Q = 17613 ккал/ч. н н
Участок ТК-13 — ТК-14 надземной прокладки; нормируемые эксплуатационные часовые тепловые потери через тепловую изоляцию определяются по формулам (18) и (19) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]:
ср.г ср.г Q = 42420 Вт или Q = 36474 ккал/ч; н.п н.п ср.г ср.г Q = 28330 Вт или Q = 24359 ккал/ч. н.о н.о
Участок ТК-14 — ТК-15 надземной прокладки; нормируемые эксплуатационные часовые тепловые потери через тепловую изоляцию определяются по формулам (18) и (19) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]:
ср.г ср.г Q = 52216 Вт или Q = 44897 ккал/ч; н.п н.п ср.г ср.г Q = 34897 Вт или Q = 30007 ккал/ч. н.о н.о
Участок ТК-15 — ТК-16 надземной прокладки; нормируемые эксплуатационные часовые тепловые потери через тепловую изоляцию определяются по формулам (18) и (19) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]:
ср.г ср.г Q = 28523 Вт или Q = 24526 ккал/ч; н.п н.п ср.г ср.г Q = 18970 Вт или Q = 16311 ккал/ч. н.о н.о
Участок ТК-16 — ТК-17 подземной бесканальной прокладки; эксплуатационные часовые тепловые потери через тепловую изоляцию определяются по формуле (20) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]:
ср.г н Q = q К L бета = 121,44 х 1,00 х 646 х 1,15 = 90221 Вт н н р
или
ср.г
2.3.5. Нормируемые эксплуатационные часовые тепловые потери через теплоизоляционные конструкции по видам прокладки в целом для тепловой сети при среднегодовых температурных условиях ее работы определяются: - для участков подземной прокладки путем суммирования тепловых ср.г потерь по двум трубопроводам (подающему и обратному) Q [МВт н (Гкал/ч)] по формуле (14) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]:
ср.г
Q = 0,0446 + 1,7049 + 0,2235 + 1,6750 + 0,6359 + Н
+ 1,0170 + 0,0205 + 0,0902 = 5,4118 МВт
или
ср.г
Q = 0,0384 + 1,4660 + 0,1922 + 1,4403 + 0,5468 + Н
+ 0,8745 + 0,0176 + 0,0776 = 4,6533 Гкал/ч;
- <a id="p100261"></a>для участков надземной прокладки раздельно для подающего и
обратного трубопроводов: ср.г
для подающего Q [МВт (Гкал/ч)] по формуле (15) н.п РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II] путем суммирования тепловых потерь по подающим трубопроводам:
ср.г
Q = 0,3803 + 0,1799 + 0,0584 + 0,1461 + н.п
+ 0,0424 + 0,0522 + 0,0285 = 0,8880 МВт
или
ср.г
Q = 0,3270 + 0,1547 + 0,0502 + 0,1257 + н.п
+ 0,0365 + 0,0449 + 0,0245 = 0,7635 Гкал/ч;
ср.г
для обратного трубопровода Q [МВт (Гкал/ч)] по формуле н.о (16) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II] путем суммирования тепловых потерь по обратным трубопроводам участков:
ср.г
Q = 0,2852 + 0,1288 + 0,0386 + 0,1046 + н.о
+ 0,0283 + 0,0349 + 0,0190 = 0,6394 МВт
или
ср.г
Q = 0,2453 + 0,1107 + 0,0332 + 0,0899 + н.о
+ 0,0244 + 0,0300 + 0,0163 = 0,5498 Гкал/ч.
ср.г ср.г ср.г Значения Q , Q и Q в [МВт (Гкал/ч)] приведены в н н.п н.о
таблице А.4 настоящих Рекомендаций.
2.3.6 Нормируемые эксплуатационные часовые потери при
среднемесячных условиях работы ТС определяются: - для участков подземной прокладки суммарно по подающему и ср.м обратному трубопроводам Q [МВт (Гкал/ч)] по формуле (24) п РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II] (для января):
ср.м ср.м ср.м
t + t - 2t
ср.м ср.г п о гр
Q = Q х ---------------------- =
п п ср.г ср.г ср.г
t + t - 2t
п о гр
103,33 + 52,08 - 2 х 3,40
= 5,4118 х ------------------------- = 6,8946 МВт
83,27 + 47,07 - 2 х 6,85
или
ср.м 103,33 + 52,08 - 2 х 3,40 Q = 4,6533 х ------------------------- = 5,6283 Гкал/ч. п 83,27 + 47,07 - 2 х 6,85
Аналогично определяются часовые среднемесячные тепловые потери для других месяцев, результаты приведены в таблице А.4 настоящих Рекомендаций; - для участков надземной прокладки раздельно по подающему
ср.м ср.м Q и обратному трубопроводам Q [МВт (Гкал/ч)] по формулам н.п н.о
(25) и (26) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II] (для января):
ср.м ср.м
t - t
ср.м ср.г п в 103,33 - (-6,86)
Q = Q х ------------- = 0,8880 х ---------------- = 1,2560 МВт
н.п н.п ср.г ср.г 83,27 - 5,37
t - t
п в
или
ср.м 103,33 - (-6,86) Q = 0,7635 х ---------------- = 1,0800 Гкал/ч; н.п 83,27 - 5,37 ср.м ср.м t - t ср.м ср.г о в 52,08 - (-6,86) Q = Q х ------------- = 0,6394 х --------------- = 0,9038 МВт н.о н.о ср.г ср.г 47,07 - 5,37 t - t о в
или
ср.м 52,08 - (-6,86) Q = 0,5498 х --------------- = 0,7771 Гкал/ч. н.о 47,07 - 5,37
Аналогично определяются часовые среднемесячные тепловые потери для других месяцев, результаты приведены в таблице А.4 настоящих Рекомендаций.
