|
|
|
|
Навигация
Новые документы
Реклама
Ресурсы в тему
|
Постановление Министерства энергетики Республики Беларусь от 04.01.2010 № 1 "Об утверждении ТКП "Порядок разработки технико-экономического обоснования выбора схем теплоснабжения при строительстве и реконструкции объектов"< Главная страница На основании статьи 18 Закона Республики Беларусь от 5 января 2004 года "О техническом нормировании и стандартизации" и Положения о Министерстве энергетики Республики Беларусь, утвержденного постановлением Совета Министров Республики Беларусь от 31 октября 2001 г. N 1595, Министерство энергетики Республики Беларусь ПОСТАНОВЛЯЕТ: 1. Утвердить и ввести в действие с 10 января 2010 г. прилагаемый технический кодекс установившейся практики "Порядок разработки технико-экономического обоснования выбора схем теплоснабжения при строительстве и реконструкции объектов". 2. РУП "Белнипиэнергопром" (Рыков А.Н.): 2.1. обеспечить в установленном порядке регистрацию в Государственном комитете по стандартизации технического кодекса установившейся практики, указанного в пункте 1 настоящего постановления; 2.2. организовать и обеспечить в соответствии с действующим законодательством издание технического кодекса установившейся практики, указанного в пункте 1 настоящего постановления; 2.3. обеспечить организации, подчиненные Министерству энергетики, осуществляющие разработку технико-экономического обоснования выбора схем теплоснабжения при строительстве и реконструкции объектов, изданным техническим кодексом установившейся практики, указанным в пункте 1 настоящего постановления. 3. Контроль за исполнением настоящего постановления возложить на РУП "Белнипиэнергопром" (Рыков А.Н.). Министр А.В.Озерец ТКП/ПР/ Настоящий проект технического кодекса установившейся практики не подлежит применению до его утверждения Министерство энергетики Республики БеларусьМинскКлючевые слова: схема теплоснабжения, технико-экономическое обоснование, объект, теплоисточник, тепловые сети, экономическая эффективность. ПредисловиеЦели, основные принципы, положения по государственному регулированию и управлению в области технического нормирования и стандартизации установлены Законом Республики Беларусь "О техническом нормировании и стандартизации". 1. Разработан проектным научно-исследовательским республиканским унитарным предприятием "Белнипиэнергопром" (РУП "Белнипиэнергопром"). 2. Утвержден и введен в действие постановлением Министерства энергетики Республики Беларусь от 4 января 2010 г. N 1. 3. Введен впервые (с отменой Методических рекомендаций, регламентирующих разработку технико-экономического обоснования по выбору схем теплоснабжения при строительстве жилых домов, утвержденных постановлением Министерства энергетики Республики Беларусь от 23 июля 2007 г. N 26). Настоящий технический кодекс установившейся практики не может быть воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Министерства энергетики Республики Беларусь. Издан на русском языке. Содержание1. Область применения 2. Нормативные ссылки 3. Термины и определения 4. Общие положения 5. Рассмотрение, согласование и утверждение ТЭО Приложение А (рекомендуемое). Методика расчета фактических тепловых нагрузок теплоисточников при разработке схемы теплоснабжения населенных пунктов Приложение Б (справочное). Разработка пароводяного баланса на теплоисточнике Приложение В (справочное). Расчет годовых технико-экономических показателей работы теплоисточника Приложение Г (рекомендуемое). Основные рекомендации по выполнению расчетов экономической эффективности вариантов теплоснабжения Приложение Д (справочное). Пример выполнения технико-экономического обоснования Библиография 1. Область примененияНастоящий технический кодекс устанавливает порядок разработки технико-экономического обоснования выбора схем теплоснабжения при строительстве и реконструкции объектов при их отсутствии в утвержденной схеме теплоснабжения населенного пункта. 2. Нормативные ссылкиВ настоящем техническом кодексе использованы ссылки на следующие технические нормативные правовые акты в области технического нормирования и стандартизации (далее - ТНПА): ТКП 45-4.01-52-2007 (02250) Системы внутреннего водоснабжения зданий. Строительные нормы проектирования ТКП 45-4.02-182-2009 (02250) Тепловые сети. Строительные нормы проектирования ТКП 45-4.02-43-2006 (02250) Строительная теплотехника. Строительные нормы проектирования СНБ 1.02.03-97 Порядок разработки, согласования, утверждения и состав обоснования инвестиций в строительство предприятий, зданий и сооружений СНБ 1.03.02-96 Состав, порядок разработки и согласования проектной документации в строительстве СНБ 2.04.02-2000 Строительная климатология СНиП II-35-76 Котельные установки ТКП 45-1.01-4-2005 Система технического нормирования и стандартизации Республики Беларусь. Национальный комплекс технических нормативных правовых актов в области архитектуры и строительства. Основные положения СНБ 4.02.01-03 Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха ТКП 45-4.02-183-2009 (02250) Тепловые пункты. Правила проектирования Примечание. При пользовании настоящим техническим кодексом целесообразно проверить действие ТНПА по Перечню технических нормативных правовых актов в области архитектуры и строительства, действующих на территории Республики Беларусь, и каталогу, составленным по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочные ТНПА заменены (изменены), то при пользовании настоящим техническим кодексом следует руководствоваться замененными (измененными) ТНПА. Если ссылочные ТНПА отменены без замены, то положение, в котором дана ссылка на них, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку. 3. Термины и определенияВ настоящем техническом кодексе используются термины, установленные в СНиП II-35-76, СНБ 4.02.01, ТКП 45-1.01-4, ТКП 45-4.02-182, ТКП 45-4.02-183, а также следующие термины с соответствующими определениями: 3.1. блок-станция - электростанция, работающая в энергетической системе и оперативно управляемая ее диспетчерской службой, но не входящая в число предприятий системы по ведомственной принадлежности; 3.2. зона теплоснабжения - комплекс тепловых сетей, теплосетевых объектов и систем теплопотребления, подключенный к теплоисточнику; 3.3. индивидуальные теплогенераторы (ИТГ) - бытовые и промышленные теплогенерирующие агрегаты, аппараты и устройства, служащие для теплоснабжения одного потребителя с тепловой мощностью до 100 кВт; 3.4. конденсационная электростанция (КЭС) - тепловая электрическая станция, электростанция, вырабатывающая один вид энергии - электрическую; 3.5. коэффициент теплофикации - отношение тепловой мощности электрогенерирующего оборудования к суммарной мощности источников теплоты, действующих совместно в одной зоне теплоснабжения; 3.6. магистральная тепловая сеть - тепловая сеть от теплоисточника до центрального теплового пункта (до камеры на вводе тепловых сетей в квартал при подключении систем теплопотребления через индивидуальные тепловые пункты); 3.7. нормируемые тепловые потери - сумма нормируемых потерь тепловой энергии через изоляцию трубопроводов и с утечкой теплоносителя из тепловой сети, определенных в соответствии с действующими методическими рекомендациями [1]; 3.8. объект - здание, сооружение, на строительство (реконструкцию) которого разрабатывается проектная документация; 3.9. температурный график - зависимость температуры сетевой воды, подаваемой теплоисточником в тепловую сеть и возвращаемой от потребителей, от температуры наружного воздуха при принятом в системе теплоснабжения методе центрального регулирования отпуска теплоты [1]; 3.10. теплоисточник - теплоэнергетическая система (котельная, теплоэлектроцентраль, энерготехнологическая или утилизационная установка), представляющая собой совокупность технологического и вспомогательного оборудования и строительных сооружений и предназначенная для производства тепловой энергии или нескольких видов продукции, одним из которых является тепловая энергия; 3.11. теплоэлектроцентраль (ТЭЦ) - тепловая электрическая станция, предназначенная для производства электрической энергии и теплоты; 3.12. теплофикация - централизованное теплоснабжение при производстве электрической энергии и теплоты в едином технологическом цикле; 3.13. тепловая сеть - совокупность технических устройств, трубопроводов и сооружений на них, предназначенных для передачи (транспорта) тепловой энергии; 3.14. теплосетевой объект - насосная станция, контрольно-распределительный пункт, устройство защиты тепловых сетей; 3.15. технико-экономическое обоснование (ТЭО) - рассмотрение нескольких вариантов системы теплоснабжения отдельных объектов или локальных районов и обоснование выбора из них наиболее оптимального по результатам сравнения технико-экономических показателей. 