Постановление Правительства Республики Саха (Якутия) от 14 июля 2005 г. N 433 "Об утверждении норм расхода топливно-энергетических ресурсов на выработку тепловой энергии отопительно-производственными котельными Республики Саха (Якутия)" (утратило силу)

Постановление Правительства Республики Саха (Якутия)
от 14 июля 2005 г. N 433
"Об утверждении норм расхода топливно-энергетических ресурсов на
выработку тепловой энергии отопительно-производственными котельными
Республики Саха (Якутия)"

В целях рационального и эффективного использования топливно-энергетических ресурсов на выработку тепловой энергии отопительно-производственными котельными Правительство Республики Саха (Якутия) постановляет:

1. Утвердить нормы расхода топливно-энергетических ресурсов на выработку тепловой энергии отопительно-производственными котельными в Республике Саха (Якутия)" согласно приложению.

2. Предприятиям, производителям и потребителям тепловой энергии, находящимся на территории Республики Саха (Якутия), независимо от форм собственности, проводить расчеты расхода топливно-энергетических ресурсов в соответствии с настоящими нормами.

3. Контроль за исполнением настоящего постановления возложить на заместителя Председателя Правительства Республики Саха (Якутия) В.Б. Грабцевича.

Председатель Правительства

Республики Саха (Якутия)

Е. Борисов

Нормы расхода топливно-энергетических ресурсов
на выработку тепловой энергии отопительно-производственными
котельными в Республике Саха (Якутия)
(утв. постановлением Правительства Республики Саха (Якутия)
от 14 июля 2005 г. N 433)

Настоящие нормы предназначены для определения расходов топливно-энергетических ресурсов на вырабатываемую тепловую энергию отопительно-производственными котельными и распространяются на все предприятия и организации, находящиеся на территории Республики Саха (Якутия), независимо от ведомственной подчиненности и форм собственности.

Нормы разработаны на основе следующих документов:

а) нормирование расхода тепла и топлива на отопление и горячее водоснабжение зданий в ЯАССР, утвержденное постановлением Совета Министров ЯАССР от 22.04.86 N 186, именуемое в дальнейшем РМ-1;

б) Методические указания по определению расхода топлива, электроэнергии и воды на выработку тепла отопительными котельными коммунальных теплоэнергетических предприятий (Академия коммунального хозяйства им. К.Д. Памфилова, М., 2002), именуемые в дальнейшем РМ-2;

в) постановление Правительства Республики Саха (Якутия) от 08.04.2000 N 202 "О стандартах качества и нормативах потребления жилищно-коммунальных услуг для населения по Республике Саха (Якутия)";

ГАРАНТ:

Постановлением Правительства Республики Саха (Якутия) от 20 ноября 2006 г. N 515 Постановление Правительства Республики Саха (Якутия) от 8 апреля 2000 г N 202 признано утратившим силу

г) постановление Правительства Республики Саха (Якутия) от 08.01.2003 N 4 "О нормативах потребления жилищно-коммунальных услуг, водопотребления населением, учреждениями и предприятиями в Республике Саха (Якутия)".

Основные термины и определения

Энергоснабжающая организация - коммерческая организация, независимо от организационно-правовой формы, осуществляющая в обслуживаемом регионе г продажу потребителям произведенной и (или) купленной тепловой энергии;

потребитель - физическое или юридическое лицо, пользующееся тепловой энергией;

реализуемая тепловая энергия - тепловая энергия, поставляемая энергоснабжающей организацией и используемая потребителем на нужды отопления и в технологических циклах для получения других видов услуг (водоснабжение, канализация и др.);

собственные нужды - технологически обоснованный объем тепловой энергии, используемый на нужды теплоисточника в процессе выработки тепловой энергии;

потери в тепловых сетях - потери тепловой энергии наружными теплопроводами при транспортировке тепловой энергии;

отпущенная тепловая энергия - тепловая энергия, отпущенная в наружные тепловые сети, включающая в себя реализованную тепловую энергию и потери наружными теплопроводами;

коэффициент спроса - коэффициент, учитывающий неравномерность электропотребления электросиловым оборудованием теплоисточника в течение отопительного сезона;

общая площадь здания - площадь жилого здания, складывающаяся из суммы общих площадей квартир, указанных в техническом паспорте здания.

