Инструкция по нормированию расходов топливно энергетических ресурсов для котельных

УТВЕРЖДЕНО Комитет по энергоэффективности при Совете Министров Республики Беларусь 12.06.2002 № 34

ИНСТРУКЦИЯ
по нормированию расходов топливно-энергетических ресурсов для котельных номинальной производительностью 0,5 Гкал/ч и выше

СОГЛАСОВАНО Министерство экономики Республики Беларусь __ _____________ 2001 г.

СОДЕРЖАНИЕ

1. ОРГАНИЗАЦИЯ НОРМИРОВАНИЯ РАСХОДОВ ТЭР В КОТЕЛЬНЫХ

1.1. Порядок разработки норм

1.2. Порядок согласования и утверждения норм, контроль за их выполнением

2. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К НОРМИРОВАНИЮ РАСХОДОВ ТЭР В КОТЕЛЬНЫХ

2.1. Требования к разрабатываемым нормам

2.2. Основные определения и размерности

2.3. Исходные материалы для нормирования

2.4. Требования к техническому состоянию и эксплуатации котельных

3. МЕТОДИКА РАСЧЕТА НОРМ РАСХОДА ТОПЛИВА ДЛЯ КОТЕЛЬНЫХ С СУММАРНОЙ УСТАНОВЛЕННОЙ МОЩНОСТЬЮ КОТЛОАГРЕГАТОВ БОЛЕЕ 10 Гкал/ч

3.1. Порядок расчета норм расхода топлива

3.2. Расчет средневзвешенного КПД котельной

3.3. Определение расходов теплоты на собственные нужды котельной

3.4. Норматив расхода теплоты на собственные нужды котельной

3.5. Нормативный удельный расход топлива на отпуск тепловой энергии

4. МЕТОДИКА РАСЧЕТА НОРМ РАСХОДА ТОПЛИВА ДЛЯ КОТЕЛЬНЫХ С СУММАРНОЙ УСТАНОВЛЕННОЙ МОЩНОСТЬЮ КОТЛОВ ОТ 0,5 ДО 10 Гкал/ч ВКЛЮЧИТЕЛЬНО

4.1. Порядок расчета норм расхода топлива

4.2. Расчет средневзвешенных КПД «брутто»

4.3. Нормативы расходов теплоты на собственные нужды

4.4. КПД «нетто» группы котлов (котельной)

4.5. Нормы удельных расходов топлива на отпуск тепловой энергии

5. МЕТОДИКА РАСЧЕТА НОРМ РАСХОДА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ОТПУСК ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ КОТЕЛЬНЫМИ

5.1. Основные положения

5.2. Расход электроэнергии на технологические нужды

5.3. Расход электроэнергии на бытовые нужды

5.4. Определение нормы удельного расхода электроэнергии на отпуск тепловой энергии котельной

6. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОЦЕНКЕ РЕЗЕРВОВ ПОВЫШЕНИЯ ЭКОНОМИЧНОСТИ КОТЛОАГРЕГАТОВ И КОТЕЛЬНЫХ

6.1. Снижение температуры уходящих газов

6.2. Изменение коэффициента избытка воздуха в топке и уходящих газах

6.3. Изменение температуры подогрева воздуха

6.4. Изменение зольности и влажности топлива

6.5. Изменение температуры питательной воды

6.6. Влияние возврата конденсата на показатели тепловой экономичности котельной

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Приложение 1. Примеры расчета норм расходов ТЭР

Приложение 2. Температурные уровни подогрева жидких топлив

Приложение 3. Количество топлива на растопки котлоагрегатов

Приложение 4. Среднемесячные температуры наружного воздуха по областям Республики Беларусь

Приложение 5. Средние калорийные эквиваленты для перевода натурального топлива в условное

Приложение 6. Коэффициенты полезного действия водогрейных котлов

Приложение 7. Коэффициенты полезного действия паровых котлов

Приложение 8. Величины допуска на эксплуатационные условия котлоагрегатов

Приложение 9. Поправки к КПД на срок эксплуатации старых типов чугунных, трубчатых сварных и жаротрубных котлов

Приложение 10. Ориентировочные нормативы расходов теплоты на собственные нужды котельных с суммарной установленной мощностью котлов от 0,5 до 10 Гкал/ч включительно

Приложение 11. Среднестатистические значения удельных расходов электроэнергии на отпуск тепловой энергии для котельных различного назначения

Приложение 12. Значения температур конденсации чистых водяных паров и температур точки «росы» продуктов сгорания различных видов топлива

Приложение 13. Мероприятия по экономии топлива в котельных и оценка их эффективности

Приложение 14. Утверждаемые нормы расхода ТЭР котельной (котельными) (форма 1)

Приложение 15. Показатели потребления ТЭР котельной (котельными) за трехлетний период, предшествующий рассматриваемому (форма 2)

Организационное и методическое руководство работой по нормированию расходов ТЭР в котельных республики осуществляет Комитет по энергоэффективности при Совете Министров Республики Беларусь (далее – Комэнергоэффективности) через областные и Минское городское управления по надзору за рациональным использованием топливно-энергетических ресурсов (далее – региональные управления).

Нормирование расходов ТЭР в котельных должно включать:

– разработку технически обоснованных норм расхода топлива и электроэнергии в соответствии с разделами 3–5 настоящей Инструкции;

– экспертизу и согласование разработанных норм;

– утверждение согласованных норм;

– контроль за ходом нормирования и соблюдением установленных норм, применение соответствующих санкций в рамках действующего в республике законодательства.

1.1. Порядок разработки норм

1.1.1. Разработка технически обоснованных норм расхода топлива и электроэнергии производится владельцами котельных самостоятельно или с привлечением специализированных организаций в соответствии с методическими положениями настоящей Инструкции.

Разработка норм производится не реже одного раза в три года, а также независимо от срока предыдущего согласования и утверждения в следующих случаях:

– после проведения пусконаладочных работ по завершении капитального ремонта или замены основного оборудования, реконструкции котельной;

– после перевода на другой вид топлива или перехода на сжигание двух и более видов топлива;

– после проведения плановых режимно-наладочных испытаний котлоагрегатов.

1.1.2. По котельным с суммарной установленной мощностью котлоагрегатов более 10 Гкал/ч технический отчет о разработке норм удельных расходов топлива и электроэнергии на отпуск тепловой энергии котельной должен включать:

– пояснительную записку с кратким описанием котельной (состав основного и вспомогательного оборудования, сроки эксплуатации котлоагрегатов, виды используемого топлива, основные потребители пара и горячей воды, наличие автоматики и приборов учета топлива, тепловой и электрической энергии (с указанием типов и количества установленных приборов), даты проведения режимно-наладочных испытаний (РНИ) котлоагрегатов, внедренные мероприятия по повышению экономичности котельной, ожидаемые тепловые нагрузки и графики выработки тепловой энергии котлоагрегатами на планируемый период (ожидаемые нагрузки, продолжительность их работы при этих нагрузках);

– принципиальную тепловую схему котельной;

– копии режимных карт котлоагрегатов с указанием даты проведения РНИ, утвержденные руководителями наладочной организации и предприятия – владельца котельной, при отсутствии режимных карт – нормативные характеристики, положенные в основу расчетов;

– планы ремонтов оборудования и реконструкции котельной;

– расчеты норм удельных расходов топлива и электроэнергии для каждого вида используемого топлива – в соответствии с методикой разделов 3 и 5 настоящей Инструкции.

Структура технического отчета: титульный лист, содержание, пояснительная записка, расчеты норм удельных расходов топлива и электроэнергии, приложения 1–3 (приложение 1 – принципиальная тепловая схема, приложение 2 – копии режимных карт, приложение 3 – планы ремонтов оборудования и реконструкции котельной).