4. Общие положения4.1. Вопросы создания, развития и модернизации систем теплоснабжения регламентируются [2], [3], [4], [5] или документами, их заменяющими. 4.2. Развитие систем теплоснабжения населенных пунктов, промышленных узлов, предприятий промышленности и сельского хозяйства определяется схемами теплоснабжения. 4.3. Схема теплоснабжения населенного пункта является предпроектным документом, в котором обосновывается хозяйственная необходимость, экономическая целесообразность строительства новых, модернизации и реконструкции существующих энергетических источников, тепловых сетей и систем теплопотребления, средств их эксплуатации и управления с целью обеспечения энергетической безопасности развития экономики населенного пункта, надежного теплоснабжения потребителей и рационального использования топливно-энергетических ресурсов. 4.4. Внесение любых изменений в утвержденную схему теплоснабжения (строительство новых или реконструкция существующих теплоисточников и магистральных тепловых сетей, создание децентрализованной системы теплоснабжения) осуществляется только при наличии соответствующего технико-экономического обоснования, выполненного и утвержденного в соответствии с настоящим техническим кодексом. 4.5. Функции заказчика при разработке ТЭО по выбору схем теплоснабжения осуществляет организация, финансирующая его выполнение. 4.6. Разработка ТЭО осуществляется на основании технического задания, подготовленного заказчиком и согласованного с местными органами государственного управления. 4.7. Заказчиком ТЭО предоставляются разработчику следующие исходные данные: ситуационный план размещения рассматриваемого объекта; решение органа государственного управления, на основании которого намечается строительство (реконструкция) объекта и выделяется земельный участок (площадка); характеристика строящегося (реконструируемого) объекта (этажность, материал стен, назначение и т.д.); по жилым районам - объемы новой жилой и общественной застройки с разбивкой по годам, утвержденные планы детального планирования застраиваемого района; по промышленным предприятиям и общественным объектам общегородского назначения - тепловые нагрузки и их прирост по годам строительства; данные по фоновому загрязнению атмосферного воздуха в районе нового строительства, представляемые организациями, подчиненными Министерству природных ресурсов и охраны окружающей среды Республики Беларусь, за деятельность которых уполномочен отвечать Департамент по гидрометеорологии Министерства природных ресурсов и охраны окружающей среды Республики Беларусь (далее - Департамент по гидрометеорологии). 5. Рассмотрение, согласование и утверждение ТЭО5.1. Представление ТЭО на рассмотрение и согласование осуществляется разработчиком по поручению заказчика. 5.2. ТЭО подлежат обязательному рассмотрению и согласованию: разработчиком схемы теплоснабжения; Департаментом по энергоэффективности Государственного комитета по стандартизации Республики Беларусь; Министерством энергетики Республики Беларусь в населенных пунктах, где есть теплоисточники, находящиеся в его ведении; местными органами государственного управления в населенных пунктах, где отсутствуют теплоисточники Министерства энергетики Республики Беларусь. В случаях, когда рекомендуемым вариантом предусматривается принципиальное изменение режимов работы ведомственных теплоисточников (подключение, отключение внешних потребителей, изменение мощностей с заменой основного оборудования, изменение топливного режима и т.п.), схема теплоснабжения подлежит согласованию в части данного вопроса с министерством (ведомством), в ведении которого находятся эти источники теплоты, тепловые сети. Перечень дополнительных согласований определяется заданием на разработку ТЭО. 5.3. Срок рассмотрения и согласования устанавливается согласно действующим положениям соответствующих организаций, а при их отсутствии - 30 дней. 5.4. Замечания рассматривающих и согласующих организаций направляются разработчику ТЭО для их устранения в согласованные сроки и в согласованном объеме. 5.5. Рассмотренное и согласованное технико-экономическое обоснование утверждается заказчиком или его вышестоящим органом управления в установленном порядке и принимается в качестве изменения действующей схемы теплоснабжения в части теплоснабжения рассмотренного объекта. 6. Основные разделы ТЭО и требования, предъявляемые к их разработке6.1. Раздел "Общая характеристика объекта" 6.1.1. В разделе должна быть представлена исходная информация по рассматриваемому объекту: наименование; место расположения; год начала и окончания строительства; объемы застройки (приросты тепловой нагрузки) с разбивкой по годам; характеристика застройки (этажность, материал стен); категорийность по надежности теплоснабжения; особые требования по режимам теплоснабжения; информация о качестве атмосферного воздуха в районе нового строительства, анализ возможности размещения в этом районе нового теплоисточника и (или) реконструкции существующего, а также рекомендации по выбору вида топлива в соответствии с [6]. 6.2. Раздел "Характеристика существующей системы централизованного теплоснабжения" 6.2.1. Раздел должен содержать краткую информацию по системе централизованного теплоснабжения (СЦТ), в зоне действия которой располагается (или будет располагаться) рассматриваемый объект: источники теплоты (наименование, установленная мощность, состав оборудования и т.д.); тепловые сети с указанием номера магистрали (диаметр, протяженность, тип прокладки, состояние, ближайшая тепловая камера и т.д.); ситуационный план размещения объекта и ближайшей системы (систем) централизованного теплоснабжения. 6.3. Раздел "Определение структуры и величины существующих и перспективных тепловых нагрузок, режимов теплопотребления в годовом и суточном разрезе" 6.3.1. Тепловые нагрузки существующих потребителей определяются с учетом их фактического теплопотребления в соответствии с методикой, приведенной в приложении А. При отсутствии данных по фактическому теплопотреблению тепловые нагрузки существующих потребителей допускается рассчитывать по укрупненным показателям. 6.3.2. Основой для определения перспективных максимальных часовых тепловых нагрузок являются утвержденные документы территориального планирования - генеральные планы населенных пунктов, планы детального проектирования отдельных районов, данные заказчика. 6.3.3. Расчет перспективных максимальных часовых тепловых нагрузок производится раздельно для жилищно-коммунального и промышленного секторов с разбивкой по видам теплопотребления и теплоносителя по укрупненным показателям в соответствии с ТКП 45-4.02-182, ТКП 45-4.02-43, [7], [8] с учетом [9]. 6.3.4. Тепловая нагрузка крупных общественных объектов общегородского и республиканского назначения учитывается дополнительно на основании проектов объектов-аналогов или по укрупненным показателям в зависимости от характеристики застройки. 6.3.5. В расчетном максимуме тепловых нагрузок, обеспечиваемых от СЦТ, нагрузка горячего водоснабжения в соответствии с [10] должна приниматься: для жилищно-коммунального сектора - по среднечасовому расходу теплоты за отопительный период, определяемому по ТКП 45-4.02-182; для технологических и крупных общественных потребителей - по среднечасовому расходу тепловой энергии за смену наибольшего водопотребления; для общественных зданий - в соответствии с ТКП 45-4.02-182. 6.3.6. На перспективу необходимо учитывать снижение средней нормы расхода горячей воды на бытовые нужды в сутки на одного человека до 90 л/чел. 6.3.7. Максимальные часовые перспективные тепловые нагрузки существующих промышленных предприятий следует определять на основании их анкетного обследования с учетом данных формы государственной отчетности 11-СН "Отчет о результатах использования топлива, тепла и электрической энергии". 6.3.8. Максимальные часовые тепловые нагрузки новых производственных предприятий и комплексов производственных предприятий следует принимать по данным заказчика с предоставлением обосновывающих материалов, по проекту-аналогу или по укрупненным показателям. 6.3.9. При определении суммарных максимальных часовых тепловых нагрузок на теплоисточнике на перспективу следует учитывать разновременность (несовпадение максимумов) тепловых нагрузок по каждой группе потребителей на технологические цели в паре, а также внедрение энергосберегающих мероприятий и использование вторичных энергоресурсов. Коэффициент несовпадения максимумов тепловых нагрузок по группе
потребителей на технологические цели в паре К определяется по формуле
оп
б
D
0,3 тех 2/3
К = (0,7 + ---)(1 + 0,001(----) ), (6.1)
оп _ м
\/n D
тех
где n - количество потребителей;
б
D - тепловая нагрузка в паре потребителя с наибольшим потреблением
тех
пара, т/ч;
м
D - тепловая нагрузка в паре потребителя с наименьшим потреблением
тех
пара, т/ч.