1. Определение количества тепла, вырабатываемого котельной

1.1. Годовое количество тепла, вырабатываемого источниками теплоснабжения, складывается из тепла, отпущенного в сеть, и расхода тепла на собственные нужды котельной:

                     Qвыр. = Qoтп. + Qcн                      (1.1)

где:

Qотп - количество тепла, отпущенного в сеть, Гкал;

Qcн - расход тепла на собственные нужды, Гкал.

1.2. Годовое количество тепла, отпущенного в наружную тепловую сеть, складывается из количества реализованного тепла (Qреал.) и потерь тепла в наружных тепловых сетях (Qпот.), Гкал/год.

                     Qотп. = Qреал. + Qпот.                      (1.2)

где:

Qреал. - количество тепла, реализованного потребителю, Гкал;

Qпот. - потери тепла в тепловых сетях, Гкал.

1.3. Потери тепла в наружных тепловых сетях зависят от их протяженности и диаметров, способа прокладки, состояния теплоизоляции и условий эксплуатации. Для укрупненных расчетов потери тепла в зависимости от диаметра трубопровода и среднегодовой температуры воды в подающей и обратной линиях тепловых сетей определяют по формуле:

                  Qпот. = Qпод. + Qoбp. = SUM (b x qн x L)    (1.3)

где:

Qпот. - потери тепла в подающей линии, ккал/час;

Qoбp. - потери тепла в обратной линии, ккал/час;

b - коэффициент учета потерь тепла арматурой и компенсаторами (по данным таблицы 1.1);

qн - удельная норма потерь тепла в тепловых сетях, ккал/м/час (по данным таблицы 1.2);

L - протяженность трубопроводов в метрах, в двухтрубном исполнении.

Все тепловые сети должны подвергаться тепловым испытаниям 1 раз в 5 лет для определения фактических тепловых потерь. Данные испытания должны быть проведены в присутствии представителя УГЭН, оформлены актом и утверждены вышестоящей организацией.

В потери в тепловых сетях включаются:

потери тепла в тепловых сетях, находящихся на балансе предприятия-поставщика тепла;

потери тепла в тепловых сетях, находящихся на балансе жилищных организаций, эксплуатирующих муниципальный жилой фонд;

потери тепла в тепловых сетях, находящихся на балансе учреждений бюджетной сферы всех уровней.

Для прочих потребителей и частного жилого фонда потери тепла в тепловых сетях, стоящих у них на балансе, в общий расчет потерь тепла не включаются, а включаются в расчет реализации тепла.

Таблица 1.1

Коэффициент учета потерь тепла арматурой и компенсаторами

Способ прокладки тепловых сетей	Коэффициент при Dy
	До 150 мм	Свыше 150 мм
Надземный	1,2	1,15
В тоннелях и каналах	1,2	1,15
Бесканальный	1,15	1,15

1.4. Годовые потери тепла в наружных тепловых сетях определяются как произведение нормативной величины тепловых потерь на время подачи тепла потребителям в течение года:

                  Qпот. год = Qпот. x n x 0,000001 Гкал      (1.4)

где:

n - продолжительность транспортировки тепла по тепловым сетям (час), принимается равной продолжительности отопительного периода.

1.5. Нормы потерь тепла изолированными трубопроводами тепловых сетей при надземной прокладке при расчетной среднегодовой температуре наружного воздуха -10 град. С приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2

Нормы потерь тепла изолированными трубопроводами тепловых сетей
надземной прокладки при расчетной среднегодовой температуре
окружающего воздуха -10 град. С

Наружный диаметр труб, мм	Удельные тепловые потери,ккал/ (м. ч. )
	Для обратной линии при tn/cp = 50 град. С	Для подающей при tn/cp = 65 град. С	Суммарные при tcp = 65 град. С	Для подающей линии при tn/cp = 75 град. С	Суммарные при tcp = 75 град. С	Для подающей линии при tn/cp = 90 град. С	Суммарные при tcp = 4 0 град. С
48	18	22	40	24	42	28	46
57	21	25	46	28	49	32	53
76	23	27	50	31	54	36	59
89	26	31	57	35	61	40	66
108	28	34	62	39	67	45	73
133	32	39	71	43	75	50	82
159	36	43	79	48	84	55	91
194	40	48	88	54	94	62	102
219	43	52	95	59	102	68	111
273	50	60	110	67	117	77	127
325	57	68	125	75	132	86	143
377	64	76	140	84	148	96	160
426	70	83	153	91	161	104	174
476	76	90	166	99	175	112	188
529	82	97	179	107	189	122	204
630	95	112	207	123	218	138	234

Тепловые потери в сетях при надземной прокладке для других среднегодовых температур наружного воздуха определяются умножением расчетных значений теплопотерь при -10 град. С на поправочные коэффициенты (табл. 1.3).