1.1.3. По котельным с суммарной установленной мощностью котлов от 0,5 до 10 Гкал/ч включительно технический отчет о разработке норм должен содержать:

– пояснительную записку с кратким описанием каждой котельной (типы и количество котлоагрегатов и сроки их эксплуатации, виды сжигаемого топлива, наличие оборудования химводоподготовки, автоматики, приборов коммерческого учета топлива, тепловой и электрической энергии, ожидаемые нагрузки котлоагрегатов и продолжительность работы при этих нагрузках);

– расчеты норм удельных расходов топлива и электроэнергии для всех котельных предприятия (объединения) при работе на каждом виде используемого топлива – в соответствии с разделами 4 и 5 настоящей Инструкции.

Технические отчеты по разработке норм по пп. 1.1.2, 1.1.3 должны быть утверждены руководителем организации-разработчика и согласованы с руководителем предприятия (объединения, учреждения, организации) – владельца котельной (котельных) – и заверены печатями.

1.2. Порядок согласования и утверждения норм, контроль за их выполнением

1.2.1. Разработанные нормы представляются организациями – владельцами котельных на согласование в региональные управления Комэнергоэффективности.

Разработанные нормы для котельных установленной мощностью более 10 Гкал/ч, находящихся на балансе предприятий Министерства энергетики Республики Беларусь, а также котельных, оборудованных турбоустановками, независимо от ведомственной принадлежности представляются на согласование в центральный аппарат Комэнергоэффективности.

1.2.2. Для согласования норм расхода ТЭР котельных необходимо представление следующих материалов:

– технического отчета о разработке норм расхода ТЭР в соответствии с требованиями п. 1.1 настоящей Инструкции (1 экз.);

– справки о потреблении топлива, тепловой и электрической энергии по кварталам предыдущего года (выписка из формы 11-СН) (1 экз.);

– справки об оснащенности приборами коммерческого учета потребления топлива и электроэнергии, отпуска тепловой энергии с указанием типа и количества приборов (1 экз.);

– отчета о выполнении мероприятий (программы) по энергосбережению за предыдущий год – по форме 1-энергосбережение (1 экз.);

– плана мероприятий (программы) по энергосбережению на рассматриваемый год (1 экз.);

– утверждаемых норм расходов ТЭР на рассматриваемый период – по форме 1 приложения 14 настоящей Инструкции (3 экз.);

– показателей потребления ТЭР за трехлетний период, предшествующий рассматриваемому году – по форме 2 приложения 15 настоящей Инструкции (2 экз.);

– других материалов по решению Комэнергоэффективности и его региональных управлений.

Для котельных производительностью более 10 Гкал/ч указанные в перечне формы 1 и 2 заполняются индивидуально по каждой котельной.

Для котельных производительностью от 0,5 до 10 Гкал/ч включительно в формы 1 и 2 вносятся все котельные предприятия, объединения, организации.

Материалы на согласование должны представляться не позднее чем за 30 дней до ввода в действие норм, с сопроводительным письмом на имя руководителя (заместителя руководителя) согласующей организации. Все материалы должны быть подписаны ответственным за энергохозяйство, утверждены руководителем организации и заверены печатью.

1.2.3. Экспертиза всех вновь разработанных в соответствии с пп. 1.1.1–1.1.3 технически обоснованных норм производится независимыми специализированными организациями, определяемыми Комэнергоэффективности и его региональными управлениями.

На экспертизу направляются материалы в объеме, указанном в п. 1.2.2. По требованию экспертов могут представляться дополнительные материалы.

Результаты экспертизы расчетов норм оформляются соответствующим актом, в котором отражаются краткие сведения о котельной, правильность и обоснованность расчетов, причины корректировки норм, предложения о величинах и сроках их действия, рекомендации по повышению эффективности использования ТЭР.

При продлении срока действия норм в последующие два года экспертиза расчетов для этих котельных не производится.

1.2.4. При необходимости установления норм или их корректировки в периоды проведения испытаний и ремонтов основного оборудования или реконструкции котельной, перехода на использование другого вида топлива и т.п. могут согласовываться временные нормы до окончания указанных работ.

Перечень материалов, представляемых в этих случаях, определяется согласующей организацией.

1.2.5. Согласующие организации – Комэнергоэффективности и его региональные управления – рассматривают представляемые материалы в течение 30 дней со дня их поступления в полном объеме.

1.2.6. Нормы расхода ТЭР котельными (форма 1) после согласования утверждаются вышестоящими по принадлежности министерствами, ведомствами (объединениями, концернами и т.п.).

Для субъектов хозяйствования, не имеющих вышестоящих органов управления, согласующими организациями (Комэнергоэффективности и его региональными управлениями) производится только утверждение норм (форма 1).

1.2.7. Ответственность за разработку, согласование и утверждение норм в установленные сроки возлагается на руководителей предприятий (объединений, учреждений, организаций).

1.2.8. Контроль за соблюдением установленного порядка нормирования, выполнением утвержденных норм осуществляется Комэнергоэффективности и его региональными управлениями, другими органами государственного управления, имеющими соответствующие полномочия.

1.2.9. За несвоевременное согласование и утверждение, несоблюдение установленных норм применяются санкции в соответствии с действующим законодательством.

2.1. Требования к разрабатываемым нормам

Нормы расхода – это максимально допустимые количества топлива и электрической энергии для отпуска от котельной единицы тепловой энергии (1 Гкал) требуемого качества с учетом технических характеристик установленного оборудования, тепловой схемы, реальных режимов работы и реализации запланированных энергосберегающих мероприятий.

Нормы расхода топлива и электроэнергии должны быть прогрессивными и экономичными, отражать технически возможное повышение эффективности использования ТЭР в процессах выработки и отпуска тепловой энергии.

Для выполнения требований прогрессивности и экономичности нормы расхода ТЭР должны:

– в полной мере отражать намечаемые энергосберегающие мероприятия на основе внедрения новых технологий и оборудования, выбора оптимальных режимов его работы;

– учитывать возможности наиболее эффективного использования топлива за счет совершенствования тепловых схем и эксплуатационных характеристик основного и вспомогательного оборудования;

– отражать возможное повышение технико-экономических показателей за счет замены котельного оборудования более эффективным, перехода на другие виды топлива, комплексной автоматизации технологических процессов и внедрения автоматизированных систем управления;

– учитывать максимально возможное использование теплоты отходящих и сбросных потоков – уходящих газов, пара, воды и конденсата;

– воздействовать на снижение потерь при транспорте и потреблении тепловой энергии, на увеличение возврата конденсата, уменьшение подпитки тепловых сетей, поддержание требуемых гидравлических и тепловых режимов тепловых сетей и потребителей;

– способствовать приближению к лучшим показателям себестоимости отпускаемой тепловой энергии на котельных с аналогичным оборудованием;

– периодически контролироваться и пересматриваться по мере технического совершенствования котельных и внедрения приборов учета топлива, тепловой и электрической энергии.

2.2. Основные определения и размерности

При нормировании расходов ТЭР в котельных используются следующие основные определения:

– Норма удельного расхода топлива на отпуск тепловой энергии котельной (групповая норма) – плановая величина потребления условного топлива котельной на отпуск единицы тепловой энергии при нормативном состоянии оборудования, планируемых условиях и объемах производства.

Включает нормативный удельный расход топлива на выработку тепловой энергии котлоагрегатами (индивидуальную норму) и удельный расход тепловой энергии на собственные нужды котельной (собственные нужды по котлоагрегатами и общекотельные собственные нужды).

Расходы топлива на строительство и капитальный ремонт зданий и сооружений котельной, монтаж, пуск и наладку оборудования, научно-исследовательские и экспериментальные работы, потери топлива при хранении и транспортировке и т.д. не включаются в собственные нужды котельной.