Как вспомогательные могут быть построены графики часовых тепловых потерь в зависимости от разности температур сетевой воды и окружающей среды ДЕЛЬТА t (см. рисунок Б.2) в МВт (Гкал/ч).
ср
2.3.7 Нормируемые эксплуатационные месячные (для января)
тепловые потери через теплоизоляционные конструкции прокладки в м целом для тепловой сети Q [ГДж (Гкал)] определяются по формуле из (23) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]:
м ср.м ср.м ср.м Q = 3,6 х (Q + Q + Q ) х n = из п н.п н.о м
= 3,6 х (6,8946 + 1,2560 + 0,9038) х 744 = 24251 ГДж
или
м ср.м ср.м ср.м Q = (Q + Q + Q ) х n = из п н.п н.о м
= (5,9283 + 1,0800 + 0,7771) х 744 = 5793 Гкал.
Аналогично определяются нормируемые месячные тепловые потери для других месяцев, результаты приведены в таблице А.4 настоящих Рекомендаций.
2.3.8. Определяются показатели нормируемых часовых эксплуатационных тепловых потерь через теплоизоляционные
конструкции при среднегодовых условиях по видам прокладки для всей ТС: подз - для участков подземной прокладки П , Вт/(кв. м х °С) т.и [ккал/(ч кв. м °С], по формуле (27) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]:
ср.г
Q
подз п П = ------------------------------- = т.и ср.г ср.г t + t п о ср.г пи М х (------------- - t ) п 2 гр
6
5,4118 х 10
= ----------------------------------- = 1,5399 Вт/(кв. м х °С) 83,27 + 47,07 пи х 19181 х (------------- — 6,85) 2
или
6
подз 4,6533 х 10 П = ----------------------------------- = 1,3241 ккал/(ч х кв. м х °С); т.и 83,27 + 47,07
пи х 19181 х (------------- - 6,85)
2
надз
- <a id="p100289"></a>для участков надземной прокладки П , Вт/(кв. м х °С)
т.и
[ккал/(ч х кв. м х °С)], по формуле (30) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]:
ср.г ср.г
Q + Q
надз н.п н.о
П = ------------------------------------------ =
т.и ср.г ср.г
t + t
п о ср.г
пи (М + М ) х (------------- - t )
н.п н.о 2 в
6
(0,8880 + 0,6394) х 10
= ------------------------------------------- = 1,7387 Вт/(кв. м х °С) 83,27 + 47,07 пи х (2338 + 2338) х (------------- — 5,37) 2
или
6
надз (0,7635 + 0,5498) х 10 П = ------------------------------------------- = 1,4950 ккал/(ч х кв. м х °С). т.и 83,27 + 47,07
пи х (2338 + 2338) х (------------- - 5,37)
2
2.3.9 По результатам расчета нормируемых часовых потерь
тепла при среднемесячных условиях строятся графики (см. рисунок Б.3 настоящих Рекомендаций) суммарных потерь по подающим и
ср.м
обратным трубопроводам подземной прокладки Q и раздельно норм
ср.м ср.м
потерь по подающим, Q , и обратным Q , трубопроводам
норм.п норм
надземной прокладки в МВт (Гкал/ч).
По результатам расчета нормируемых эксплуатационных месячных и
годовых потерь тепла через тепловую изоляцию строятся соответствующие графики (см. рисунок Б.4 настоящих Рекомендаций)
м
также суммарных потерь для подземной и надземной прокладок Q т.и г и Q в [МВт (Гкал/ч)] или [ГДж (Гкал)]. т.и
2.4. Определение нормируемых эксплуатационных тепловых потерь с потерями сетевой воды
2.4.1. Нормируемые эксплуатационные тепловые потери с потерями сетевой воды определяются в целом по системе теплоснабжения, т.е. с учетом внутреннего объема трубопроводов ТС, находящихся как на балансе энергоснабжающей организации, так и на балансе других организаций, а также объема систем теплопотребления, с выделением тепловых потерь с потерями сетевой воды в ТС на балансе энергоснабжающей организации.