Таблица 1.3

Коэффициенты для перерасчета тепловых потерь при надземной прокладке
трубопроводов для среднегодовых температур наружного воздуха
-5 - -20 град. С

Средняя температура теплоносителя	Среднегодовая наружного температура воздуха
+50	-5	-8	-10		-12	-15	-18	-20
	0,98	0,99		1, 00	1,01	1,04	1,07	1,11
+100	0,98	0,99	1,00		1,01	1,02	1,04	1,07

1.6. При отсутствии данных по протяженности тепловых сетей для укрупненных расчетов потери в тепловых сетях можно принимать в размере не более 15% от реализованного тепла, независимо от протяженности сетей, по договоренности сторон.

1.7. Расход тепла на собственные нужды котельной (технология производства тепла, отопление служебных помещений, горячее водоснабжение и прочие хозяйственные нужды) принимается в соответствии с установленным оборудованием в следующих размерах (в % от отпущенного котельной тепла):

По технологическим составляющим:

Составляющие расхода тепловой энергии на собственные нужды котельной	Нормативы расхода тепла по элементам затрат, фактической тепловой нагрузки котельной
	Газообраз- ное топливо	Слоевое и факельно-слоевое сжигание	Жидкое топливо
Продувка паровых котлов паропроизводительно- стью до 10 т/ч	0, 13	0, 13	0,13
Более 10 т/ч	0,06	0, 06	0,06
Растопка котлов	0,06	0, 06	0,06
Обдувка котлов		0,36	0,32
Дутье под решетку котлов		2,5
Мазутное хозяйство			1,6
Паровой распыл мазута			4,5
Подогрев воздуха в калориферах			1,2
Эжектор дробеочистки			0,17
Технологические нужды химводоочистки, деаэрации; отопление и хозяйственные нужды котельной; потери с излучением тепла паропроводами, насосами, баками, и т.п.; утечки, испарения при апробировании и выявлении неисправностей, в оборудовании; неучтенные потери	2,2	2,0	1,7
Итого:	2,39-2,32	5,05-2,56	9,68-3,81

Примечание:

1. Нормативы установлены при следующих показателях:

величина продувки котлов производительностью 10 т/ч -10%; свыше 10 т/ч - 5%;

возврат конденсата 90-95%;

температура возвращаемого конденсата 90 град. С;

температура добавочной химически очищенной воды 5 град. С;

марка мазута М100, подогрев мазута от 5 до 105 град. С.

2. При отсутствии на теплоисточнике технологического оборудования, участвующего в процессе выработки тепла и требующего для своей работы затрат тепловой энергии, расход тепла на собственные нужды (отопление служебных помещений котельной, на собственное горячее водоснабжение (горячая вода и душевые) и прочие хозяйственные нужды котельных) принимается в размере 1% отпущенного котельной тепла.

Пример расчета годового количества тепла, вырабатываемого источником теплоснабжения:

Исходные данные:

Qреал. - 2 420 Гкал - годовая реализация тепла потребителю получается путем расчета и закрепляется в договоре с потребителем;

L - 500 м - протяжность трубопроводов в 2-трубном исполнении (замер существующих теплосетей);

n - 252 х 24 = количество часов в отопительном сезоне (справочные данные).

Дср -108 средний диаметр по наружному обмеру теплосетей.

Расчет:

Годовые потери тепла в наружных тепловых сетях определяются по формуле:

                     Qпoт. год. =b х qн x L x n x 0,000001

где:

b - 1,2 коэффициент учета потерь тепла арматурой и компенсаторами при надземной прокладке, принимаемый по табл. 1.1;

qн - 62 ккал/м/ч. нормы потерь тепла изолированными трубопроводами тепловых сетей надземной прокладки, принятой по табл. 1.2 для диаметра 108 мм;

L - 500 м длина трубопровода в 2-трубном исполнении;

n - 6 048 часов продолжительность отопительного периода;

Qпот. год = 1,2 х 62 х 500 х 6 048 х 0,000001 = 224,99 Гкал.

Количество тепла, отпускаемое в тепловую сеть, определяется по формуле:

                       Qотп. = Qреал. + Qпот.

              Qотп. = 2 420 + 224,99 = 2 644,99 Гкал

Количество вырабатываемого тепла котельной определяется по формуле 1.1:

                     Qвыр. = Qотп. + Qcн.