Размерность нормы удельного расхода топлива на отпуск тепловой энергии котельной – кг у.т./Гкал (отпущенной от котельной тепловой энергии).

Аналогично нормативный удельный расход топлива на выработку тепловой энергии котлоагрегатом (котлоагрегатами) – кг у.т./Гкал (но на выработанную тепловую энергию).

– Норма удельного расхода электроэнергии на отпуск тепловой энергии котельной (групповая норма) – плановая величина потребления электроэнергии на отпуск тепловой энергии котельной (выработку котлами и транспорт потребителям).

Включает потребление электроэнергии котлоагрегатами (электроприводами тягодутьевого и насосного оборудования, КиП и А) и общекотельным оборудованием (приводами сетевых, подпиточных, мазутных насосов, осветительными и вентиляционными установками и другим оборудованием).

Эта норма включает только расходы на технологические и бытовые нужды котельной. Расходы электроэнергии на мастерские, складские помещения, ремонтные, пусконаладочные и другие работы в норму удельного расхода не включаются.

Размерность нормы удельного расхода электроэнергии на отпуск тепловой энергии котельной – кВт·ч/Гкал.

– Расход тепловой энергии на собственные нужды котельной – плановые потери в технологических процессах выработки и отпуска тепловой энергии. Включает неизбежные потери в котлоагрегатах и общекотельном оборудовании (арматуре, трубопроводах, ХВО, мазутном хозяйстве, с продувками, очистками и др.).

Размерность величины расхода теплоты на собственные нужды – %, относительные единицы, Гкал, кг у.т./Гкал (в зависимости от условий применения).

2.3. Исходные материалы для нормирования

Исходными материалами для нормирования должны быть:

– состав и технические характеристики основного и вспомогательного оборудования котельной;

– виды сжигаемого топлива (в том числе резервного);

– тепловая схема котельной;

– краткая характеристика потребителей с указанием вида теплоносителя, параметров и объемов получаемой тепловой энергии;

– сведения о фактическом составе и загрузке основного оборудования, объемах потребления используемых видов топлива за предыдущий период (за год, по кварталам, месяцам);

– сведения об оснащенности приборами коммерческого и технического учета топлива, тепловой и электрической энергии;

– данные приборного учета о выработке и отпуске тепловой энергии, потреблении топлива и электроэнергии за предыдущий период (за год, по кварталам, месяцам);

– данные о величине возврата конденсата от потребителей и подпитке тепловых сетей;

– планируемые графики отпуска тепловой энергии в паре и горячей воде по кварталам;

– режимные карты котлоагрегатов, полученные на основании результатов испытаний и режимно-наладочных работ не более чем за три предыдущих года, или энергетические характеристики котлоагрегатов – в виде графических зависимостей основных и промежуточных параметров от производительности и поправок на отклонение параметров от расчетных;

– планы проведения ремонтов оборудования, реконструкции и модернизации котельной;

– сведения о выполнении и эффективности реализованных и запланированных энергосберегающих мероприятий за предыдущий год и планы мероприятий на последующий год;

– сведения о лучших технико-экономических показателях, достигнутых на котельных с аналогичным оборудованием;

– действующие в республике руководящие и нормативно-технические документы по нормированию расхода топлива, тепловой и электрической энергии, СНиПы, ГОСТы, нормы проектирования, правила технической эксплуатации, нормативные документы Проматомнадзора, Госэнергонадзора, Госгазнадзора.

2.4. Требования к техническому состоянию и эксплуатации котельных

Нормирование расходов топлива и электроэнергии в котельных производится для условий технически исправного основного и вспомогательного оборудования, правильной и экономичной его эксплуатации, а именно:

– котлоагрегаты технически исправны, аттестованы органами Проматомнадзора;

– топливо сжигается в соответствующих его виду и сорту топках с достаточным дутьем и тягой;

– котлоагрегаты оснащены горелочными устройствами в соответствии с проектом, регулярно проводится их аттестация;

– все работающие котлоагрегаты в установленные сроки прошли режимную наладку, имеют режимные карты;

– работа нескольких котлоагрегатов ведется при оптимальном распределении тепловой нагрузки между ними;

– водяные экономайзеры включены в работу;

– котлоагрегаты работают в диапазоне нагрузок и параметров, регламентированных техническими условиями и органами Проматомнадзора;

– снижение давления пара до требуемого потребителям производится в редукционной установке, а при ее отсутствии – вручную на распределительном коллекторе, оборудованном предохранительным клапаном;

– котельные оснащены КиП и А, приборами технического и коммерческого учета топлива, тепловой и электрической энергии в соответствии с действующими в республике СНиП, руководящими и нормативными документами;

– системы автоматического регулирования основного и вспомогательного оборудования задействованы в полном объеме;

– внутренние и наружные поверхности нагрева котлоагрегатов и экономайзеров, газоходы подвергаются систематической очистке;

– постоянно поддерживается нормативная плотность газовоздушных трактов и обмуровки;

– максимально используется теплота непрерывной продувки паровых котлов;

– выпар конденсата от сепараторов непрерывной продувки, деаэраторов и конденсатных баков используется в тепловой схеме котельной;

– в котельную с конденсатом не попадает пролетный пар, теплота возвращаемого от потребителей конденсата используется в котельной;

– основными питательными насосами являются электронасосы, паровые насосы включаются периодически для проверки их готовности;

– при сжигании антрацитов и углей с легкоплавкой золой в топках с ручными колосниковыми решетками постоянно используется только воздушное дутье (кроме кратковременной пропарки слоя перед чисткой и после чистки – для охлаждения решетки и придания пористости шлаку);

– при хранении топлива устранены причины его добавочного увлажнения, повышения зольности, измельчения и выветривания, самовозгорания и др., ухудшающие его качество;

– состав и мощности установленного тягодутьевого и насосного оборудования соответствуют реальным режимам работы оборудования котельной и потребителей.

3.1. Порядок расчета норм расхода топлива

Конечной целью расчета является определение квартальных и годовой норм расхода топлива, представляющих собой удельные расходы условного топлива на единицу тепловой энергии, отпускаемой от котельной за указанные периоды.

Расчет производится для каждого квартала рассматриваемого года на основе данных о планируемом отпуске теплоты, составе оборудования и виде используемого топлива, степени загрузки котлоагрегатов и продолжительности их работы.

Расчет квартальных норм производится в следующем порядке:

– расчет средневзвешенного КПД котельной (КПД «брутто»);

– определение нормативных расходов теплоты на собственные нужды котельной (котлоагрегатов и общекотельные);

– определение нормативов расходов теплоты на собственные нужды котельной;

– определение норм удельных расходов топлива на отпуск тепловой энергии котельной (удельный расход «нетто»).

Годовой норматив расхода теплоты на собственные нужды и норма удельного расхода топлива на отпуск тепловой энергии котельной определяются как средневзвешенные (по отпуску теплоты) на основе полученных квартальных значений.

3.2. Расчет средневзвешенного КПД котельной

Средневзвешенный КПД котельной определяется при средней планируемой нагрузке котлоагрегатов (с учетом оптимального распределения нагрузок) и работе на рассматриваемом виде топлива.

За соответствующий период для каждого вида топлива он рассчитывается по выражению:

(3.1)

где  – КПД каждого котлоагрегата при работе на рассчитываемом виде топлива и среднечасовой планируемой на рассматриваемый период тепловой нагрузке, %;

Q_kai – среднечасовая планируемая тепловая нагрузка каждого котлоагрегата при работе на рассчитываемом виде топлива, Гкал/ч;

Т_i – число часов работы за рассматриваемый период каждого котлоагрегата при среднечасовой тепловой нагрузке на рассчитываемом виде топлива;

i – порядковый номер котлоагрегата;

n – количество котлоагрегатов.