Объем ТС на балансе энергоснабжающей организации в составе АО-энерго составляет (см. таблицу А.1 настоящих Рекомендаций):
Объем ТС на балансе других, в основном муниципальных, организаций составляет (по эксплуатационным данным):
Объем систем теплопотребления составляет (по эксплуатационным данным):
Суммарные объемы сетевой воды составляют по сезонам:
V = V + V + V = 11974 + 10875 + 14858 = 37707 куб. м; от т.с г.т.с с.т.п
- <a id="p100305"></a>летний сезон (ремонтный период учтен в числе часов работы ТС
ср.г
в летнем сезоне при определении V ): V = V + V = 11974 + 10875 = 22849 куб. м. л т.с г.т.с
Среднегодовой объем сетевой воды в трубопроводах ТС и системах ср.г теплопотребления V определяется по формуле (37) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]:
V n + V n ср.г от от л л 37707 х 5808 + 22849 х 2448 V = --------------- = --------------------------- = 33301 куб. м. n + n 5808 + 2448 от л
В том числе в ТС на балансе энергоснабжающей организации:
ср.г л
V n + V n
ср.г э.о от э.о л 11974 х 5808 + 11974 х 2448
V = ------------------- = --------------------------- = 11974 куб. м.
э.о n + n 5808 + 2448
от л
2.4.2 Нормируемые эксплуатационные годовые тепловые потери с
г
нормируемой утечкой сетевой воды Q [ГДж (Гкал)] определялись по ут формуле (36) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]:
ср.г ср.г
t + t
г ср.г ср.г п о ср.г -6
Q = а V с ро (------------- - t ) х n х 10 ,
ут 2 х год
где:
ср.г
ро - среднегодовая плотность воды, кг/куб. м; определяется
ср.г ср.г
t + t
п о
при температуре -------------, °С; 2 с — удельная теплоемкость сетевой воды; принимается равной 4,1868 кДж/(кг х °С) или 1 ккал/(кг х °С).
Среднегодовая температура холодной воды, поступающей на источник тепловой энергии для последующей обработки с целью
ср.г
подпитки ТС, t (°С) определяется по формуле (38) х РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]:
от л
t n + t n
ср.г х от х л
t = ---------------.
х n + n
от л
Температура холодной воды в отопительный период принимается
от л
t = 5 °С; в летний период t = 15 °С.
х х
г
Годовые потери тепла Q всего по системе теплоснабжения ут составляют:
г 83,27 + 47,07 5 х 5808 + 15 х 2448 Q = 0,0025 х 33301 х 4,1868 х 980,50 х (------------- - --------------------) х ут 2 5808 + 2448
-6
х (5808 + 2448) х 10 = 161410 ГДж
или
г
в том числе в ТС на балансе энергоснабжающей организации:
г.э.о 83,27 + 47,07 5 х 5808 + 15 х 2448 Q = 0,0025 х 11974 х 4,1868 х 980,50 х (------------- - --------------------) х ут.т.с 2 5808 + 2448
-6
х (5808 + 2448) х 10 = 58079 ГДж
или
г.э.о
2.4.3 Нормируемые эксплуатационные тепловые потери с
нормируемой утечкой сетевой воды по сезонам работ ТС -
от л
отопительному Q и летнему Q [ГДж (Гкал)] определяются по
ут ут
формулам (39) и (40) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]: — для отопительного сезона:
V n
от г от от 37707 х 5808
Q = Q х ---------- = 161410 х ------------ = 128574 ГДж
ут ут ср.г 33301 х 8256
V n
год
или
от
в том числе в ТС на балансе энергоснабжающей организации:
э.о
V n от.э.о г от от 11974 х 5808 Q = Q х ---------- = 58079 х ------------ = 40858 ГДж ут ут.э.о ср.г 11974 х 8256 V n э.о год
или
от.э.о
- <a id="p100328"></a>для летнего сезона:
V n
л г л л 22849 х 2448
Q = Q х ---------- = 161410 х ------------ = 32836 ГДж
ут ут ср.г 33301 х 8256
V n
год
или
л
в том числе в ТС на балансе энергоснабжающей организации:
э.о
V n л.э.о г л л 11974 х 2448 Q = Q х ---------- = 58079 х ------------ = 17221 ГДж ут ут.э.о ср.г 11974 х 8256 V n э.о год
или
л.э.о
2.4.4 Нормируемые эксплуатационные тепловые потери с утечкой
м.от м.от
сетевой воды по месяцам в отопительном Q и летнем Q [ГДж