где:

Qcн. - собственные нужды котельной, принимаемые по пункту 1.7 для заданных условий 3,92%.

Qвыр. = 2 644,99 + 0,0392 х 2 644,99 = 2 748,67 Гкал.

Все исходные величины в данном примере приведены исключительно для демонстрации порядка расчета.

2. Определение расхода топлива на выработку теплоэнергии

2.1. Расход условного топлива зависит от установленного оборудования, его КПД, сроков эксплуатации.

Потребность в условном топливе для котельной находят умножением общего количества вырабатываемого тепла на удельную норму расхода топлива или 1 т. нормального пара по формуле:

                                                 1

                     Byсл. = Qвыр. х bусл. х ---------     (2.1)

                                                100

где:

Вусл. - общее количество условного топлива, т.у.т.;

Qвыр. - количество выработанного тепла за год, Гкал;

bусл. - удельный расход условного топлива на выработку 1 Гкал тепла определяет по формуле:

                                 142,86

                     bусл. = --------------            (2.2)

                                 hк.бр

где:

hк.бр - коэффициент полезного действия котлов (по данным таблицы 2.1).

Перерасчет условного топлива в натуральное выполняют в соответствии с характеристикой топлива и значением калорийного эквивалента:

                     Внат. = Вусл. х Э, тонн           (2.3)

где:

Э - калорийный эквивалент, равный отношению теплотворной способности натурального топлива к условному (по данным таблицы 2.2).

Калорийные эквиваленты в таблице 2.2 приведены ориентировочно, энергоснабжающие предприятия должны предоставлять сертификаты качества топлива.

Таблица 2.1

Коэффициенты полезного действия водогрейных котлов (hк. бр)

Тип и марка котлов	КПД котлов по видам потребляемого топлива, %
	Газ	Дизтопли- во	Каменный уголь	Бурый уголь	Сырая нефть	Дрова
Минск-1, Тула-3, Универсал-5м, Универсал-6, Универсал-6м	75	75	67	60	-	53
Универсал-6 (с механической топкой)	-	-	77	70	-	-
"Факел"	91	-	-	-	-	-
Газ-900	92	-	-	-	-	-
ВНИИСТО-Мч	75	-	70	63	-	-
ТВГ-1,5, КСВ-1,86 (г. Братск)	92	-	80,8	75	-	-
НР-18	75	70	70	65	-	-
Е-1/9	86	72	70	63	-	-
Е-1,0. Е-0,9М	88	80	-	-	80	-
ЯКЭ-1, ЯКЭ-2, ЯКЭ-3	-	-	60	55	-	-
РМЗ, КВ-300	-	-	55	-	-	-
КТ-500, КТ-1000	-	-	55	50	-	-
КЧМ-5 (контур-микро)	87	90	67	60	-	-
КЧМ-2М (-3, 4, 5, 6, 7, 8)	85	79	76	-	-	-
КСВ "ВК-3"	-	-	83	75	-	-
КСВ-0,65Ж, КСВ-1,1Ж, КСВ-1,8Ж, КСВ-2,1Ж (Котлы Рочева)	90	80	60	55	-	-
Энергия-Зм, Энергия-6	77	75	73	67	-	55
Братск-1 (с механической топкой)	-		81	74	-
Братск-1 Братск-1Г	- 90,3	- -	75 -	68 -	- -	- -
КВ-Г-4-150 КВ-ГМ-4-150 КВ-Г-6,5-150 КВ-ГМ-6,5-150 КВ-ГМ-10-150 КВ-ГМ-20-150 КВ-ГМ-30-150	92,2 93,9 92,2 94,1 92 89 89	- 90,4 - 90,2 88 87 -	-	-	- 90,4 - 90,2 88 87 87	- - - - - - -
КВм-0,63К	-	-	81	-
ДКВР 2,5/13 ДКВР 4/13 ДКВР 6,5/13 ДКВР 10/13 ДКВР 20/13	90,1 90, 6 91,2 91,3 92,1	-	-	-	-	-
ТВГ-8М ТВГ-1,5 ТВГ-2,5 ТВГ-4Р	90,3 88 88,6 90,5	-	-	-	-	-
ПТВМ-ЗОМ ПТВМ-50 ПТВМ-100	91 89,6 88,6	-	-	-	-	-
ДЕ-4-14ГМ (Е-4-14ГМ) ДЕ-6,5-14ГМ ДЕ-10, 16, 25-14ГМ	- 90,3 90,7 92	-	-	-	- 88,19 88,73 89,76	-
ГМ-50-14 (Е-50-12ГМ)	91	-	-	-	-	-
АПВ-2 (АВ-2)	91	-	-	-	-	-
МЗК-7А (Е-1-9Г) МЗК-8Г (Е-0,4-9Г)	86	-	-	-	-	-
Э-5-ДП	-	-	67	-	-	-
КПА-500Г	80	-	-	-	-	-
КСГМ	90	-	-	-	-	-
ММЗ-1Г	80	-	-	-	-	-
Е-4-14ГМ тоже и Е-6,5-14ГМ (ДЕВ-..-..) Е-10-14ГМ Е-10-14-225М Е-16-14ГМ Е-16-14-225ГМ Е-25-14ГМ	91 91 92 92 93 92 92	89,76 89,76 89 89 89 89 89	-	-	89,6 89,8 91 90,8 90,9 90 91	-
КЕ-2,5 КЕ-4 КЕ-6,5 КЕ-10 КЕ-25	-	-	82 82 82 82 87	-	-	-
"Кировец"	-	-	69	-		-
Жаротрубные котлы RFW 3000, АВВА	90	89	-	- 88		-