Для паровых котлоагрегатов среднечасовые за планируемый период тепловые нагрузки:

Qkai = Di (ini – inвi) · 10–3, Гкал/ч,

(3.2)

где D_i, i_ni, i_nвi – соответственно среднечасовые за планируемый период паровые нагрузки котлоагрегатов, т/ч, энтальпии пара и питательной воды, ккал/кг при номинальных параметрах пара котлоагрегата за планируемый период.

КПД каждого котлоагрегата определяется по выражению:

(3.3)

где  – нормативный КПД «брутто» каждого котлоагрегата на рассчитываемом виде топлива и среднечасовой планируемой нагрузке, %.

Принимается по нормативным характеристикам котлоагрегатов, режимным картам или паспортным данным.

Паспортные данные котлоагрегатов приведены в приложениях 6 и 7.

 – изменение КПД котлоагрегата в зависимости от срока его службы, %.

Определяется только для котлоагрегатов, отработавших с начала эксплуатации более 35 000 ч:

= C · Tp · 10–3, %,

(3.4)

где   С – коэффициент износа, % / 1000 ч.

Принимается равным:

0,0055 – при работе на твердом топливе;

0,0035 – при работе на высокосернистом мазуте;

0,0015 – при работе на газе, малосернистом и сернистом мазуте.

T_p – продолжительность работы котлоагрегатов, ч.

При продолжительности работы котлоагрегата с начала эксплуатации до момента проведения последних испытаний :

– более 35 000 ч T_p =

– менее 35 000 ч T_p =  – 35 000.

Величины допуска на эксплуатационные условия для паровых и водогрейных котлоагрегатов и видов топлива принимаются по приложению 8.

3.3. Определение расходов теплоты на собственные нужды котельной

В состав расхода теплоты на собственные нужды котельной (q_сн) входят расходы на эти цели непосредственно в котлоагрегатах () и общекотельном оборудовании ().

Расход теплоты на собственные нужды котлоагрегатов включает расходы:

– на непрерывную и периодическую продувки (q_пр);

– на паровой подогрев воздуха в калориферах (q_кф);

– на паровое распыливание мазута в форсунках (q_ф);

– на паровое дутье под решетку при работе на твердом топливе (q_д);

– на очистку поверхностей нагрева (q_оч).

Расход теплоты на собственные нужды общекотельного оборудования включает расходы, связанные с работой:

– мазутного хозяйства (q_мх);

– химводоочистки (q_хво);

– деаэраторов питательной и подпиточной воды (q_де);

– при пусках и остановках котлоагрегатов (q_п);

– систем отопления и горячего водоснабжения (q_овг).

В общий расход теплоты на собственные нужды котельной включаются также прочие неучтенные потери (q_проч).

В свою очередь общий расход теплоты на собственные нужды котельной уменьшается на величину экономии в результате реализации запланированных энергосберегающих мероприятий по снижению расходов топлива по указанным выше статьям ().

Таким образом,

(3.5)

где расход теплоты на собственные нужды котлоагрегатов:

(3.6)

расход теплоты на общекотельные собственные нужды:

(3.7)

3.3.1. Расходы теплоты на собственные нужды котлоагрегатов

3.3.1.1. Расход теплоты на непрерывную и периодическую продувки определяется по выражению:

(3.8)

где ,  – расходы теплоты соответственно на непрерывную и периодическую продувки, Гкал;

а) непрерывная продувка:

– при неиспользовании теплоты продувочной воды:

· Dср·(iкв – iив) · Тпр · 10–3, Гкал,

(3.9)

где   Р_пр – средняя величина продувки паровых котлоагрегатов, %.

Определяется по выражению:

(3.10)

где    i_кв – энтальпия котловой воды, соответствующая давлению пара в котле, ккал/кг;

i_ив – энтальпия исходной воды, ккал/кг;

Т_пр – продолжительность продувки, ч;

P_пpi – величина продувки каждого котлоагрегата, %;

D_ср – среднечасовая паровая часовая нагрузка котлоагрегатов, т/ч. Определяется по выражению:

(3.11)

– при использовании теплоты выпара из расширителя непрерывной продувки:

· Dср · [(iкв – iив) – 640 · у] · Тпр · 10–3, Гкал,

(3.12)

где y – доля выпара от количества продувочной воды, отн. ед. Определяется по выражению:

(3.13)

– при полном использовании теплоты продувочной воды:

· Dср · [iкв – 640 · у – (1 – у) · (100 – tпр)] · Тпр · 10–3, Гкал,

(3.14)

где    t_пр – температура сбрасываемой продувочной воды, °C;

б) периодическая продувка.

Расход теплоты на периодическую продувку обычно принимается в размере 3–5 % от величины непрерывной продувки, т.е.

(3.15)

3.3.1.2. Расход теплоты на подогрев холодного воздуха в паровых калориферах.

Для предохранения поверхностей нагрева воздухоподогревателей при сжигании сернистых и влажных топлив подаваемый в воздухоподогреватель воздух подогревается до температуры, обеспечивающей невыпадение росы из дымовых газов.

Расход теплоты на подогрев воздуха определяется по формуле:

qкф = aT · Bн · V0 · cв(tвп – tхв) · 10–3, Гкал,

(3.16)

где    a_T – средний коэффициент избытка воздуха в топке, отн. ед.;

B_н – расход натурального топлива за расчетный период, т;

V₀ – теоретический расход воздуха для сжигания 1 кг топлива, м³/кг;

c_в – теплоемкость воздуха, ккал/м³·°C;

t_хв, t_вп – температуры воздуха соответственно до и после подогрева, °C.

3.3.1.3. Расход теплоты на паровое распыливание мазута в форсунках.

Расход теплоты на распыливание мазута зависит от типа форсунок и принимается по их характеристикам.

При распыливании мазута в паровых форсунках расход теплоты рассчитывается по приближенному выражению:

(3.17)

где    – выработка теплоты всеми котлоагрегатами, работающими на мазуте (оснащенными паровыми форсунками), Гкал.

При распыливании мазута в паромеханических форсунках:

(3.18)

где    – выработка теплоты всеми котлоагрегатами, работающими на мазуте (оснащенными паромеханическими форсунками), Гкал.

3.3.1.4. Расход теплоты на паровое дутье под колосниковую решетку при работе на твердом топливе.

Паровое дутье под колосниковую решетку (постоянного или периодического действия) применяется для котлоагрегатов со слоевым сжиганием твердого топлива.

Расход теплоты при паровоздушном дутье под решетку определяется температурой плавления золы:

– для топлива с легкоплавкой золой:

(3.19)

– для топлива с тугоплавкой золой:

(3.20)

В (3.19) и (3.20):

 – выработка теплоты всеми котлоагрегатами, работающими на твердом топливе, Гкал.

3.3.1.5. Расход теплоты на очистку поверхностей нагрева котлоагрегатов.

В общем случае при наличии в котельной паровых и водогрейных котлов, работающих на всех видах топлива, кроме газообразного:

(3.21)

где    – средний расход теплоты на обдувку паровых котлоагрегатов:

(3.22)

 – средний расход теплоты на обмывку водогрейных котлов:

(3.23)

q_др – средний расход теплоты при дробеструйной очистке:

qдр = Nэ · Nоч · qэ, Гкал.

(3.24)

В (3.22) – (3.24):

,  – суммарная номинальная теплопроизводительность соответственно паровых и водогрейных котлоагрегатов, Гкал/ч;

,  – общее количество обдувок и обмывок соответственно паровых и водогрейных котлоагрегатов за расчетный период, шт.;

N_э – количество работающих эжекторов при одной очистке, шт.;

N_оч – количество дробеструйных очисток за рассчитываемый период, шт.;

q_э – расход теплоты на один работающий эжектор, Гкал/ч. Обычно принимается среднее значение q_э = 1 Гкал/ч.