ут ут
(Гкал)] сезонах определялись по формулам (41) и (42) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]: - для отопительного сезона (января):
ср.м ср.м ср.м
(t + t - 2t ) х n
м.от от п о х м
Q = Q х ----------------------------- =
ут ут от от от
(t + t - 2t ) х n
п о х от
(103,33 + 52,08 - 2 х 5) х 744
= 128574 х ------------------------------ = 19084 ГДж
(87,40 + 48,10 - 2 х 5) х 5808
или
м.от
в том числе в ТС на балансе энергоснабжающей организации:
ср.м ср.м ср.м
(t + t - 2t ) х n
м.от.э.о от.э.о п о х м
Q = Q х ----------------------------- =
ут ут от от от
(t + t - 2t ) х n
п о х от
(103,33 + 52,08 - 2 х 5) х 744
= 40858 х ------------------------------ = 6064 ГДж
(86,40 + 48610 - 2 х 5) х 5808
или
м.от.э.о
Аналогично определяются тепловые потери по другим месяцам, например, для летнего сезона (июня):
n
м.л л м 552 Q = Q х -- = 32836 х ---- = 7404 ГДж ут ут n 2448
л
или
м.л
в том числе в ТС на балансе энергоснабжающей организации:
n
м.л.э.о л.э.о м 552 Q = Q х -- = 17221 х ---- = 3883 ГДж ут ут n 2448
л
или
м.л.э.о
Аналогично определяются тепловые потери по другим месяцам, результаты приведены в таблице А.4 настоящих Рекомендаций.
2.4.5 По результатам расчета строятся графики (см. рисунок
м г
Б.4 настоящих Рекомендаций) месячных Q и годовых Q тепловых
ут ут
потерь с утечкой сетевой воды по системе теплоснабжения в целом и
на балансе энергоснабжающей организации.
В таблице А.4 приведены значения потерь тепла в процентах к планируемому количеству транспортируемой тепловой энергии. Невысокие значения отношения потерь тепла к его отпуску объясняется небольшой долей ТС (по материальной характеристике) на балансе энергоснабжающей организации по сравнению со всеми сетями в системе теплоснабжения.
2.5. Определение фактических эксплуатационных потерь тепла
2.5.1 Определение потерь тепла через теплоизоляционные конструкции
Потери тепла за прошедший месяц работы ТС по видам прокладки определяются по формулам (24) — (26) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II].
Фактические (за январь) среднемесячные температуры сетевой воды и окружающей среды составили:
ср.м ср.м t = 90,70 °С; t = 48,30 °С; п о ср.м ср.м t = 5,50 °С; t = 3,05 °С. в гр Для участков подземной прокладки при фактических среднемесячных температурах сетевой воды и грунта суммарно по
ср.м
подающему и обратному трубопроводам Q [МВт (Гкал/ч)] потери п тепла (для января) определяются по формуле (24) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]:
ср.м ср.м ср.м
t + t - 2t
ср.м ср.г п о гр
Q = Q х ---------------------- =
п п ср.г ср.г ср.г
t + t - 2t
п о гр
90,70 + 48,30 - 2 х 3,05
= 5,4118 х ------------------------ = 6,1662 МВт
83,27 + 47,07 - 2 х 6,85
или
ср.м 90,70 + 48,30 - 2 х 3,05 Q = 4,6533 х ------------------------ = 5,3020 Гкал/ч. п 83,27 + 47,07 - 2 х 6,85
Аналогично определяются часовые среднемесячные тепловые потери для других месяцев. ср.м
Для участков надземной прокладки раздельно по подающему Q н.п ср.м и обратному трубопроводам Q потери тепла (для января) н.о определяются по формулам (25) и (26) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II]:
ср.м ср.м
t + t
ср.м ср.г п в 90,7 + 5,5
Q = Q х ------------- = 0,8880 х ------------ = 1,0966 МВт
н.п н.п ср.г ср.г 83,27 - 5,37
t - t
п в
или
ср.м 90,70 + 5,50 Q = 0,7635 х ------------ = 0,9428 Гкал/ч; н.п 83,27 - 5,37 ср.м ср.м t + t ср.м ср.г о в 48,30 + 5,50 Q = Q х ------------- = 0,6394 х ------------ = 0,8249 МВт н.о н.о ср.г ср.г 47,07 - 5,37 t - t о в
или
ср.м 48,30 + 5,50 Q = 0,5498 х ------------ = 0,7094 Гкал/ч. н.о 47,07 - 5,37
Аналогично определяются тепловые потери для других месяцев.