Примечание: При наличии котлов, не включенных в таблицу, коэффициент полезного действия принимается по паспортным данным. Основанием для пересмотра значения КПД котлоагрегата являются балансовые испытания, проводимые специализированной организацией, имеющей лицензию на данный вид деятельности.

При использовании непроектных видов топлива значения КПД котлоагрегата принимаются по проектной документации организации, осуществляющей перевод котлов на данный вид топлива.

При эксплуатации котла до проведения капитального ремонта, КПД котлоагрегата снижается ежегодно на 0,4% от паспортного значения.

Капитальный ремонт котлоагрегата производится на 5-й год эксплуатации, и КПД котлоагрегата после его проведения восстанавливается до паспортного значения или принимается по результатам балансовых испытаний.

2.2. Расход угля, рассчитанный по приведенным выше формулам, увеличивается на норму естественных потерь при транспортировке и хранении (в процентах от первоначальной массы):

при перевозке угля с месторождений к местам погрузки в автомашины потери принимаются 0,15% массы перевезенного угля;

при перевозке речным и морским транспортом норма убыли составляет 1,5%;

при автомобильных перевозках угля норма естественной убыли в зависимости от расстояния перевозки составляет:

до 100 км-1,0%;

до 350 км -1,5%;

до 750 км -1,8%.

При смешанных перевозках угля потери увеличиваются дополнительно к вышеуказанным на 0,8% на каждую перегрузку и на 1% на каждую перевалку;

при разгрузке и перевалке на складах - 0,5%;

при хранении на складе свыше 6 месяцев (месте хранения сезонного запаса) -1,0%;

при транспортировании от склада до котельной - 0,2%.

Примечание: При схеме завоза топлива с двухгодичным циклом процент потерь при J хранении на складе увеличивается в 2 раза.

Таблица 2.2

Средние калорийные эквиваленты видов топлива, используемые
в Республике Саха (Якутия)

Топливо	Переводной коэффициент
	Средняя теплотворная способность	Условного топлива, в натуральное	Натурального топлива в условное
Уголь, ккал/кг
Кангаласский	3640	1,923	0,52
Джебарики-Хая	5400	1,295	0,772
Сангарский	5580	1,254	0,798
Чульманский	5550	1,261	0,793
Нерюнгринский	5640	1,241	0,805
Зырянский	5900	1,186	0,843
Кировский	3400	2,060	0,485
Аркагалинский	4790	1,461	0,685
Верхнеаркагалинский	4620	1,515	0,660
Черемховский	5130	1,365	0,733
Райчихинский	3310	2,115	0,473
Харбалахский	5300	1,321	0,757
Кемпендяйский
Нефтепродукты, ккал/кг
Мазут топочный, (малосернистый и сернистый, нефть сырая)	9590	0,730	1,370
Нефть Талаканского месторождения
Нефть Иреляхского месторождения
Мазут топочный высокосернистый	9500	0,737	1,357
Дизельное, газоконденсатное топливо	10150	1,690	1,450
Природный газ, ккал/куб. м
Магистральный газопровод Кысыл-Сыр - Мастах - Якутск	8500	0, 824	1,214
Усть-Ботуобинское месторождение газа	7800	0,897	1,114
Газ сжиженный (на 1 т.)	10990	0,637	1,57
Дрова, а) тыс. ккал/пл. куб.м
Дрова (в среднем для всех пород)	1860	3,763	0,266 "*"
Дрова, б)тыс. ккал/скл. куб. м
Дрова (в среднем для всех пород) 33% влажности	1302	5,376	0,186 "*"
Лиственница	1548	4,522	0,221 "*"
Сосна	1455	4,811	0,208 "*"
Береза	1613	4, 340	0,230 "*"
Ель	1244	5,627	0,178 "*"
Э/энергия, т. кВт/ч	-	1, 163	0,860

"*" - Коэффициент перевода плотных и складочных куб. метров дров в тонны условного топлива.