3.3.2. Расходы теплоты на общекотельные собственные нужды

3.3.2.1. Расход теплоты на мазутное хозяйство.

В мазутном хозяйстве теплота расходуется на нагрев мазута при сливе из железнодорожных или автомобильных цистерн и на дальнейший его нагрев в подогревателях до требуемой температуры перед форсунками; на возмещение потерь теплоты при транспортировке по трубопроводам и при хранении мазута. В котельных, использующих мазут как резервное топливо, основными составляющими являются потери теплоты, связанные с необходимостью постоянного подогрева до требуемой температуры при хранении, а также при сливе резервного объема мазута.

Величина расхода теплоты на мазутное хозяйство рассчитывается по формуле:

qмх = qпод · Gм + qсл · Gсл + qmp · Gм · L + qxp · Gxp · Txp, Гкал,

(3.25)

где   G_м, G_сл – соответственно потребление мазута и количество сливаемого мазута за расчетный период, т;

G_xp – количество хранящегося мазута, т;

T_xp – продолжительность хранения мазута, ч;

L – длина мазутопровода, м;

q_под, q_сл, q_mp, q_xp – нормы расхода теплоты на подогрев, слив, транспортировку и хранение мазута, соответственно Гкал/т, Гкал/т, Гкал/т·м, Гкал/т·ч.

Нормы расхода теплоты на мазутное хозяйство для крупных котельных принимаются по [14]. Для рассматриваемых отопительных, отопительно-производственных и производственных котельных они рассчитываются по приближенным выражениям:

1) на подогрев мазута:

– для мазута М-40:

qпод = 0,000466 · tпод – 0,00334, Гкал/т;

(3.26)

– для мазута М-100:

qпод = 0,000466 · tпод – 0,0088, Гкал/т.

(3.27)

В (3.26) и (3.27):

t_под – температура подогрева мазута, °C;

2) на слив мазута: принимается приближенно в зависимости от температуры окружающего воздуха в пределах:

(3.28)

Величина q_сл уменьшается с увеличением температуры окружающего воздуха ();

3) на транспортировку мазута:

(3.29)

4) на хранение мазута:

– при хранении в металлических емкостях:

(3.30)

– при хранении в железобетонных емкостях:

(3.31)

В (3.30) и (3.31):

t_хр – температура хранения мазута, °C.

3.3.2.2. Расход теплоты на химводоочистку.

Включает расходы теплоты на подготовку добавочной химочищенной воды на питание паровых котлов (при подогреве исходной воды перед ХВО) () и подпитку тепловых сетей ():

(3.32)

Расход теплоты на подготовку дополнительной питательной воды определяется по формуле:

(3.33)

где    D_ср – среднечасовая производительность паровой части котельной за рассчитываемый период, т/ч;

b_к – доля возврата конденсата потребителями, отн. ед.;

 – продолжительность работы паровой части котельной, ч.

Расход теплоты на подготовку подпиточной воды:

(3.34)

где    – нормативная величина подпитки тепловых сетей в рассчитываемый период, т/ч. Принимается по результатам расчета нормативных теплопотерь в тепловых сетях с утечками. При отсутствии указанных данных – в размере 0,5–0,7 % от среднечасового расхода воды в тепловой сети;

Т_тс – время работы тепловой сети, ч.

3.3.2.3. Расход теплоты на деаэрацию питательной и подпиточной воды.

В составе расхода теплоты на собственные нужды на деаэрацию учитываются расходы, связанные с выпаром деаэратора и потерями в окружающую среду через ограждающие конструкции.

При использовании теплоты выпара потери пара составляют q_вып = 1–2 кг на 1 т деаэрированной воды, при выбросе выпара в атмосферу этот показатель достигает 10 кг/т.

С учетом сказанного расход теплоты на деаэрацию питательной и подпиточной воды определяется по выражению:

(3.35)

где    i_вып – средняя энтальпия выпара деаэратора, ккал/кг;

h_д – КПД деаэратора, отн. ед.

Остальные обозначения – см. выше.

3.3.2.4. Расход теплоты на пуски и остановки котлоагрегатов.

Определяется на основе нормативных расходов топлива на одну растопку каждого котлоагрегата и длительности простоя после остановки по данным приложения 3 по формуле:

(3.36)

где    В_pi – количество условного топлива на одну растопку для каждого котлоагрегата, кг у.т.;

N_pi – число растопок каждого котлоагрегата;

i – порядковый номер котлоагрегата;

n – общее количество котлоагрегатов.

3.3.2.5. Расход теплоты на отопление и горячее водоснабжение.

Определяется по выражению:

qог = qo + qг, Гкал.

(3.37)

а) Расход теплоты на отопление здания котельной определяется по укрупненным показателям по выражению:

где    a_от – удельная отопительная характеристика здания котельной, ккал/м³·ч·°C;

V_к – объем здания котельной по наружному обмеру, м³;

t_вн – расчетная температура воздуха внутри помещений котельной, °C;

– средняя за рассчитываемый период температура наружного воздуха, °C. Принимается на основе данных приложения 4 как средняя за соответствующий квартал;

Т_от – продолжительность расчетного квартала, ч.

б) Расход теплоты на горячее водоснабжение. Определяется по укрупненным показателям по формуле:

qг = Агв · Nр, Гкал,

(3.39)

где   А_гв – норма потребления теплоты на горячее водоснабжение за рассматриваемый период, Гкал/чел. Принимается: годовая – 1,0 Гкал/чел; квартальная – 0,25 Гкал/чел.;

N_р – штат котельной, чел.

3.3.2.6. Расход теплоты на прочие нужды котельной.

Включает непредвиденные расходы, связанные с утечками, опробыванием оборудования, поддержанием в горячем резерве паровых питательных насосов, излучением с поверхностей баков, насосов, отбором проб, теплопотерями трубопроводов и арматуры и др. Рекомендуется принимать в размере 0,8–1,0 % от общего расхода теплоты на собственные нужды котлоагрегатов и котельной, т.е.

(3.40)

3.4. Норматив расхода теплоты на собственные нужды котельной

Определяется по выражению:

(3.41)

где q_сн – расход теплоты на собственные нужды котельной, Гкал (находится по выражению (3.5));

Q_кот – выработка тепловой энергии котельной, Гкал (принимается на основе данных о планируемом отпуске теплоты в рассматриваемом квартале при выбранном составе и нагрузках оборудования, времени его работы).

3.5. Нормативный удельный расход топлива на отпуск тепловой энергии

Определяется по формуле:

(3.42)

где     – КПД «нетто» котельной, %. В свою очередь определяется по выражению:

(3.43)

Годовой норматив расхода теплоты на собственные нужды котельной определяется по выражению (на основе определенных в п. 3.3 квартальных значений):

(3.44)

Норма годового удельного расхода топлива на отпуск тепловой энергии определяется по выражению (3.43) на основе рассчитанных по (3.1) и (3.44) средневзвешенных за год значений и .

Примеры расчета норм удельных расходов топлива на отпуск тепловой энергии котельными в соответствии с приведенной методикой даны в п. 1 приложения 1.

4.1. Порядок расчета норм расхода топлива

Для котельных данной группы с суммарной установленной мощностью свыше 5 Гкал/ч расчеты производятся по методике, приведенной в разделе 3 настоящей Инструкции.

Для остальных котельных (от 0,5 до 5 Гкал/ч включительно), оборудованных котлами небольшой единичной мощности, расчеты производятся по упрощенной методике, изложенной в данном разделе.

Ввиду того, что на указанных котельных могут использоваться несколько видов топлива, должны определяться групповые нормы (удельные расходы топлива на единицу тепловой энергии, отпускаемой от котельной) для каждого вида топлива за рассчитываемый период.