6.3.10. Расчетные температуры для проектирования систем отопления и вентиляции, средние температуры за отопительный период, продолжительность отопительного периода и другие климатические характеристики населенного пункта следует принимать по СНБ 2.04.02. 6.4. Раздел "Варианты обеспечения тепловой энергией рассматриваемого объекта" 6.4.1. Альтернативность рассматриваемых вариантов (не менее двух) обеспечивается за счет: обеспечения перспективной тепловой нагрузки от разных источников теплоты, в том числе новых и ИТГ; использования разнотипного основного оборудования при реконструкции существующих и строительстве новых источников теплоты; реконструкции существующих тепловых сетей и систем теплопотребления с целью снижения потерь тепловой энергии и повышения эффективности ее использования. 6.4.2. При выборе варианта системы теплоснабжения (централизованной или децентрализованной) необходимо руководствоваться следующими подходами: а) новые объекты (многоэтажная жилая и общественная застройка, промышленные предприятия) в зоне действия СЦТ преимущественно должны подключаться к централизованным теплоисточникам, осуществляющим комбинированную выработку тепловой и электрической энергии. При отсутствии резерва тепловой мощности на теплоисточнике или пропускной способности тепловых сетей предусматривать их расширение и модернизацию; б) в случае невозможности выполнения расширения действующего централизованного теплоисточника или тепловой сети, а также при значительной удаленности объекта от зоны централизованного теплоснабжения предусматривать: для новых районов и микрорайонов - строительство нового централизованного источника теплоты; при строительстве отдельных объектов - систему децентрализованного теплоснабжения; в) при опережающем вводе отдельных объектов до начала массовой застройки района и подвода инженерных коммуникаций предусматривать их децентрализованное теплоснабжение с установкой современного эффективного отопительного оборудования; г) при малоэтажной (усадебной) застройке с низкой плотностью размещения тепловых нагрузок должны преимущественно применяться индивидуальные теплогенераторы, предназначенные для работы на местных видах топлива, при коттеджной застройке - комбинированная схема работы индивидуальных газовых теплогенераторов совместно с котлами на местных видах топлива, тепловыми насосами, баками-аккумуляторами и солнечными коллекторами. При размещении малоэтажной застройки на территории, прилегающей к газифицированному многоэтажному району, преимущественно следует использовать газовые теплогенераторы; д) при принятии решения о расширении существующего и строительстве нового теплоисточника необходимо учитывать данные по фоновому загрязнению атмосферного воздуха в районе его размещения, представляемые Департаментом по гидрометеорологии. 6.4.3. При выборе вариантов установки основного оборудования на новых и реконструируемых теплоисточниках необходимо учитывать: а) в соответствии с [11] при строительстве новых и реконструкции действующих производственно-отопительных котельных мощностью 10 Гкал/ч и выше следует предусматривать установку электрогенерирующего оборудования с числом часов использования установленной электрической мощности не менее 5000 часов. Выбор электрической мощности устанавливаемого оборудования должен осуществляться с учетом гарантированного обеспечения его загрузки в течение года; б) при строительстве ТЭЦ или блок-станции в первую очередь осуществляется строительство водогрейной котельной, которая после ввода в эксплуатацию электрогенерирующей мощности переводится в пиковый режим работы; в) на новых и реконструируемых теплоисточниках при максимальной часовой тепловой нагрузке более 100 Гкал/ч для замены выбывающего оборудования в первую очередь необходимо рассматривать целесообразность установки парогазовых блоков; г) на новых теплоисточниках следует рассматривать возможность установки оборудования для использования местных видов топлива; д) при установке газовых турбин необходимо предусматривать утилизацию теплоты уходящих газов для технологических нужд или для получения пара и горячей воды; е) при равномерной тепловой нагрузке как в суточном, так и в годовом разрезе целесообразно предусматривать установку турбин с противодавлением; ж) в случае резких суточных и годовых колебаний тепловых нагрузок следует предусматривать установку теплофикационных турбин с конденсатором. Встроенные пучки конденсаторов могут использоваться для подогрева сырой воды, восполняющей потери в цикле станции и в тепловых сетях, и сетевой воды; з) турбины с регулируемым производственным отбором устанавливаются, как правило, на крупных ТЭЦ при условии наличия стабильной паровой нагрузки; и) отпуск пара для производственных нужд обеспечивается либо из производственных отборов турбин, либо паровыми котлами среднего давления; к) обеспечение пиковой паровой нагрузки может осуществляться через РОУ за счет резерва паровой мощности энергетических котлов; л) на существующих паровых котельных в случае, если требуемое потребителям давление пара ниже, чем давление пара, вырабатываемое котлами, следует рассматривать установку паровых турбин для срабатывания лишнего перепада давления; м) в качестве аналога должно рассматриваться наиболее эффективное с точки зрения топливоиспользования современное оборудование, обеспечивающее сокращение и (или) предотвращение выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух. 6.4.4. Выбор единичной мощности основного оборудования осуществляется на основании пароводяного баланса, разрабатываемого в соответствии с [12], [13], [14]. На стадии ТЭО допускается использовать упрощенную методику расчета, приведенную в приложении Б. 6.5. Раздел "Основные технические решения по развитию системы теплоснабжения" 6.5.1. Раздел должен содержать основные решения как по источнику теплоты, так и по тепловым сетям для всех рассматриваемых вариантов. 6.5.2. При строительстве нового, реконструкции существующего теплоисточника как централизованного, так и децентрализованного, необходимо выполнить: а) выбор вида основного и резервного топлива с учетом данных по фоновому загрязнению атмосферного воздуха в районе его размещения; б) обоснование предложений по составу основного оборудования теплоисточника, установленной тепловой мощности ИТГ для жилых помещений и мест общего пользования; в) предложения по срокам ввода оборудования в эксплуатацию; г) расчет годовых технико-экономических показателей работы теплоисточников, выполненный в соответствии с приложением В; д) оценку капиталовложений, сроков строительства, периодичности замены ИТГ. 6.5.3. По тепловым сетям требуется выполнить: а) для новых систем теплоснабжения: разработку схемы магистральных тепловых сетей; предварительное определение трассировки магистральных тепловых сетей; выбор способа их прокладки; выбор вида теплоносителя и способа регулирования отпуска тепловой энергии от источника; выбор температурного графика отпуска тепловой энергии от теплоисточника в соответствии с ТКП 45-4.02-182; расчет гидравлических режимов и определение диаметров магистральных тепловых сетей; обоснование необходимости строительства теплосетевых объектов; разработку предложений по взаимодействию ТЭЦ и котельных (демонтаж котельных и высвобождение городских земельных ресурсов, вывод котельных в холодный резерв или перевод их в пиковый режим); оценку капиталовложений и сроков строительства; б) для существующих систем теплоснабжения: гидравлический расчет магистральных тепловых сетей для оценки возможности присоединения новых тепловых потребителей; определение необходимого объема реконструкции и строительства новых тепловых сетей (диаметры, протяженность, требуемые насосные); обоснование требуемого температурного графика отпуска теплоты; обоснование схемы подключения новых потребителей; оценку капиталовложений, сроков реконструкции и строительства. Проектирование новых и реконструкция действующих тепловых сетей осуществляется в соответствии с ТКП 45-4.02-182, гидравлический расчет - в соответствии с [8], [15], [16]. 6.5.4. Определение капиталовложений в строительство новых и реконструкцию существующих теплоисточников и тепловых сетей выполняется по проектам-аналогам или на основании статистических данных по удельным капиталовложениям в установленную мощность на аналогичное оборудование. 6.6. Раздел "Оценка эффективности инвестиций в варианты теплоснабжения объекта и выбор из них наиболее экономичного" 6.6.1. Выбор рекомендуемого варианта теплоснабжения объекта должен осуществляться по результатам технико-экономического сравнения. 6.6.2. Сопоставляемые варианты развития систем теплоснабжения должны обеспечивать: а) одинаковый производственный эффект по всем годам рассматриваемого периода (равное количество отпускаемой продукции); б) обеспечение качественного и надежного теплоснабжения потребителей; в) экологическую безопасность и рациональное использование природных ресурсов. 6.6.3. Расчет экономической эффективности вариантов выполняется в соответствии с [17], [18] или методикой, приведенной в приложении Г. При реконструкции существующей системы теплоснабжения необходимо учитывать экономический эффект за счет внедрения энергосберегающих мероприятий (замена стальных труб на предизолированные, установка регуляторов и т.д.). 6.6.4. Критериями выбора варианта являются: а) для инвестора: достижение максимума чистого дисконтированного дохода; минимальный дисконтированный срок окупаемости; б) для государства: минимум приведенных затрат; уменьшение объемов закупки импортного топлива; увеличение доли использования местных видов топлива; экономия топлива за счет снижения потерь тепловой энергии через изоляцию трубопроводов и с утечками, повышения эффективности работы оборудования теплоисточников и тепловых сетей. 6.6.5. При строительстве отдельных объектов в зоне действия крупных источников теплоты в случае отсутствия резерва тепловой мощности на теплоисточнике или пропускной способности ближайшей магистрали допускается принимать решение о децентрализованном теплоснабжении при получении соответствующего решения от местной теплоснабжающей организации. Приложение А МЕТОДИКА РАСЧЕТА ФАКТИЧЕСКИХ ТЕПЛОВЫХ НАГРУЗОК ТЕПЛОИСТОЧНИКОВ ПРИ РАЗРАБОТКЕ СХЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ НАСЕЛЕННЫХ ПУНКТОВ А.1. Суммарные максимальные часовые тепловые нагрузки существующих
жилищно-коммунальных и промышленных потребителей Q, Гкал/ч, фиксируются в
договорах на теплоснабжение, заключаемых с энергоснабжающей организацией, и
определяются по формуле
max max max
Q = Q + Q + Q , (А.1)
о в гв
max max max
где Q , Q , Q - договорные максимальные часовые нагрузки
о в гв
отопления, вентиляции и горячего водоснабжения, Гкал/ч.