Примечание. Расчет выполнен из условия, что в рассматриваемом месяце и в целом за год не произошло существенных изменений в материальной характеристике ТС или их теплотехнических свойствах, например: ввод новых систем, реконструкция отдельных участков, передача сетей с баланса на баланс и т.п. В противном случае
ср.г
необходимо скорректировать соответствующие значения величин Q , п
ср.г ср.г Q и Q в приведенных формулах. н.п н.о
2.5.2 Определение потерь тепла с потерями сетевой воды
Определение потерь тепла с потерями (утечкой) сетевой воды за прошедшие месяцы работы ТС осуществляется по формуле (43) РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. II] исходя из фактических значений количества подпиточной воды, температур сетевой и холодной воды на источнике тепловой энергии.
Указанная формула применима лишь для оценки фактических потерь тепла с утечкой сетевой воды для закрытой системы теплоснабжения в целом. Для открытой системы непосредственно эта формула не может быть использована, так как необходимо выделение из общего значения подпитки составляющих горячего водоснабжения и потерь сетевой воды. Поэтому определение фактических потерь тепла с потерями сетевой воды в ТС на балансе энергопредприятия может производиться после распределения потерь сетевой воды по составляющим, включая утечку. Распределение может осуществляться по алгоритмам, приведенным в РД 153-34.0-20.523-98 [5, ч. III].
МАТЕРИАЛЬНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТС
| Участок ТС | Тип прокладки, конструкция тепловой изоляции, трубопровод | Год ввода в эксплуатацию участка ТС | Диаметр трубопровода, м | Длина трубопровода в двухтрубном исчислении L, м | Объем трубопроводов V, куб. м | Материальная характеристика участка ТС d L, н кв. м | |
| наружный d н | внутренний d вн | ||||||
| ТЭЦ — ТК-1 | Надземная, минеральная вата, подающий обратный | 1983 1983 | Магистр 0,920 0,920 | аль № 1 0,902 0,902 | 1092 1092 | 698 698 | 1005 1005 |
| ТК-1 — ТК-2 | Надземная, минеральная вата, подающий обратный | 1983 1983 | 0,720 0,720 | 0,704 0,704 | 671 671 | 261 261 | 483 483 |
| ТК-2 — ТК-3 | Надземная, минеральная вата, подающий обратный | 1995 1995 | 0,530 0,530 | 0,515 0,515 | 381 381 | 79 79 | 202 202 |
| Всего по магистрали № 1 | 2144 | 2076 | 3380 | ||||
| ТК-1 — ТК-4 | Подземная канальная, минеральная вата (подающий и обратный трубопроводы) | 1983 | Магистр 0,920 | аль № 2 0,902 | 88 | 112 | 162 |
| ТК-4 — ТК-6 | Подземная канальная, минеральная вата (подающий и обратный трубопроводы) | 1985 | 0,720 | 0,704 | 4108 | 3198 | 5916 |
| ТК-6 — ТК-7 | Подземная канальная, минеральная вата (подающий и обратный трубопроводы) | 1995 | 0,630 | 0,614 | 1297 | 768 | 1634 |
| Всего по магистрали № 2 | 5493 | 4078 | 7712 | ||||
| ТЭЦ — ТК-9 | Надземная, минеральная вата, подающий обратный | 1980 1980 | Магистр 0,720 0,720 | аль № 3 0,704 0,704 | 545 545 | 212 212 | 392 392 |
| ТК-9 — ТК-10 | Подземная канальная, минеральная вата (подающий и обратный трубопроводы) | 1983 | 0,720 | 0,704 | 4036 | 3142 | 5812 |
| ТК-10 — ТК-11 | Подземная канальная, минеральная вата (подающий и обратный трубопроводы) | 1983 | 0,530 | 0,515 | 1929 | 804 | 2045 |
| Всего по магистрали № 3 | 6510 | 4370 | 8641 | ||||
| ТЭЦ — ТК-12 | Подземная канальная, минеральная вата (подающий и обратный трубопроводы) | 1987 | Магистр 0,530 | аль № 4 0,515 | 3085 | 1285 | 3270 |