Расчет указанных норм выполняется в следующем порядке:

– расчет годовых средневзвешенных КПД «брутто» каждой группы котлов, работающих на соответствующем виде топлива;

– определение среднегодовых нормативных расходов топлива на собственные нужды для каждой группы котлов, работающих на соответствующем виде топлива;

– определение среднегодовых КПД «нетто» для каждой части котельной (группы котлов), работающей на соответствующем виде топлива;

– определение среднегодовых нормативных удельных расходов топлива на отпуск тепловой энергии котельной (удельные расходы «нетто») при работе на соответствующем виде топлива каждой части (группы котлов) котельной.

4.2. Расчет средневзвешенных КПД «брутто»

Средневзвешенный КПД «брутто» группы котлов (или котельной) при средней планируемой нагрузке группы котлов (или котельной) за рассматриваемый период для каждого вида используемого топлива определяется по выражению:

(.1)

где    – КПД каждого типа котла в группе при работе на рассчитываемом виде топлива и средней планируемой на рассматриваемый период нагрузке, %;

Q_j – планируемая средняя на рассматриваемый период нагрузка каждого котла при работе на рассчитываемом виде топлива, Гкал/ч;

T_j – планируемое число часов работы за рассматриваемый период каждого котла на рассчитываемом виде топлива;

j – порядковый номер котла;

n – количество котлов в группе (котельной), шт.

Для паровых котлов средние планируемые на рассматриваемый период тепловые нагрузки:

Qj = Dj · (inj – inвj) · 10–3, Гкал/ч.

(4.2)

В (4.2):

D_j, i_nj, i_nвj – соответственно средние паровые нагрузки, т/ч, энтальпии пара и питательной воды, ккал/кг, при рабочих параметрах каждого котла за рассматриваемый период.

КПД зависят от типа котлов, вида сжигаемого топлива, нагрузки, технического состояния оборудования и других факторов и принимаются по режимным картам, полученным на основе режимно-наладочных испытаний или экспресс-наладки специализированными организациями. При отсутствии режимных карт принимаются их паспортные данные или среднеэксплуатационные значения, приведенные в приложениях 6 и 7.

Для стальных паровых и водогрейных котлов, питаемых химочищенной водой, с регулярной очисткой поверхностей нагрева значения КПД принимаются по приложениям 6 и 7 с корректировкой на возможные отклонения от эксплуатационных условий – с использованием приложения 8, т.е.

(4.3)

где    – табличное значение КПД котла, %.

Для котлов старых типов, приведенных в приложении 9, питаемых неочищенной водой, с нерегулярной очисткой наружных и внутренних поверхностей нагрева КПД принимаются по приложениям 6 (водогрейные котлы) и 7 (паровые котлы) с учетом поправки на срок эксплуатации (приложение 9), т.е.

(4.4)

где    – поправка на срок эксплуатации, %.

4.3. Нормативы расходов теплоты на собственные нужды

Нормативы расходов теплоты на собственные нужды группы котлов (котельной) зависят от типа котлов и вида сжигаемого топлива, загрузки котлов, наличия оборудования для химводоподготовки и деаэрирования воды, оборудования для подогрева и распыливания мазута, продувки котлов, утилизации потоков пара, воды и конденсата, очистки поверхностей нагрева и др.

Приближенные значения нормативов расходов теплоты на собственные нужды a_сн, которые рекомендуется принимать при расчетах норм удельных расходов топлива для котельных с различными типами котлов, приведены в приложении 10.

4.4. КПД «нетто» группы котлов (котельной)

Для каждой группы котлов (котельной в целом) при работе на соответствующем виде топлива КПД «нетто» определяется по выражению:

(4.5)

4.5. Нормы удельных расходов топлива на отпуск тепловой энергии

Для каждой группы котлов (котельной) при работе на соответствующем виде топлива нормативные удельные расходы топлива на отпуск тепловой энергии группой котлов (котельной) за рассматриваемый период определяются по выражению:

(4.6)

Для котельных с различными типами котлов, но работающих на одном виде топлива, средневзвешенный годовой удельный расход топлива на отпуск тепловой энергии (норма удельного расхода топлива за рассматриваемый период):

(.7)

где    – средневзвешенные за рассматриваемый период удельные расходы топлива на отпуск тепловой энергии группами однотипных котлов, кг у.т./Гкал;

Q_грi, T_грi – средние за рассматриваемый период суммарные нагрузки и продолжительность работы групп однотипных котлов, соответственно Гкал/ч, ч.

Квартальные значения норм удельных расходов топлива на отпуск тепловой энергии котельной устанавливаются либо на основе расчетов по кварталам по приведенной выше методике, либо на основе данных эксплуатации за предыдущие годы при условии соблюдения полученной средневзвешенной годовой нормы.

Примеры расчета норм удельных расходов топлива на отпуск тепловой энергии котельными в соответствии с приведенной методикой даны в п. 2 приложения 1.

5.1. Основные положения

Расход электроэнергии на отпуск (выработку и транспорт до потребителей) тепловой энергии котельной складывается из расходов на производственные и бытовые нужды.

В свою очередь, в производственные нужды входят технологические, связанные непосредственно с выработкой и транспортировкой теплоты оборудованием, находящимся на балансе котельной, и прочие – на работу мастерских, складов топлива и т.п.

Поскольку прочие расходы электроэнергии (на привод станочного оборудования, оборудования складских помещений и др.) не зависят от количества вырабатываемой и отпускаемой тепловой энергии, они не должны учитываться при определении норм удельных расходов электроэнергии на отпуск тепловой энергии котельной.

В состав расхода электроэнергии при определении норм включаются только технологические расходы и расходы на бытовые нужды – на привод технологического оборудования и освещение помещений котельной, т.е.

Экот = Эт + Эбыт, кВт·ч,

(5.1)

где Э_т, Э_быт – расходы электроэнергии соответственно на технологические и бытовые нужды котельной за рассматриваемый период, кВт·ч.

5.2. Расход электроэнергии на технологические нужды

Суммарный расход электроэнергии на технологические нужды включает расходы электроэнергии на привод тягодутьевого оборудования (вентиляторов, дымососов), насосов питательных, подпиточных, циркуляционных, сетевых, химводоподготовки, мазутного хозяйства и др., механизмов для транспортирования топлива в котельной, топливоподготовки, топливоподачи, шлакозолоудаления (дробилок, углеразбрасывателей, транспортеров, лебедок и т.п.), электрозадвижек, на питание контрольно-измерительных приборов и автоматики.

Определяется по выражению:

(5.2)

где    N_i – установленная мощность оборудования, потребляющего электроэнергию, кВт;

k_i – коэффициенты использования мощности электрооборудования, отн. ед.;

t_i – продолжительность работы электрооборудования, ч.

Коэффициенты использования установленной мощности электрооборудования допускается принимать:

– для котельных мощностью от 0,5 до 2 Гкал/ч – 0,4–0,5;

– для котельных мощностью от 2 до 10 Гкал/ч – 0,5–0,6;

– для котельных мощностью от 10 до 30 Гкал/ч – 0,6–0,7;

– для котельных мощностью от 30 до 50 Гкал/ч – 0,7–0,8;

– для котельных мощностью свыше 100 Гкал/ч – 0,8–0,85.

5.3. Расход электроэнергии на бытовые нужды

Расход электроэнергии на бытовые нужды включает в основном расход на освещение помещений котельной и наружного освещения и определяется количеством и мощностью установленных светильников и продолжительностью их работы, т.е.

Эбыт = Nосв · kс · tосв, кВт·ч,

(5.3)

где    N_осв – суммарная мощность установленных светильников, кВт;

k_с – коэффициент спроса, отн. ед.;

t_осв – продолжительность работы освещения.