А.2. При разработке ТЭО необходимо учитывать снижение теплопотребления
существующих зданий за счет их утепления и герметизации при капитальном
ремонте, внедрения систем автоматического регулирования расхода тепловой
энергии и счетчиков расхода горячей воды, проведения энергосберегающих
мероприятий и ряда других факторов. С этой целью полученные договорные
тепловые нагрузки корректируются с учетом фактически сложившегося
теплопотребления в зоне действия теплоисточника (по возможности каждой
магистрали) следующим образом:
а) по фактическим данным энергоснабжающей организации за наиболее
холодный месяц отопительного периода определяются средневзвешенный по
ф
температуре наружного воздуха часовой отпуск тепловой энергии Q , Гкал/ч, и
ф
среднеарифметическая температура наружного воздуха t , °С (сутки с
o
температурой наружного воздуха выше 0 °С и ниже минус 15 °С из расчета
исключаются);
б) фактическая среднечасовая тепловая нагрузка горячего водоснабжения
ф
в отопительный период Q , Гкал/ч, определяется на основании фактических
гв
данных по формуле
55 - t
ф лф x л
Q = Q ------- - Q , (А.2)
гв гв л пот
55 - t
x
лф
где Q - фактический среднечасовой отпуск тепловой энергии за
гв
недельный период после окончания отопительного сезона и до начала ремонта
теплосетей, Гкал/ч;
л
Q - среднечасовые нормируемые тепловые потери через изоляцию
пот
трубопроводов и с утечками в рассматриваемый период межотопительного
сезона, рассчитанные в соответствии с [19] или документом, ее заменяющим,
Гкал/ч;
л
t , t - соответственно температура холодной (водопроводной) воды в
x x
отопительный период (при отсутствии данных принимается равной 5 °С) и в
неотопительный период (при отсутствии данных для поверхностных источников
принимается равной 15 °С, для подземных - 5 - 7 °С);
ф
в) фактическая нагрузка отопления и вентиляции Q , Гкал/ч,
ов
определяется по формуле
ф ф ф
Q = Q - Q - Q (А.3)
ов гв пот
где Q - среднечасовые нормируемые тепловые потери в теплосетях за
пот
рассматриваемый зимний месяц, определенные в соответствии с [19] или
документом, ее заменяющим, Гкал/ч;
г) так как нагрузка вентиляции в жилищно-коммунальном секторе имеет,
как правило, отопительный характер, приведение полученной в (А.3) тепловой
фмак
нагрузки к расчетным для систем отопления условиям Q , Гкал/ч, может
ов
осуществляться по формуле
t - t
фмак ф вн o
Q = Q --------, (А.4)
ов ов ф
t - t
вн o
где t - расчетная температура внутри отапливаемых помещений, °С;
вн
t - расчетная температура наружного воздуха для систем отопления, °С;
o
д) суммарная фактическая тепловая нагрузка теплоисточника
(магистрали), приведенная к расчетным для систем отопления условиям
ф
(фактическая приведенная), Q , Гкал/ч, определяется по формуле
сум
ф фмак ф
Q = Q + Q + Q . (А.5)
сум ов гв пот
А.3. Фактическая приведенная тепловая нагрузка крупных общественных
ф
объектов общегородского и республиканского назначения Q , Гкал/ч, и
общ
ф
промышленных предприятий Q , Гкал/ч, находящихся в зоне теплоснабжения
пром
рассматриваемого источника теплоты, определяется аналогично по формулам
А.2 - А.5 на основании данных их анкетного обследования.
А.4. Фактическая приведенная тепловая нагрузка жилищно-коммунального
ф
сектора Q , Гкал/ч, определяется как
ЖКС
ф ф ф ф
Q = Q - Q - Q . (А.6)
ЖКС сум пром общ
А.5. Для выявления возможных нарушений (ограничений) в подаче тепловой энергии потребителям в зоне действия рассматриваемого теплоисточника (магистрали) необходимо выполнить: для жилищно-коммунального сектора - анализ данных диспетчерских служб тепловых сетей о наличии жалоб потребителей на низкую температуру воздуха внутри отапливаемых помещений и (или) горячей воды в местах водоразбора; для промышленных и общественных предприятий - анализ соответствия величины фактического теплопотребления данным формы государственной отчетности 11-СН "Отчет о результатах использования топлива, тепла и электрической энергии". А.6. В случае выявления регулярных жалоб на некачественное теплоснабжение в зоне действия рассматриваемого теплоисточника (магистрали) фактическая тепловая нагрузка жилищно-коммунального сектора принимается равной договорной величине, определяемой по (А.1), или пересчитывается по укрупненным показателям. При установлении факта ограничения потребления тепловой энергии промышленными и общественными предприятиями, приводящего к снижению температурного режима в помещениях ниже нормативных величин, ограничению или отключению вентиляции и горячего водоснабжения, ограниченная тепловая нагрузка определяется в соответствии с [9]. А.7. Полученные фактические приведенные тепловые нагрузки промышленного, жилищно-коммунального секторов и крупных общественных объектов, скорректированные в случае необходимости в соответствии с пунктами А.5, А.6, принимаются в качестве базовых для определения перспективных тепловых нагрузок. Приложение Б РАЗРАБОТКА ПАРОВОДЯНОГО БАЛАНСА НА ТЕПЛОИСТОЧНИКЕ Б.1. Выбор единичной мощности основного оборудования осуществляется на
основании разработанного пароводяного баланса теплоисточника, позволяющего
определить потребную мощность парогенераторов, проверить целесообразность
принятых к установке электрогенерирующих агрегатов, определить необходимую
пиковую тепловую мощность, а также загрузку выбранного основного
оборудования в характерных режимах.