| Всего по магистрали № 4 | 3085 | 1285 | 3270 | ||||
| ТЭЦ — ТК-13 | Подземная канальная, минеральная вата (подающий и обратный трубопроводы) | 1988 | Магистр 0,325 | аль № 5 0,309 | 90 | 13 | 59 |
| ТК-13 — ТК-14 | Надземная, минеральная вата, подающий обратный | 1988 1988 | 0,325 0,325 | 0,309 0,309 | 283 283 | 21 21 | 92 92 |
| ТК-14 — ТК-15 | Надземная, минеральная вата, подающий обратный | 1988 1988 | 0,273 0,273 | 0,259 0,259 | 400 400 | 21 21 | 109 109 |
| ТК-15 — ТК-16 | Надземная, минеральная вата, подающий обратный | 1988 1988 | 0,219 0,219 | 0,207 0,207 | 250 250 | 8 8 | 55 55 |
| ТК-16 — ТК-17 | Подземная бесканальная, пенополимербетон (подающий и обратный трубопроводы) | 1980 | 0,219 | 0,207 | 646 | 43 | 283 |
| Всего по магистрали № 5 | 1669 | 156 | 854 | ||||
| Итого по подземной прокладке | 15279 | 9365 | 19181 | ||||
| Итого по надземной прокладке: подающий трубопровод обратный трубопровод | 3622 3622 | 1300 1300 | 2338 2338 | ||||
| Всего по ТС | 18901 | 11974 | 23857 | ||||
| Доля материальной характеристики по видам прокладки: надземная прокладка подземная прокладка | 0,20 0,80 | ||||||
ТЕМПЕРАТУРЫ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И СЕТЕВОЙ ВОДЫ
| Месяц | Значение температуры, усредненное за 5 лет, °С | Значение температуры сетевой воды (по температурному графику) в трубопроводе, °С | ||
| грунта на средней глубине заложения t гр | наружного воздуха t в | подающем t п | обратном t о | |
| Январь | 3,40 | -6,86 | 103,33 | 52,08 |
| Февраль | 2,60 | -3,78 | 95,30 | 50,08 |
| Март | 2,55 | -1,06 | 88,20 | 48,30 |
| Апрель | 2,30 | 5,60 | 75,00 | 45,00 |
| Май | 4,90 | 12,08 | 75,00 | 45,00 |
| Июнь | 8,40 | 16,44 | 75,00 | 45,00 |
| Июль | 11,40 | 17,28 | 75,00 | 45,00 |
| Август | 12,35 | 15,34 | 75,00 | 45,00 |
| Сентябрь | 11,65 | 10,60 | 75,00 | 45,00 |
| Октябрь | 9,65 | 5,12 | 75,00 | 45,00 |
| Ноябрь | 6,35 | -1,32 | 88,88 | 48,47 |
| Декабрь | 6,60 | -5,00 | 98,48 | 50,87 |
| Среднегодовые температуры, °С | 6,85 | 5,37 | 83,27 | 47,07 |
РАСЧЕТНЫЕ ТЕПЛОВЫЕ ПОТЕРИ ПО УЧАСТКАМ ТС
| Участок ТС | Тип прокладки, конструкция изоляции | Трубопровод | Наружный диаметр трубопровода d , м н | Длина трубопровода в двухтрубном исчислении L, м | Талица, раздел РД 153-34.0-20.523-98 | Удельные часовые тепловые потери q , н Вт/м ------------ ккал/(м х ч) | Поправочный коэффициент | Среднегодовые потери тепла ср.г Q , Вт ------ ккал/ч |
| ТЭЦ — ТК-1 | Надземная, минеральная вата | Подающий Обратный | 0,920 0,920 | Магис 1092 1092 | траль № 1 П1.2 П1.2 | 232,95 ------ 200,30 174,71 ------ 150,23 | 1,30 1,30 | 380297 ------ 326997 285227 ------ 245251 |
| ТК-1 — ТК-2 | Надземная, минеральная вата | Подающий Обратный | 0,720 0,720 | 671 671 | П1.2 П1.2 | 179,37 ------ 154,23 128,38 ------ 110,38 | 1,30 1,30 | 179933 ------ 154714 128777 ------ 110729 |
| ТК-2 — ТК-3 | Надземная, минеральная вата | Подающий Обратный | 0,530 0,530 | 381 381 | П1.5 П1.5 | 102,58 ------ 88,20 67,83 ----- 58,32 | 1,30 1,30 | 58429 ----- 50240 38635 ----- 33220 |
| ТК-1 — ТК-4 | Подземная канальная, минеральная вата | Подающий и обратный (суммарно) | 0,920 | Магис 88 | траль № 2 П1.1 | 408,42 ------ 351,18 | 1,08 | 44639 ----- 38382 |
| ТК-4 — ТК-6 | Подземная канальная, минеральная вата | Подающий и обратный (суммарно) | 0,720 | 4108 | П1.1 | 334,16 ------ 287,32 | 1,08 | 1704919 ------- 1465967 |