5.4. Определение нормы удельного расхода электроэнергии на отпуск тепловой энергии котельной

На основе результатов расчетов по пп. 5.2 и 5.3 норма удельного расхода электроэнергии определяется по выражению:

(5.4)

где    – отпуск тепловой энергии котельной за рассматриваемый период, Гкал.

В приложении 11 приведены среднестатистические удельные расходы электроэнергии на отпуск тепловой энергии котельными различного назначения при номинальных нагрузках. Эти величины могут использоваться для оценки результатов расчетов норм и служить ориентиром при проведении мероприятий по снижению потребления электроэнергии котельными.

Примеры расчета норм удельных расходов электроэнергии по приведенной методике даны в п. 3 приложения 1.

6.1. Снижение температуры уходящих газов

Снижение температуры уходящих газов при эксплуатации котлоагрегатов может производиться путем реконструкции хвостовых поверхностей нагрева котлов, организации предварительного подогрева воздуха, установки калориферов, регулярной обдувки, дробеочистки и других способов очистки поверхностей нагрева.

При определении температуры уходящих газов можно использовать зависимости:

(6.1)

где Т_ух, , B, B₁ – соответственно температуры уходящих газов и часовые расходы топлива при паропроизводительности котлов D и D₁.

Потери теплоты с уходящими газами при неизменных избытках воздуха приближенно находятся в прямой зависимости от температуры уходящих газов:

(6.2)

В этом случае изменение потерь теплоты с уходящими газами при изменении их температуры:

(6.3)

На основе (6.3) на каждые 10 °C снижения температуры уходящих газов Dq₂ уменьшается примерно на 0,5–0,7 %, что эквивалентно сокращению расхода топлива на 1–1,4 кг у.т./Гкал.

6.2. Изменение коэффициента избытка воздуха в топке и уходящих газах

Увеличение коэффициента избытка воздуха в топке сверх оптимального значения приводит к снижению температуры в ней и ухудшению процесса горения, повышению объема и температуры уходящих газов, т.е. возрастают потери теплоты с уходящими газами.

У котлов, оборудованных пароперегревателями, температура перегретого пара возрастает на 8–10 °C при увеличении избытка воздуха в топке на 0,1.

Увеличение потерь теплоты с уходящими газами вследствие возрастания избытка воздуха в уходящих газах оценивается по приближенной формуле:

(6.4)

где   a_ух, q₂ – значения коэффициента избытка воздуха и потерь с уходящими газами, приведенные в нормативных характеристиках и соответствующие фактическому режиму работы.

Снижение RO₂ (суммы SO₂ + CO₂) на 1 % приводит к увеличению потерь теплоты с уходящими газами из-за возрастания объема газов также примерно на 1 %, т.е. увеличение избытка воздуха на 0,1 соответствует повышению q₂ на 0,7–0,8 %, что обусловливает перерасход топлива 1,4–1,6 кг у.т./Гкал.

Увеличение избытка воздуха в уходящих газах вызывает также возрастание расхода электроэнергии на тягу из-за увеличения объема газа и роста сопротивления газового тракта. Оптимальный избыток воздуха должен сохраняться постоянным в пределах паропроизводительности котла от 75 до 100 % от номинальной. При более низких нагрузках избыток воздуха определяется по формуле:

(6.5)

где      – коэффициент избытка воздуха в топке при номинальной нагрузке котла , т/ч;

D_к – нагрузка котла при расчетном режиме (< 0,75 ), т/ч.

6.3. Изменение температуры подогрева воздуха

При увеличении температуры подогрева воздуха повышаются скорость, устойчивость и эффективность горения топлива, что особенно существенно в условиях работы котла с переменной нагрузкой и при различном качестве топлива. При этом снижаются потери с химической и механической неполнотой сгорания.

Особенно важно повышение температуры воздуха при сжигании углей. Ориентировочно на каждые 10 °C увеличения температуры воздуха, поступающего в топку, температура уходящих газов снижается на 5 °C, что приводит к экономии топлива 0,5–0,7 кг у.т./Гкал.

6.4. Изменение зольности и влажности топлива

Повышение зольности снижает теплоту сгорания топлива и оказывает значительное влияние на увеличение потерь котлоагрегата с уходящими газами из-за механической неполноты сгорания. Пересчет теплоты сгорания топлива при изменении его зольности производится по формуле:

(6.6)

где    A^р/, A^р – зольность топлива на рабочую массу соответственно при принятых номинальных и изменившихся условиях, %;

 – принятая расчетная теплота сгорания топлива, ккал/кг.

Чтобы предотвратить увеличение потерь теплоты из-за повышения зольности топлива, необходимо обеспечить эффективную работу обдувочных устройств и очистку поверхностей нагрева. Содержание золы в топливе оказывает наибольшее влияние на потери теплоты с механическим недожогом при использовании топлива с малым выходом летучих.

Вследствие высокого содержания золы в топливе более существенны потери с физической теплотой шлака, особенно в топках с жидким шлакозолоудалением:

(6.7)

где    а_шл – доля золы топлива, выпадающая в виде шлака в топке;

Q_шл – количество теплоты, содержащееся в 1 кг шлака, ккал;

 – располагаемая теплота 1 кг топлива, вводимого в топку, ккал.

Увеличение влажности топлива приводит к его смерзанию и зависанию в бункерах и течках, что вызывает неустойчивый режим работы котлоагрегатов и снижает их производительность и экономичность, повышает расход топлива, объем и температуру уходящих газов.

Для сухих топлив с небольшим изменением влажности пересчет теплоты сгорания топлива производится по формуле:

(6.8)

Для влажных топлив с большим колебанием влажности следует пользоваться формулой:

(6.9)

где W^р, W^р/ – влажность топлива на рабочую массу соответственно при принятых и изменившихся условиях, %.

6.5. Изменение температуры питательной воды

Питательная вода на входе в котлоагрегат должна иметь определенную температуру. В котельных с термическими деаэраторами атмосферного типа она нагревается до 104 °C, а в менее распространенных вакуумных – до 60–90 °C.

В дымовых газах содержатся водяные пары, парциальное давление которых определяется качеством топлива и избытком воздуха.

Во избежание конденсации водяных паров, вызывающих коррозию поверхностей нагрева, наименьшая температура питательной воды должна быть выше температуры точки «росы» для данного вида топлива.

При сжигании сернистых топлив в дымовых газах содержится серный ангидрид, который активно соединяется с водяными парами и образует серную кислоту. Наличие в дымовых газах серной кислоты значительно повышает температуру точки «росы» и интенсифицирует процесс коррозии поверхностей нагрева.

Экспериментальные исследования показали, что скорость коррозии имеет два минимума:

– в зоне температур стенки t_ст выше точки «росы»;

– в зоне температур (t_к + 20) < t_ст < 105 °C (здесь t_к – температура конденсации водяных паров, °C).

Результаты значительного объема наблюдений показали возможность достаточно большого срока службы поверхностей нагрева при температурах стенки, близких к температуре воды, определяемой для второго минимума.

В приложении 12 приведены значения температур конденсации чистых водяных паров и температур точки «росы» продуктов сгорания, полученные экспериментально для различных видов топлива.

Снижение температуры питательной воды приводит к уменьшению паропроизводительности котлоагрегата при неизменном расходе топлива или к увеличению его расхода при сохранении номинальной производительности. При этом температура перегрева пара возрастает. Снижение температуры питательной воды на 3 °C приводит к повышению температуры перегрева пара примерно на 1 °C.

Снижение температуры питательной воды сопровождается также повышением температурного напора в водяном экономайзере, в результате чего при неизменном расходе топлива температура уходящих газов снижается и КПД котлоагрегата возрастает.

В котлах с чугунными экономайзерами изменение температуры питательной воды на 2,5–3 °C приводит к изменению температуры уходящих газов на 1 °C.