Примечание. Основанием для пересмотра значений, приведенных в таблице, является сертификат соответствия на топливо соответствующего месторождения.

2.3. Расход условного топлива на подогрев водопроводной воды при совместной прокладке водопроводных и тепловых сетей рассчитывается следующим образом:

расход тепла, принимаемый в размере 5 процентов от количества тепла, расходуемого на нужды отопления (Qoт. год), умножается на удельный расход условного топлива, рассчитанный по формуле (2.2).

                                                        1

             Вот. х. в. = 0,05 х Qoт. год х bусл. х ---------    (2.4.)

                                                       1000

Расход натурального топлива определяется по формуле 2.3.

Примечание: расход тепла на подогрев водопроводной воды при совместной прокладке водопроводных и тепловых сетей включается в тариф на тепловую энергию в виде дополнительного топлива, но не учитывается в полезном отпуске.

Пример расчета:

Определить расход топлива для котельной Верхневилюйска, вырабатывающей 12000 Гкал в год. Топливо - уголь шахты "Джебарики-Хая". Котлы - "Энергия-3", последний капитальный ремонт был выполнен 5 лет назад.

По таблице 2.1 определяем КПД котлов - 71%, по таблице 2.2 коэффициент перевода условного топлива в натуральное - 1,295, естественные потери угля при доставке - 2,7% (п. 2.2).

                                           142,86

     Удельный расход условного топлива: ------------- = 201,1 кг у. т.

                                             0,71

Потребности топлива: условного 12 000 х 201,1 х 0,000001 = 2 413,2 т.;

натурального 2 413,2 х 1,295 = 3 125,1 т.;

                                           (3 125,1 х 100)

        с учетом норм естественной убыли ------------------- = 3 179,1 т.

                                               (100-1,7)

3. Определение количества воды

3.1. Расход воды коммунальных теплоэнергетических предприятий складывается из расходов на разовое наполнение систем отопления и внешних трубопроводов тепловых сетей, а также расходов на подпитку систем отопления и нужды химводоочистки:

                     V = Vсист. + Vт.с. + Vпод.от. + Vx.в.о.     (3.1)

где:

Vcист. - разовое наполнение системы отопления, куб. м;

Vт.c. - наполнение тепловых сетей, куб. м;

Vпод.от. - расходы на подпитку систем отопления, куб. м;

Vx.в.o. - расход воды на нужды химводоочистки.

3.2. Расход воды на разовое наполнение складывается из расходов на наполнение систем отопления присоединенных потребителей и определяется по прошлогодним показаниям водомера, а при их отсутствии - по формуле:

                     Vcист. = Qp х Vуд.         (3.2)

где:

Vcист. - объем внутренних систем теплопотребления, куб. м;

Qp - расчетная тепловая нагрузка системы теплопотребления, Гкал/час;

Vуд. - удельный объем воды куб. м час/Гкал, определяемый в зависимости от характеристики системы и расчетного графика температур по таблице 3.1.

Таблица 3.1

Характеристики теплопотребляющей системы	Удельный объем воды (куб. м ч./Гкал) при перепаде температур в системе теплопотребления
	95-70	110-70	130-70	140-70	150-70	180-70
Система отопления, оборудованная радиаторами высотой 500 мм	19,5	17,6	15,1	14,6	13,3
То же, радиаторами высотой 1000 мм	31	28,2	24, 2	23,2	21,б	18,2
То же, ребристыми трубами	14,2	12,5	10,8	10,4	9,2	8
То же, плинтусными конвекторами	5,6	5	4,3	4,1	3,7	3,2
То же, регистрами из гладких труб	37	32	27	26	24	22
Отопительно-вентиляционная система, оборудованная калориферами	8,5	7 ,5	6,5	6	5,5	4,4

3.3. Объем воды для наполнения трубопроводов тепловых сетей вычисляют в зависимости от их сечения и протяженности по удельным объемам воды на 1 км трубопроводов различных диаметров в соответствии с данными таблицы 3.2. Количество наполнений определяется графиком работ по ремонту и испытаниям тепловых сетей.