| ТК-6 — ТК-7 | Подземная канальная, минеральная вата | Подающий и обратный (суммарно) | 0,630 | 1297 | П1.3 | 138,77 ------ 119,32 | 1,08 | 223546 ------ 192215 |
| ТЭЦ — ТК-9 | Надземная, минеральная вата | Подающий Обратный | 0,720 0,720 | Магис 545 545 | траль № 3 П1.2 П1.2 | 179,37 ------ 154,23 128,38 ------ 110,38 | 1,30 1,30 | 146146 ------ 125662 104597 ------ 89937 |
| ТК-9 — ТК-10 | Подземная канальная, минеральная вата | Подающий и обратный (суммарно) | 0,720 | 4036 | П1.1 | 334,16 ------ 287,32 | 1,08 | 1674037 ------- 1440273 |
| ТК-10 — ТК-11 | Подземная канальная, минеральная вата | Подающий и обратный (суммарно) | 0,530 | 1929 | П1.1 | 265,43 ------ 228,23 | 1,08 | 635930 ------ 546801 |
| ТЭЦ — ТК-12 | Подземная канальная, минеральная вата | Подающий и обратный (суммарно) | 0,530 | Магис 3085 | траль № 4 П1.1 | 265,43 ------ 228,23 | 1,08 | 1017026 ------- 874485 |
| ТЭЦ — ТК-13 | Подземная канальная, минеральная вата | Подающий и обратный (суммарно) | 0,325 | Магис 90 | траль № 5 П1.1 | 183,25 ------ 157,56 | 1,08 | 20483 ----- 17613 |
| ТК-13 — ТК-14 | Надземная, минеральная вата | Подающий Обратный | 0,325 0,325 | 283 283 | П1.2 П1.2 | 100,26 ------ 86,21 66,96 ----- 57,58 | 1,30 1,30 | 42420 ----- 36474 28330 ----- 24359 |
| ТК-14 — ТК-15 | Надземная, минеральная вата | Подающий Обратный | 0,273 0,273 | 400 400 | П1.2 П1.2 | 87,32 ----- 75,08 58,36 ----- 50,18 | 1,30 1,30 | 52216 ----- 44897 34897 ----- 30007 |
| ТК-15 — ТК-16 | Надземная, минеральная вата | Подающий Обратный | 0,219 0,219 | 250 250 | П1.2 П1.2 | 76,32 ----- 65,62 50,75 ----- 43,64 | 1,30 1,30 | 28523 ----- 24526 18970 ----- 16311 |
| ТК-16 — ТК-17 | Подземная бесканальная, пенополимербетон | Подающий и обратный (суммарно) | 0,219 | 646 | 2.2 (приложение 2) | 121,44 ------ 104,42 | 1,00 | 90221 ----- 77576 |
| Итого по подземной прокладке | 5411801 ------- 4653312 | |||||||
| Итого по подающему трубопроводу надземной прокладки | 887963 ------ 763510 | |||||||
| Итого по обратному трубопроводу надземной прокладки | 639433 ------ 549814 | |||||||
| Суммарные тепловые потери | 6939197 ------- 5966636 | |||||||
СРЕДНЕМЕСЯЧНЫЕ ЧАСОВЫЕ, МЕСЯЧНЫЕ И ГОДОВЫЕ ПОТЕРИ
ТЕПЛА ЧЕРЕЗ ТЕПЛОВУЮ ИЗОЛЯЦИЮ, С ПОТЕРЯМИ СЕТЕВОЙ ВОДЫ,
СУММАРНЫЕ ДЛЯ ТС НА БАЛАНСЕ ТЭЦ И ИХ СООТНОШЕНИЕ
С ОТПУСКОМ ТЕПЛА
| Месяц | Среднемесячные часовые ср.м тепловые потери Q , МВт ------ Гкал/ч | Продолжительность работы ТС в данном месяце n, ч | Месячные тепловые потери всей сети по видам прокладки мес ГДж Q , ---- Гкал | Месячные суммарные тепловые потери через тепловую изоляцию мес Q , из ГДж ---- Гкал | Месячные тепловые потери с потерями сетевой воды р Q , п.с.в ГДж ---- Гкал | Суммарные тепловые потери, ГДж | Планируемый отпуск тепла, ГДж ---- Гкал | Тепловые потери, % отпуска тепла | ||||
| Подземная прокладка ср.м Q п | Надземная прокладка | ---- Гкал | ||||||||||
| Подающий трубопровод ср.м Q п | Обратный трубопровод ср.м Q п | Всего по надземной прокладке ср.м Q + п ср.м + Q н.о | Подземная прокладка | Надземная прокладка | ||||||||
| Январь | 6,8946 5,9283 | 1,2560 1,0800 | 0,9038 0,7771 | 2,1598 1,8571 | 744 | 5785 1382 | 24251 5793 | 6064 1448 | 30315 7241 | 1746415 417124 | 1,7 | |
| Февраль | 6,5035 5,5920 | 1,1294 0,9711 | 0,8259 0,7101 | 1,9553 1,6812 | 672 | 15733 3758 | 4730 1130 | 20463 4888 | 5101 1218 | 25564 6104 | 1434787 342693 | 1,8 |
| Март | 6,0962 5,2418 | 1,0175 0,8749 | 0,7569 0,6508 | 1,7744 1,5257 | 744 | 16328 3900 | 4753 1135 | 21081 5035 | 5276 1260 | 26357 6295 | 1449089 346109 | 1,8 |