Б.2. Расчет проводится для шести основных режимов:
1 - максимального зимнего, соответствующего расчетной температуре
наружного воздуха для отопления t . Этот режим определяет максимальную
о
выработку пара и горячей воды и, следовательно, суммарную мощность
устанавливаемых парогенераторов и пиковых источников теплоты. Для этого
режима отопительно-вентиляционные и технологические нагрузки принимаются
максимальными часовыми, нагрузка горячего водоснабжения - среднечасовой за
неделю;
2 - аварийного, предусматривающего останов одного наиболее мощного
оборудования при расчетной температуре наружного воздуха для отопления t .
о
В соответствии с [10] в этом режиме оставшееся в работе оборудование должно
обеспечивать максимальный часовой отпуск теплоты на технологию и отпуск
теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение в размере 70% от
отпуска теплоты на эти цели при расчетной для проектирования систем
отопления температуре наружного воздуха;
3 - наиболее холодного месяца при средней температуре наружного
воздуха за наиболее холодный месяц года t . Этот режим, также как и режим
нх
1, используется при расчете максимальных разовых выбросов вредных веществ
от теплоисточника и предусматривает обеспечение максимальной часовой
технологической нагрузки, отопительно-вентиляционной нагрузки,
соответствующей t , нагрузки горячего водоснабжения - среднечасовой за
нх
неделю;
4 - при средней температуре наружного воздуха за отопительный период
t . В этом режиме технологические нагрузки принимаются среднечасовыми за
от
отопительный период, расходы теплоты на отопление и вентиляцию -
соответствующими t , нагрузка горячего водоснабжения - среднечасовой за
от
неделю;
5 - летний. Технологическая нагрузка принимается среднечасовой за межотопительный период, горячего водоснабжения - среднечасовой за неделю; 6 - ночной летний. Технологическая нагрузка и нагрузка горячего водоснабжения принимаются минимальными часовыми за сутки. Расчет этого режима позволяет оценить техническую возможность использования энергетического оборудования при минимальных тепловых нагрузках. Ориентировочно технический минимум загрузки основного оборудования можно принимать: а) паровые и водогрейные котлы газомазутные - 30%; б) блоки ПГУ: моноблоки - 50%; дубль-блоки - 25%; в) газопоршневые агрегаты - 25 - 50%; г) газовые турбины с утилизаторами теплоты - 30 - 50%; д) твердотопливные блоки - 60 - 70%. Режимы 1, 4, 5 используются для расчета годовых технико-экономических показателей. Б.3. Расчеты тепловой схемы теплоисточников при выполнении проектов их строительства и реконструкции должны выполняться специализированными проектными организациями по [12], [13], [14]. При расчете пароводяного баланса теплоисточника на стадии выполнения ТЭО можно руководствоваться следующей методикой. Б.4. Расчет пароводяного баланса теплоисточника выполняется параллельно для всех режимов и состоит из четырех частей: расчет расхода тепловой энергии внешним потребителям (пар, горячая вода); расчет расхода тепловой энергии на собственные нужды теплоисточника; расчет суммарной потребной выработки тепловой энергии (пар, горячая вода); составление пароводяного баланса теплоисточника. Б.5. Как правило, на теплоисточнике имеются следующие основные коллекторы: сетевой воды; пара давлением 0,05 - 0,25 МПа (0,5 - 2,5 кгс/кв.см); пара давлением 0,6 - 1,4 МПа (6 - 14 кгс/кв.см); свежего пара (в зависимости от начальных параметров паровой турбины). Б.6. Расчет отпуска тепловой энергии внешним потребителям Б.6.1. Среднечасовая технологическая нагрузка рассчитывается через годовую величину с учетом числа часов использования ее максимума: год
а) суммарный годовой отпуск пара на технологию D , тыс. т/год,
тех
находится по формуле
год
D = D H / 1000, (Б.1)
тех тех тех
год
горячей воды Q , тыс. Гкал/год,
тех
год
Q = Q H / 1000, (Б.2)
тех тех тех
где D , Q - максимальный часовой отпуск соответственно пара, т/ч, и
тех тех
горячей воды, Гкал/ч, на технологические нужды. Задается в исходных данных;
H - число часов использования максимума технологической нагрузки в
тех
паре или в горячей воде, ч. Задается в исходных данных по каждому виду
технологической нагрузки;
б) часовой отпуск пара D , т/ч, и теплоты Q , Гкал/ч, в
тех тех
зависимости от рассматриваемого режима находится по формулам, приведенным в
таблице Б.1.
Таблица Б.1 Определение часового отпуска пара и теплоты на технологию в зависимости от режима-----------------+------------------------------------------------------------------
¦Технологическая ¦ Основные режимы ¦
¦ нагрузка +----+----T------------------------------------+-----------+-----------+
¦ ¦1, 3¦ 2 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦
+----------------+----+----+------------------------------------+-----------+-----------+
¦ ¦D ¦D ¦ год лет ¦ лет¦ 5 ноч¦
¦Часовой отпуск ¦ тех¦ тех¦D - D а (8400 - Н ) / 1000¦D · а ¦D · а ¦
¦пара D , т/ч ¦ ¦ ¦ тех тех тех от ¦ тех тех¦ тех тех¦
¦ тех ¦ ¦ ¦------------------------------------¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ Н / 1000 ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ от ¦ ¦ ¦
+----------------+----+----+------------------------------------+-----------+-----------+
¦Часовой отпуск ¦Q ¦Q ¦ год лет ¦ лет¦ 5 ноч¦
¦теплоты на ¦ тех¦ тех¦Q - Q а (8400 - Н ) / 1000¦Q · а ¦Q · а ¦
¦технологию Q ,¦ ¦ ¦ тех тех тех от ¦ тех тех¦ тех тех¦
¦ тех ¦ ¦ ¦------------------------------------¦ ¦ ¦
¦Гкал/ч ¦ ¦ ¦ Н / 1000 ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ от ¦ ¦ ¦
¦----------------+----+----+------------------------------------+-----------+------------
--------------------------------
а - греческая буква "альфа"
В таблице Б.1:
лет
а - коэффициент, учитывающий снижение максимальной часовой
тех
технологической нагрузки в паре или в горячей воде в неотопительный период
относительно максимальной часовой величины;
ноч
а - коэффициент, учитывающий снижение среднечасовой
тех
технологической нагрузки в паре или в горячей воде в неотопительный период
в ночное время;
Н - продолжительность отопительного периода, ч.
от
лет ноч
Коэффициенты а и а задаются в исходных данных на основании
тех тех
анализа фактических суточных и годовых режимов отпуска тепловой энергии на
технологические нужды предприятия. Для новых предприятий коэффициенты
принимаются по данным аналогичных производств.
Б.6.2. Тепловая нагрузка в сетевой воде определяется в зависимости от
рассматриваемого режима по формулам, приведенным в таблице Б.2.