3.4. С учетом удельного объема воды в трубопроводах тепловых сетей общий удельный объем воды на наполнение систем и наружных тепловых сетей ориентировочно допускается принимать в размере 40-50 куб. м на 1 Гкал/ч. суммарного расхода тепла.

3.5. Количество подпиточной воды для восполнения потерь в системах и трубопроводах должно соответствовать величине утечек.

Годовой расход воды на подпитку составит:

                     Vпод. = Gпoд. х n             (3.3)

где:

Vпод. - годовой расход воды на подпитку, куб. м;

Gпoд. - расчетная норма подпитки, куб. м/час;

n - число часов работы системы в отопительном сезоне.

3.6. Норма подпитки (куб. м\час) на утечки в системе теплоснабжения принимается равной 0,75% от объема воды в трубопроводах тепловых сетей и непосредственно присоединенных к ним местных систем отопления и вентиляции зданий, т.е.:

                                0,75 х (Vсист. + Vтc)

                     Gпoд. = ----------------------------         (3.4)

                                       100

Таблица 3.2

Удельный объем воды для наполнения трубопроводов в зависимости
от диаметра труб (куб. м/км)

Наружный диаметр условного прохода Dн, (мм)	Внутренний диаметр Dвн. (мм)	Толщина стенки, (мм)	Объем воды, (куб. м/км)
48	41	3,5	1,32
57	50	3,5	1,963
76	69	3,5	3,739
89	81	4	5,153
108	100	4	7,854
133	125	4	12,21
159	150	4,5	17,67
219	203	8	32,36
273	257	8	51,9
273	255	9	51,07
325	309	8	74,99
325	307	9	74,02
325	305	10	73,06
377	357	10	100,1
426	412	7	133,3
426	410	8	132
478	462	8	167,6
478	460	9	166,3
478	458	10	164,7
529	515	7	208,3
529	509	10	203,5
630	612	9	294,2
630	610	10	294,2

3.7. Для плановых расчетов количества воды, необходимого для выработки тепла котельными, работающими только на отопление и вентиляцию, можно пользоваться укрупненными нормативами расхода воды на разовое наполнение и подпитку систем отопления и наружных тепловых сетей в расчете на 1 Гкал тепла, выработанного на указанные нужды, в размере 0,4-0,5 куб. м/Гкал.

Расход воды считать по формуле:

                     V = Gyд. х Qвыр.       (3.6)

где:

Gyд. - удельная норма воды на 1 Гкал (0,4-0,5 куб. м/Гкал);

Qвыр. - плановая выработка тепла, Гкал.

3.8. Общее количество воды на нужды водоподготовки, куб. м (в случаях, предусмотренных технологией производства тепловой энергии) определяется по формуле:

                     Vx. в. о. = (Vф + Vc) х m + Vвып.      (3.7)

где:

Vф - количество воды, требуемое для фильтра, куб. м, определяется по таблице 3.3;

Vc - расход воды на приготовление соли на одну регенерацию, куб. м, определяется по таблице 3.4;

m - количество процессов взрыхления и регенераций фильтра за регулируемый период;

Vвып. - количество воды, выпариваемое в деаэраторе, куб. м.

Таблица 3.3

Количество воды на взрыхление и регенерацию фильтров

Количество воды, куб. м, на взрыхление и регенерацию фильтров при диаметре стандартного фильтра, мм
450	700	1000	1500	2000	2600	3000	3400
Натрий-катионитовые фильтры первой ступени
2,1	4,8	9,3	21,3	45,5	76,0	101,8	133,2
Водородно-катионитовые фильтры
-	-	11,2	25,3	54,8	92,0	122,9	160,9
Натрий-катионитовые фильтрывторой ступени
2,3	5,3	10,3	23,3	50,4	74,5	113,1	147, 2

Таблица 3.4

Расход воды на приготовление соли на одну регенерацию, куб. м

Уд. расход соли qc, г/г-экв	Диаметр стандартного фильтра, мм
	450	700	1000	1500	2000	2600	3000	3400
120	0,157	0,362	0,705	1,6	3,6	6,0	8,1	10,5
150	1,197	0,452	0,92	2,0	4,50	7,55	10,1	13,2
200	0,262	0,603	1,17	2,66	6,0	10,0	13,5	17,6

Количество воды, выпариваемое в деаэраторе (при отсутствии охладителя выпара), определяют по формуле:

                     Vвып. = 0,004GД x zд        (3.8)

где:

GД - производительность деаэратора, куб. м/ч;

zд - продолжительность работы деаэратора в рассматриваемом периоде, ч.