| Апрель | 5,3539 4,6035 | 0,7911 0,6802 | 0,6042 0,5195 | 1,3953 1,1997 | 720 | 13877 3315 | 3617 864 | 17494 4179 | 4439 1060 | 21933 5239 | 1058147 252734 | 2,1 |
| Май | 5,1126 4,3961 | 0,7172 0,6167 | 0,5048 0,4340 | 1,2220 1,0507 | 744 | 13694 3271 | 3273 782 | 16967 4053 | 4911 1173 | 21878 5226 | 623666 148960 | 3,5 |
| Июнь | 4,7879 4,1168 | 0,6675 0,5740 | 0,4379 0,3766 | 1,1054 0,9506 | 552 | 9515 2272 | 2197 525 | 11712 2797 | 3883 927 | 15595 3724 | 242667 57960 | 6,4 |
| Июль | 4,5095 ------ 3,8775 | 0,6579 ------ 0,5657 | 0,4251 ------ 0,3655 | 1,0830 ------ 0,9312 | 576 | 9351 ---- 2233 | 2246 ---- 535 | 11597 ----- 2769 | 4052 ---- 968 | 15649 ----- 3737 | 253218 ------ 60480 | 6,2 |
| Август | 4,4214 ------ 3,8017 | 0,6800 ------ 0,5847 | 0,4548 ------ 0,3911 | 1,1348 ------ 0,9758 | 576 | 9168 ---- 2190 | 2353 ---- 562 | 11521 ----- 2752 | 4052 ---- 968 | 15573 ----- 3720 | 253218 ------ 60480 | 6,2 |
| Сентябрь | 4,4863 ------ 3,8575 | 0,7341 ------ 0,6312 | 0,5275 ------ 0,4536 | 1,2616 ------ 1,0848 | 720 | 11628 ----- 2777 | 3270 ---- 781 | 14898 ----- 3558 | 4763 ---- 1138 | 19661 ----- 4696 | 634145 ------ 151463 | 3,1 |
| Октябрь | 4,6719 ------ 4,0171 | 0,7965 ------ 0,6849 | 0,6115 ------ 0,5258 | 1,4080 ------ 1,2107 | 744 | 12513 ----- 2989 | 3771 ---- 901 | 16284 ----- 3890 | 4587 ---- 1096 | 20871 ----- 4986 | 1132232 ------- 270429 | 1,8 |
| Ноябрь | 5,7830 ------ 4,9725 | 1,0282 ------ 0,8841 | 0,7635 ------ 0,6565 | 1,7917 ------ 1,5406 | 720 | 14990 ----- 3580 | 4644 ---- 1109 | 19634 ----- 4689 | 5140 ---- 1228 | 24774 ----- 5917 | 1415247 ------- 338026 | 1,8 |
| Декабрь | 6,3166 ------ 5,4313 | 1,1795 ------ 1,0142 | 0,8567 ------ 0,7366 | 2,0362 ------ 1,7508 | 744 | 16918 ----- 4041 | 5454 ---- 1303 | 22372 ----- 5317 | 5811 ---- 1388 | 28183 ----- 6705 | 1651065 ------- 394350 | 1,7 |
| Нормируемые часовые среднегодовые тепловые потери | 5,4118 ------ 4,6533 | 0,8880 ------ 0,7635 | 0,6394 ------ 0,5498 | 1,5274 ------ 1,3133 | ||||||||
| Годовые значения | 8256 | 162101 ------ 38710 | 46093 ----- 11010 | 208274 ------ 49720 | 58079 ----- 13872 | 266353 ------ 63592 | 11893896 -------- 2840808 | 2,2 | ||||
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1. Нормы проектирования тепловой изоляции для трубопроводов и оборудования электростанций и тепловых сетей. М.: Госстройиздат, 1959.
2. СНиП 2.04.14-88. Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов.
3. Изменение № 1 от 31.12.97 СНиП 2.04.14-88 «Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов».
4. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. РД 34.20.501-95. М.: СПО ОРГРЭС, 1996.
5. Методические указания по составлению энергетических характеристик для систем транспорта тепловой энергии (в трех частях). РД 153-34.0-20.523-98. М.: СПО ОРГРЭС, 1999.
Часть I. Методические указания по составлению режимных характеристик систем теплоснабжения и гидравлической энергетической характеристики тепловой сети.
Часть II. Методические указания по составлению энергетической характеристики водяных тепловых сетей по показателю «тепловые потери».
Часть III. Методические указания по составлению энергетической характеристики по показателю «потери сетевой воды».
6. Методические указания по определению тепловых потерь в водяных тепловых сетях. РД 34.09.255-97. М.: СПО ОРГРЭС, 1998.