Таблица Б.2 Формулы для определения часового отпуска теплоты в сетевой воде------------------+---------------------------------------------------
¦Тепловая нагрузка¦ Режим ¦
¦ в сетевой воде, +---------+-------+------------+-------------+----------+
¦ Гкал/ч ¦ 1 ¦ 2 ¦ 3, 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦
+-----------------+---------+-------+------------+-------------+----------+
¦Тепловая нагрузка¦ Q ¦0,7Q ¦ t - t ¦ 0 ¦ 0 ¦
¦отопления и ¦ ов ¦ ов ¦ вн i¦ ¦ ¦
¦вентиляции Q ¦(задается¦ ¦Q --------¦ ¦ ¦
¦ ов ¦ в ¦ ¦ ов t - t ¦ ¦ ¦
¦ ¦исходных ¦ ¦ вн o¦ ¦ ¦
¦ ¦ данных) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+---------+-------+------------+-------------+----------+
¦Среднечасовая ¦ Q а ¦0,7Q ¦ как для ¦ л ¦ 5 ноч ¦
¦нагрузка горячего¦ ов гв ¦ гв ¦ режима 1 ¦ 55 - t ¦Q а ¦
¦водоснабжения Q ¦ ------- ¦ ¦ ¦ 1 х ¦ гв гв ¦
¦ гв¦ 1 - а ¦ ¦ ¦Q ------- ¦ ¦
¦ ¦ гв ¦ ¦ ¦ гв 55 - t ¦ ¦
¦ ¦ или ¦ ¦ ¦ х ¦ ¦
¦ ¦задается ¦ ¦ ¦ или ¦ ¦
¦ ¦ в ¦ ¦ ¦ задается в ¦ ¦
¦ ¦исходных ¦ ¦ ¦ исходных ¦ ¦
¦ ¦ данных ¦ ¦ ¦ данных ¦ ¦
¦-----------------+---------+-------+------------+-------------+-----------
--------------------------------
а - греческая буква "альфа"
В таблице Б.2:
t - расчетная температура наружного воздуха для проектирования
о
отопления, °С;
t - температура наружного воздуха для рассматриваемого режима, °С;
i
а - доля среднечасовой нагрузки горячего водоснабжения от суммарной
гв
максимальной часовой нагрузки (задается в исходных данных);
ноч
а - доля ночной нагрузки горячего водоснабжения в летний период
гв
от среднечасовой величины (задается в исходных данных);
в) потери теплоты с утечкой и через изоляцию трубопроводов Q ,
пот
Гкал/ч, определяются в соответствии с [19] или документом, ее заменяющим, и
задаются в исходных данных для всех режимов;
г) суммарный отпуск теплоты с сетевой водой в тепловую сеть в каждом
режиме Q , Гкал/ч, составит
тс
Q = Q + Q + Q + Q . (Б.3)
тс ов гв тех пот
Б.7. Расчет коллектора сетевой воды
Б.7.1. На теплоисточниках подготовка подпиточной воды как для подпитки
тепловой сети, так и для подпитки парового цикла, как правило, должна
включать в себя три ступени подготовки:
подогрев исходной воды в подогревателе сырой воды перед
химводоподготовкой (ХВО);
подогрев химочищенной воды после ХВО;
деаэрацию.
На новых теплоисточниках при отсутствии на них паровой нагрузки
подогрев подпиточной воды можно предусматривать от коллектора сетевой воды
с установкой подогревателя сырой воды и вакуумного деаэратора.
Б.7.2. Расчет подпитки тепловой сети:
а) объем воды в тепловой сети V , куб.м, принимается по фактическим
тс
данным, а при их отсутствии находится в соответствии с пунктом 6.2.8 ТКП
45-4.02-182 по формуле
1 1
v (Q - Q )
тс пот 3
V = -------------- 10 , (Б.4)
тс 860
где v - удельный объем воды в теплосети на 1 МВт расчетной тепловой
нагрузки (для закрытой системы ГВС 65 куб.м/МВт, при наличии транзитных
магистралей 50 куб.м/МВт);
тс
б) расход воды на подпитку теплосети G , куб.м/ч, в отопительный
подп
период (режимы 1 - 4) принимается равным 0,4% от V , в межотопительный
тс
период (режимы 5, 6) - 0,3% от V ;
тс
в) расчет схемы подпитки тепловой сети осуществляется по формулам,
приведенным в таблице Б.3, в зависимости от существующей тепловой схемы и
тс
греющей среды при G = G .
подп подп
Таблица Б.3 Формулы для определения расхода тепловой энергии на подпитку--------------+--------------------------------------------------------------
¦ Элементы ¦ Потребность в тепловой энергии ¦
¦ тепловой +---------------------------------------+--------------------------+
¦ схемы ¦ Гкал/ч ¦ т/ч ¦
+-------------+---------------------------------------+--------------------------+
¦Подогреватель¦Q = G (t - t ) · 1,25 / 1000 ¦ D = Q / q ¦
¦сырой воды ¦ 1ст подп 1ст х ¦ 1ст 1ст ¦
+-------------+---------------------------------------+--------------------------+
¦Подогреватель¦Q = G (t - (t - 2)) / 1000 ¦ D = Q / q ¦
¦химочищенной ¦ 2ст подп 2ст 1ст ¦ 2ст 2ст ¦
¦воды ¦ ¦ ¦
+-------------+---------------------------------------+--------------------------+
¦Деаэратор ¦ Q = G (t - t ) / 1000 ¦ D = Q / q ¦
¦ ¦ 3ст подп 3ст 2ст ¦ 3ст 3ст ¦
+-------------+---------------------------------------+--------------------------+
¦ВСЕГО ¦ Q = Q + Q + Q ¦D = D + D + D ¦
¦ ¦ подп 1ст 2ст 3ст ¦ подп 1ст 2ст 3ст¦
¦-------------+---------------------------------------+---------------------------
В таблице Б.3:
1,25 - коэффициент, учитывающий потери воды на химводоподготовке;
t - температура воды после подогревателя сырой воды, °С;
1ст
2 - снижение температуры воды на химводоподготовке, °С;
t - температура подпиточной воды после подогревателя химочищенной
2ст
воды, °С;
t - температура подпиточной воды после деаэратора, °С. Принимается
3ст
40 - 50 °С для вакуумного деаэратора и 104 °С для атмосферного;
q - разница энтальпий используемого пара и его конденсата, Гкал/т
q = (i - t ) / 1000, (Б.5)
п к
где i , t - соответственно энтальпия пара, ккал/кг, i = f(P, t), и
п к п
температура насыщения при давлении используемого пара, °С, определяются по
[20];
P, t - соответственно давление, МПа (кгс/кв.см), и температура, °С,
используемого пара (задаются в исходных данных).
Температуры подогрева подпиточной воды по ступеням задаются в исходных
данных;
г) из полученного расхода теплоты на подпитку теплосети к собственным
нуждам теплоисточника относятся только потери теплоты на химводоподготовке:
ХВО
Q = 0,25Q + 2G / 1000, (Б.6)
пот 1ст подп
где 2 - температура воды, теряемая на ХВО, °С;
0,25 - доля потерь воды на ХВО;
тс
G = G - расход подпиточной воды, т/ч;
подп подп
д) остальная тепловая энергия Q , Гкал/ч, в качестве "подпитки
подп
теплосети" вносится в обратный коллектор сетевой воды в количестве
тс ХВО
Q = Q - Q . (Б.7)
подп подп пот
Б.7.3. Тепловая нагрузка, которая должна быть обеспечена от коллектора
сетевой воды, Q , Гкал/ч, составляет
св
св
Q = Q + Q , (Б.8)
св тс сн
св
где Q - собственные нужды теплоисточника, обеспечиваемые за счет тепла
сн
сетевой воды, Гкал/ч
св ХВО пл
Q = SUM Q + Q , (Б.9)
сн пот ов
ХВО
где SUM Q - суммарные потери тепловой энергии, Гкал/ч, на
пот
химводоподготовке при нагреве подпиточной воды сетевой водой.
Если вся или часть подпиточной воды греется паром, в формуле (Б.9)
учитывается только та часть, которая нагревается сетевой водой;
пл
Q - отопление производственной площадки теплоисточника
ов
(производственные цеха и цеховая администрация), Гкал/ч. Рассчитывается
аналогично как нагрузка отопления внешних потребителей по формуле,
приведенной в таблице Б.2.
Б.7.4. Распределение тепловой нагрузки Q , Гкал/ч, между
св
установленным на теплоисточнике оборудованием можно осуществлять в
следующем порядке:
загрузка до номинальной величины теплофикационных отборов (Т-отбор)
D , т/ч, сетевых подогревателей турбин Q , Гкал/ч, встроенных пучков
Т-отб СП
паровых турбин и котлов-утилизаторов Q , Гкал/ч, газопоршневых агрегатов
пуч
(ГПА) Q , Гкал/ч;
ГПА
включение пиковых сетевых подогревателей при наличии избытка тепловой
мощности производственных отборов турбин (П-отбор) и работающих паровых
котлов Q , Гкал/ч;
ПБ
включение водогрейных котлов Q , Гкал/ч.
ВК
Б.8. Определение производительности котельного цеха
Б.8.1. Расчет производительности котельного цеха может осуществляться
в сумме для парогенераторов с одинаковыми начальными параметрами.
Котлоагрегаты с разными параметрами свежего пара и энергоблоки
рассчитываются раздельно. Для расчета производительности котельного цеха
необходимо определить загрузку коллекторов теплоисточника.