Пример расчета:

Рассчитать общее количество воды на нужды водоподготовки для котельной, оборудованной водогрейными котлами.

Состав оборудования: три натрий-катионитовых фильтра диаметром 1000 мм. Деаэратор вакуумный ДВ-50, производительностью 50 т/ч с охладителем выпара ОВВ-8.

Среднее количество регенераций в сутки - три.

Продолжительность отопительного периода - 254 дня.

По формуле 3.7 и таблицам 3.3, 3.4, при Vвып. = 0, находим расход воды на нужды водоподготовки:

    Vx. в. о. = (Уф + Vc) х m + Vвып. = (9,3 + 1,17) х 762 = 7 978,14 куб. м,

где: m = 3 регенерации х 254 дня = 762 регенераций в год.

Все исходные величины в данном примере приведены исключительно для демонстрации порядка расчета.

4. Определение количества электроэнергии

4.1. Расход электроэнергии на плановую выработку тепла складывается из расходов на производственные и бытовые нужды.

                     Экот = Эсил + Эбыт       (4.1)

Расход электроэнергии на производственные нужды - это количество электроэнергии, потребляемое технологическим оборудованием, имеющим электропривод, для выработки тепла и на транспортирование теплоносителя от источника до потребителя (сетевые и подпиточные насосы, тягодутьевое оборудование, топливоподготовку, дробилку и др.).

4.2. Суммарный плановый расход электроэнергии за год на работу технологического оборудования вычисляется по формуле:

                     Эсил = N1n1Kи1 + N2n2Kи2+...+ NiniKиi     (4.2)

где:

N1...Ni - мощность оборудования, потребляющего электроэнергию, кВт;

n1...ni - продолжительность работы оборудования, имеющего электропривод, в часах;

Ки1...Киi - коэффициент спроса (определяется по табл. 4.1).

Примечание: При расчете по формуле 4.2 значение N1 ...Ni является мощностью энергопотребляющего оборудования, а не мощностью электродвигателя.

Таблица 4.1

Ориентировочные значения коэффициента спроса

Оборудование	Коэффициент спроса
Вентиляторы, дымососы	0,95
Насосы сетевые, питательные	0,8
Электроосвещение	1,0
Дробилки молотковые	0,7
Скиповые подъемники	0,3
Скреперные лебедки	0,35
Питатели ленточные, барабанные, маятниковые, лотковые	0,65
Конвейеры легкие (до 10 кВт)	0,65
Шнеки, элеваторы, механические топки	0,75
Вакуум-насосы	0,7
Тепловые пункты	0,8
Компрессоры	0,5

4.3. Расход электроэнергии на бытовые нужды включает в основном расход на освещение помещений котельных и определяется по количеству, мощности установленных светильников и числу часов горения:

                     Эбыт = SUM (Nocн. x n)       (4.3)

где:

Nocн. - мощность установленных светильников, кВт;

n - число часов горения светильников.

4.4. Определение расхода электроэнергии по вышеприведенным формулам производится на котельных, где установлено оборудование, согласно проектным расчетам и соответствует подключенным нагрузкам.

4.5. При расчете тарифов расход электроэнергии принимать по отчетным данным за прошлый период при условии установки приборов учета электроэнергии на каждой котельной, но не выше удельных норм, приведенных в таблице 4.2.

Таблица 4.2

Среднечасовая нагрузка на одну котельную по присоединенным потребителям, Гкал/час	Удельная норма расхода электроэнергии на выработку и транспортировку тепла, кВтч/Гкал
1,51-2,0	39
2,01-2,5	37
2,51-3,0	35
3,01-4,0	32
4,01-6,0	29
Свыше 6,01	26

Для котельных, имеющих механизированную топливоподачу и золоудаление, применяется повышающий коэффициент 1,2.

Средняя часовая нагрузка на 1 котельную определяется делением количества реализуемой теплоэнергии на продолжительность отопительного периода в часах.

Для маломощных котельных, не имеющих тягодутьевого оборудования, удельная норма расхода на выработку тепла принимается 20 кВтч/Гкал.

Для маломощных котельных, не имеющих тягодутьевого оборудования и сетевых насосов, потребность электроэнергии определяется только на бытовые нужды.