Б.8.2. Загрузка коллекторов может быть определена следующим образом:
а) коллектор свежего пара (питается паром паровых котлов среднего и
высокого давления) D , т/ч,
ПК
D = 1,02 (D + D + D ), (Б.10)
ПК ТУ тех РОУ
где D - расход пара на турбины, подключенные к коллектору свежего пара,
ТУ
т/ч;
D - отпуск технологического пара от рассматриваемого коллектора,
тех
т/ч;
D - отпуск пара через РОУ от рассматриваемого коллектора (как
РОУ
правило, используется для обеспечения пиковой тепловой нагрузки в паре),
т/ч;
1,02 - коэффициент, учитывающий неучтенные потери теплоты в цикле
теплоисточника, связанные с теплоизлучением трубопроводов в окружающую
среду, потерями режимного характера (растопка котлоагрегатов), неучтенными
утечками теплоты, периодической продувкой котлов и эксплуатационными
отклонениями от расчетных режимов;
б) коллектор пара давлением 0,6 - 1,4 МПа (питается паром
производственного отбора или паровых котлов среднего давления)
D (D ), т/ч,
П-отб ПК
D (D ) = 1,02 (D + D + D + D + D + D + D ), (Б.11)
П-отб ПК ТУ тех РОУ Д6 мх кф ПБ
где D - расход пара на деаэратор 0,6 МПа (6 кгс/кв.см), т/ч;
Д6
D - расход пара на мазутное хозяйство, т/ч;
мх
D - расход пара на калориферы котлов, т/ч;
кф
D - расход пара на пиковый подогреватель сетевой воды, т/ч;
ПБ
D - расход пара через РОУ, т/ч. Через РОУ пар из этого коллектора
РОУ
обычно используется для подогрева подпиточной воды D , т/ч, на чисто
подп
паровых котельных;
в) коллектор пара давлением 0,05 - 0,25 МПа D (питается паром из
Т-отб
теплофикационного отбора турбины), т/ч,
D = 1,02 (D + D ), (Б.12)
Т-отб СП подп
где D - расход пара на сетевые подогреватели, т/ч;
СП
D - расход пара на подготовку подпиточной воды (обычно
подп
используется на теплоисточниках с паровыми турбоустановками), т/ч,
тс ПК
D = D + D , (Б.13)
подп подп подп
тс ПК
где D , D - соответственно расход пара на подпитку тепловой сети
подп подп
и цикла паровых котлов, т/ч.
Б.8.3. Расход пара на турбину D , т/ч, определяется по диаграммам
ТУ
режимов, в которых учтены расходы пара на регенеративный подогрев
конденсата и питательной воды,
D = f(N , D , D ), (Б.14)
ТУ э Т-отб П-отб
где N - электрическая мощность турбины, МВт;
э
D , D - величины соответственно теплофикационного и
Т-отб П-отб
производственного отборов рассматриваемой турбины, т/ч.
Б.8.4. Расход исходного пара на РОУ определяется по формуле
i - t
ред пв
D = D ------------, (Б.15)
РОУ ред i'h - t
РОУ пв
--------------------------------
h - греческая буква "эта"
где i', i - энтальпии соответственно исходного и редуцированного пара,
ред
определяющиеся по давлению и температуре исходного и редуцированного пара,
ккал/кг;
t - температура питательной воды котлов, используемая для охлаждения
пв
пара впрыском (принимается на основании фактических данных), °С;
h - коэффициент, учитывающий потерю теплоты установкой в окружающую
РОУ
среду, обычно принимается равным 0,98;
D - требуемый расход пара после РОУ, т/ч.
ред
Б.8.5. Тепловая нагрузка в паре до 1,4 МПа (14 кгс/кв.см)
распределяется между оборудованием теплоисточника в зависимости от
эффективности его использования в следующем порядке:
загрузка до номинальной величины производственного отбора паровой
турбины D , т/ч;
П-отб
включение паровых котлов до 1,4 МПа (14 кгс/кв.см) D , т/ч;
ПК
использование паровых котлов высокого давления с отпуском пара через
РОУ D , т/ч.
РОУ
Б.9. Расход теплоты на подпитку цикла паровых котлов можно
рассчитывать в сумме для всего теплоисточника. При этом надо учитывать, что
расход теплоты на мазутное хозяйство и калориферы котлов обеспечиваются,
как правило, от коллектора 0,6 - 1,4 МПа (6 - 14 кгс/кв.см), а при его
отсутствии - от коллектора более высокого давления через РОУ.
Б.9.1. Для расчета расходов пара на подпитку цикла определяется расход
сырой воды, требуемый для восполнения потерь воды и пара в цикле
теплоисточника, следующим образом:
а) потери воды с непрерывной продувкой всех котлов G , т/ч, задаются
пр
в исходных данных на основании расчета водного режима котлов. При
отсутствии фактических данных G можно принять на уровне 1 - 3% от расхода
пр
свежего пара;
п
б) потери с невозвратом конденсата пара от потребителей G , т/ч,
нев
п п
G = D (1 - a ), (Б.16)
нев тех в
--------------------------------
a - греческая буква "альфа"
п
где a - доля возвращаемого конденсата с производства (задается в исходных
в
данных);
мх
в) потери с невозвратом конденсата с мазутного хозяйства G , т/ч,
нев
мх мх
G = D (1 - a ), (Б.17)
нев мх в
--------------------------------
a - греческая буква "альфа"
мх
где a - доля возвращаемого конденсата с мазутного хозяйства (слив
в
мх
загрязненного конденсата). При отсутствии данных a можно принять равным
в
0,7 (задается в исходных данных);
г) внутристанционные потери пара (принимается 2% для ТЭЦ высокого
давления, 3% для остальных теплоисточников)
G = (0,02 - 0,03) D ; (Б.18)
стан ПК
д) суммарный расход сырой воды на подпитку парового цикла на
теплоисточнике, т/ч, составит
ПК п мх
G = G + G + G + G . (Б.19)
подп прод нев нев стан
Б.9.2. Расходы теплоты и пара на подогрев сырой и химочищенной воды
для подпитки цикла паровых котлов определяются аналогично, как и для
ПК
подпитки тепловой сети, по таблице Б.3 при G = G .
подп подп
При расчете расхода тепла на подпитку цикла котлов надо учесть, что в
деаэраторе подпитки парового цикла, кроме подпиточной воды, также
деаэрируется конденсат, возвращаемый с мазутного хозяйства и с
производства.
В итоге расход теплоты на деаэратор, Гкал/ч, находится по формуле
ПК мх
Q = (G (t - t ) + G (t - t ) +
Д подп 3ст 2ст в 3ст мх
(Б.20)
п
+ G (t - t )) / 1000,
в 3ст пр
где t , t - температуры возврата конденсата соответственно с мазутного
мх пр
хозяйства и с производства (средняя по всем потокам), °С. Задаются в
исходных данных. При отсутствии данных могут быть приняты на уровне 70 °С;
мх п
G , G - возврат конденсата с мазутного хозяйства и с производства
в в
соответственно, т/ч, определенный через соответствующие коэффициенты
возврата конденсата.
ПК
Суммарный расход теплоты на подпитку паровых котлов Q , Гкал/ч,
подп
составит сумму всех имеющихся ступеней подогрева сырой воды и ее деаэрации.
Потери тепловой энергии на химводоподготовке цикла паровых котлов
определяются по формуле (Б.6).
Б.9.3. Расход пара на подогрев мазута для сжигания и при его хранении
может быть найден по формуле
мх мх
D = D + D , (Б.21)
мх ПК ВК
мх мх
где D = D · d - расход пара на подогрев мазута для паровых
ПК ПК ПК
котлов, т/ч;
мх мх
D = Q · d - расход пара на подогрев мазута для водогрейных
ВК ВК ВК
котлов, т/ч;
мх мх
d , d - удельный расход теплоты на подогрев мазута для паровых
ПК ВК
мх мх
и водогрейных котлов соответственно, принимается d = 0,025 т/т, d =
ПК ВК
= 0,035 т/Гкал;
D , Q - соответственно отпуск пара, т/ч, от всех паровых котлов и
ПК ВК
отпуск тепловой энергии, Гкал/ч, от всех водогрейных котлов теплоисточника.
Б.9.4. Расход пара на подогрев воздуха в калориферах котлов,
работающих на мазуте, D , т/ч, определяется по формуле
кф
кф кф
D = D + D , (Б.22)
кф ПК ВК
кф кф
где D = D · d - расход пара на подогрев воздуха в калориферах
ПК ПК ПК
паровых котлов, т/ч;
кф кф
D = Q · d - расход пара на подогрев воздуха в калориферах
ВК ВК ВК
водогрейных котлов, т/ч;
кф кф
d , d - удельный расход теплоты на калориферы соответственно
ПК ВК
для паровых и водогрейных котлов, т/т или т/Гкал.
Удельные расходы теплоты на калориферы котлов в зависимости от
рассматриваемых режимов приведены в таблице Б.4.
Таблица Б.4 Удельные расходы теплоты на калориферы котлов в зависимости от рассматриваемых режимов----------------------+-----------------------+----------------------- ¦ ¦ кф ¦ кф ¦ ¦ Режимы ¦ d , т/т ¦ d , т/Гкал ¦ ¦ ¦ ПК ¦ ВК ¦ +---------------------+-----------------------+---------------------------+ ¦ 1, 2 ¦ 0,047 ¦ 0,026 ¦ +---------------------+-----------------------+---------------------------+ ¦ 3 ¦ 0,036 ¦ 0,020 ¦ +---------------------+-----------------------+---------------------------+ ¦ 4 ¦ 0,032 ¦ 0,014 ¦ +---------------------+-----------------------+---------------------------+ ¦ 5, 6 ¦ 0,022 ¦ 0 ¦ ¦---------------------+-----------------------+---------------------------- Б.9.5. Выработка тепловой энергии паровыми котлами (в сумме для оборудования с одинаковыми начальными параметрами пара), Гкал/ч, определяется по уравнению бр '' ' -3
Q = (D (i - t ) + D (i - i ) + G (i - t )) 10 , (Б.23)
к ПК o пв пп пп пп пр кв пв
где D - отпуск пара от парового котла, т/ч;
ПК
D - расход пара через промперегреватель пара, т/ч (задается в
пп
исходных данных на основании диаграмм режимов);
i , t - энтальпия свежего пара, ккал/кг, и температура питательной
o пв
воды, °С;
'' '
i , i - энтальпия пара, поступающего в промежуточный
пп пп
перегреватель и выходящего из него, ккал/кг;
i - энтальпия котловой воды, ккал/кг.
кв
сн
Б.9.6. К собственным нуждам теплоисточника в паре Q , Гкал/ч,
пар
относятся:
суммарные потери теплоты на ХВО при подготовке воды для подпитки
тепловой сети и парового цикла SUM Q ХВО, Гкал/ч, в случае, если подогрев
пот
подпиточной воды осуществляется паром;
потери теплоты с непрерывной продувкой котлов Q , т/ч,
пр
Q = D i a / 1000, (Б.24)
пр пр кв пот
--------------------------------
a - греческая буква "альфа"
где i - энтальпия продувочной воды, определяемая давлением пара в
кв
барабане котла, ккал/кг;
a - доля теплоты продувочной воды, не возвращаемая после
пот
расширителя непрерывной продувки, задается в исходных данных. При
отсутствии данных может приниматься 30 - 50%;
мх
потери теплоты на мазутном хозяйстве Q , Гкал/ч,
пот
мх мх
Q = G (i - t ) / 1000, (Б.25)
пот нев к х
где i , t - энтальпия конденсата, возвращаемого с мазутного
к х
хозяйства, ккал/кг, и температура холодной воды;
внутристанционные потери теплоты Q , Гкал/ч,
стан
бр
Q = (0,02 - 0,03) Q . (Б.26)
стан к
Б.9.7. Суммарные собственные нужды в тепловой энергии теплоисточника
Q , Гкал/ч, составляют
сн
пар св
Q = Q + Q . (Б.27)
сн сн сн
Б.9.8. После определения всех собственных нужд в паре осуществляется
пересчет по формулам (Б.10) - (Б.27). Пересчет осуществляется до достижения
разницы величины D на предыдущем и последующем шаге не более 3%.
ПК
Приложение В РАСЧЕТ ГОДОВЫХ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ ТЕПЛОИСТОЧНИКАВ.1. Расчет годовых технико-экономических показателей работы теплоисточника осуществляется с использованием [7], [21], [22], [23], [24], [25] и заключается в определении годовых показателей на базе выполненного пароводяного баланса теплоисточника: выработки тепловой энергии на теплоисточнике Q , тыс. Гкал, и ее
выр
отпуска потребителям Q , тыс. Гкал;
отп
выработки на теплоисточнике электроэнергии Э , млн. кВт·ч, и ее
выр
отпуска потребителям Э , млн. кВт·ч;
отп
год
расхода топлива на теплоисточнике B , тыс. т у.т.;
от
удельных расходов топлива на отпуск тепловой в , кг у.т./Гкал, и
тэ
от
электрической энергии в , г у.т./(кВт·ч).
ээ
В.2. Годовые технико-экономические показатели работы теплоисточника рассчитываются раздельно для отопительного и межотопительного периодов, а затем суммируются. Для расчета отопительного периода используются данные из пароводяного баланса при среднезимнем режиме (режим 4), для расчета межотопительного - при летнем режиме (режим 5). В.3. Формулы расчета отпуска тепловой энергии потребителям за отопительный, межотопительный периоды и в целом за год приведены в таблице В.1. Таблица В.1 Расчет отпуска тепловой энергии потребителям за отопительный, межотопительный периоды и в целом за год------------------+-----------+-----------------------------+-------------------+------------ ¦ Показатели ¦Обозначение¦ Отопительный период ¦ Межотопительный ¦ Год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ период ¦ ¦ +-----------------+-----------+-----------------------------+-------------------+----------------+ ¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ +-----------------+-----------+-----------------------------+-------------------+----------------+ ¦Продолжительность¦ H ¦ Н ¦ столбец 5 - ¦ 8400 ¦ ¦периода, ч ¦ ¦ от ¦ - столбец 3 ¦ ¦ +-----------------+-----------+-----------------------------+-------------------+----------------+ ¦Отпуск пара на ¦ пар ¦ 4 n ¦ столбец 5 - ¦ год ¦ ¦производство ¦ Q ¦SUM D (i - а t ) H /¦ - столбец 3 ¦SUM D (i - ¦ ¦(рассчитывается ¦ тех ¦ тех пр в пр от ¦ ¦ тех пр ¦ ¦отдельно по ¦ ¦ ¦ ¦ n ¦ ¦каждому ¦ ¦ ¦ ¦ - а t ) / ¦ ¦давлению), ¦ ¦ ¦ ¦ в пр ¦ ¦тыс. Гкал ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-----------------+-----------+-----------------------------+-------------------+----------------+ ¦Расход теплоты на¦ ЖКС ¦ 4 ¦ 0 ¦ столбец 3 ¦ ¦отопление при ¦ Q ¦ Q H / 1000 ¦ ¦ ¦ ¦круглосуточной ¦ o ¦ o от ¦ ¦ ¦ ¦работе систем ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦(ЖКС), тыс.Гкал ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-----------------+-----------+-----------------------------+-------------------+----------------+ ¦Расход теплоты в ¦ пром ¦ ¦ 0 ¦ столбец 3 ¦ ¦отопительные ¦ Q ¦ ¦ ¦ ¦ ¦системы ¦ o ¦ 4 раб 4 ¦ ¦ ¦ ¦предприятий, ¦ ¦ (к Q H + а Q (Н - ¦ ¦ ¦ ¦которые работают ¦ ¦ 1 o 1 o от ¦ ¦ ¦ ¦в одну или две ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦смены пять или ¦ ¦ раб ¦ ¦ ¦ ¦шесть дней в ¦ ¦ - H )) / 1000 ¦ ¦ ¦ ¦неделю, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦определяется с ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦учетом снижения ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦отопительной ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нагрузки в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нерабочее время ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦(6 часов ночью и ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ Страницы документа: |
Новости законодательства
Новости Спецпроекта "Тюрьма"
Новости сайта
Новости Беларуси
Полезные ресурсы
Счетчики
|