6.6. Влияние возврата конденсата на показатели тепловой экономичности котельной

Количество и температура возвращаемого конденсата в котельную влияют на удельный расход топлива на отпущенную тепловую энергию. Это главным образом обусловлено изменением расхода теплоты на продувку котлов и технологические нужды ХВО.

Расход теплоты увеличивается пропорционально расходу теплоты на собственные нужды ХВО, т.е.

(6.10)

где     – количество воды на собственные нужды ХВО, кг;

с_в – теплоемкость воды, ккал/кг·°C;

,  – температуры воды соответственно на входе в ХВО и перед фильтрами, °C.

При возврате конденсата от различных производственных потребителей возможно ухудшение качества питательной воды, что при соблюдении соответствующего водного режима в барабане котла требует увеличения величины продувки.

Уменьшение температуры возвращаемого конденсата снижает температуру смеси конденсата и добавочной химочищенной воды на входе в котельную и вызывает дополнительный расход топлива на нагрев этой смеси до температуры воды в барабане котла.

Кроме того, уменьшение температуры смеси приводит к увеличению расхода пара на деаэраторы питательной воды, т.е. к уменьшению количества пара, отпускаемого на сторону при той же выработке пара котлоагрегатами.

Основные мероприятия по экономии топлива в котельных и оценка их эффективности сведены в приложении 13.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. ГОСТ 24005-80. Котлы паровые стационарные с естественной циркуляцией.

2. ГОСТ 21563-82. Котлы водогрейные стационарные.

3. Котлы малой и средней мощности. Отраслевой каталог. – М.: НИИЭИнформэнергомаш, 1985.

4. Котлы малой и средней мощности и топочные устройства. Отраслевой каталог. – М.: НИИЭИнформэнергомаш, 1983.

5. Справочник по котельным установкам малой производительности / Под ред. К.Ф.Роддатиса. – М.: Энергоатомиздат, 1989.

6. Роддатис К.Ф. Котельные установки: Учебное пособие для студентов неэнергетических специальностей вузов. – М.: Энергия, 1989.

7. Энергетическое топливо СССР (ископаемые угли, горючие сланцы, торф, мазут и горючий газ): Справочник. – М.: Энергия, 1979.

8. Гаврилов А.Ф., Малкин Б.М. Загрязнение и очистка поверхностей нагрева котельных установок. – М.: Энергия, 1980.

9. Аэродинамический расчет котельных установок (нормативный метод). 3-е изд. – Л.: Энергия, 1977.

10. Водоподготовительное оборудование для ТЭС и промышленной энергетики. Отраслевой каталог. – М.: НИИЭИнформэнергомаш, 1983.

11. Энергетическое оборудование для тепловых электростанций и промышленной энергетики: Номенклатурный каталог в трех частях. – М.: НИИЭИнформэнергомаш, 1984.

12. Методические рекомендации по нормированию расхода котельно-печного топлива на отпуск тепловой энергии котельными. НИИП и Н при Госплане СССР. – М., 1981.

13. Положение о пересмотре (разработке) энергетических характеристик оборудования и порядке определения нормативных удельных расходов топлива на энергопредприятиях. П-34-70-012-87 СПО. – М.: Союзтехэнерго, 1987.

14. Нормы расхода тепла на мазутное хозяйство ТЭС. НР-34-70-095-83. – М.: Союзтехэнерго, 1984.

15. Борщов Д.Я. Устройство и эксплуатация отопительных котельных малой мощности. 2-е изд., испр. и доп. – М.: Стройиздат, 1989.

16. Борщов Д.Я. Чугунные секционные котлы в коммунальном хозяйстве. – М.: Стройиздат, 1977.

17. Методические указания по определению расходов топлива, электроэнергии и воды на выработку тепла отопительными котельными коммунальных теплоэнергетических предприятий / Акад. коммун. хоз. им. К.Д.Памфилова. – М.: Стройиздат, 1979.

18. Теплотехнический справочник. Изд. 2-е, перераб. / Под ред. В.Н.Юренева и П.Д.Лебедева. Т 1. – М.: Энергия, 1975.

19. СНБ 22.01.01-93. Строительная теплотехника. Госкомитет РБ по архитектуре и строительству. – Минск, 1994.

20. СНиП II-35-76. Котельные установки. – М., 1977 (с изменением № 1, утв. Минархитектуры. Пост. № 161, 1999 г.).

ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА НОРМ РАСХОДОВ ТЭР

Пример расчета № 1 (при работе на природном газе)

Исходные данные

Наименование	Обозначение	Размерность	Значение
I кв.	II кв.	III кв.	IV кв.
1. Средняя на планируемый период тепловая нагрузка котлоагрегата		Гкал/ч
ДКВР-6,5/13 № 1	Qka1	2,2	2,0	2,7	2,1
ДКВР-6,5/13 № 2	Qka2	2,6	1,8	–	2,3
КВ-ГМ-10 № 3	Qka3	6,2	4,0	–	5,3
2. Средняя на планируемый период паровая нагрузка котлоагрегата		т/ч
ДКВР-6,5/13 № 1	D1	3,6	3,3	4,5	3,5
ДКВР-6,5/13 № 2	D2	4,3	3,0	–	3,8
3. Число часов работы котлоагрегата		ч
ДКВР-6,5/13 № 1	Т1	2 100	1 660	2 200	2 000
ДКВР-6,5/13 № 2	Т2	2 160	864	–	1 824
КВ-ГМ-10 № 3	Т3	2 160	864	–	1 824
4. КПД котлоагрегата при средней на планируемый период нагрузке		%
ДКВР-6,5/13 № 1		90,8	90,65	91,1	90,6
ДКВР-6,5/13 № 2		91,1	90,4	–	90,9
КВ-ГМ-10 № 3		91,1	91,2	–	91,3
5. Время работы котлоагрегата с начала эксплуатации		ч
ДКВР-6,5/13 № 1		39 000	41 100	43 300	45 500
ДКВР-6,5/13 № 2		39 000	41 160	–	42 024
КВ-ГМ-10 № 3		22 000	24 160	–	25 024
6. Время работы котлоагрегата с начала эксплуатации до момента проведения последних испытаний		ч
ДКВР-6,5/13 № 1		36 600	38 700	40 360	42 560
ДКВР-6,5/13 № 2		37 200	39 360	–	40 224
КВ-ГМ-10 № 3		15 800	17 960	–	1 824
7. Величина непрерывной продувки		%
ДКВР-6,5/13 № 1	Рпр1	8,8	8,8	8,8	8,8
ДКВР-6,5/13 № 2	Рпр2	8,5	8,5	–	8,5
8. Номинальное давление пара в барабане		кгс/см2
ДКВР-6,5/13 № 1	Р1	14	14	14	14
ДКВР-6,5/13 № 2	Р2	14	14	–	14
9. Энтальпия пара в барабане	iп	ккал/кг	666,2	666,2	666,2	666,2
10. Энтальпия питательной воды	iпв	ккал/кг	90	90	90	90
11. Энтальпия котловой воды	iкв	ккал/кг	194,1	194,1	194,1	194,1
12. Энтальпия исходной воды	iив	ккал/кг	5	8	15	10
13. Энтальпия выпара деаэратора	iвып	ккал/кг	640	640	640	640
14. Температура сбрасываемой продувочной воды	tпр	°С	70	70	70	70
15. Количество растопок котлоагрегатов из горячего состояния (до 12 ч простоя)		шт.
ДКВР-6,5/13 № 1		16	12	10	16
ДКВР-6,5/13 № 2		12	12	–	14
КВ-ГМ-10 № 3		12	10	–	12
из холодного состояния (более 48 ч простоя)
ДКВР-6,5/13 № 1		4	2	3	4
ДКВР-6,5/13 № 2		4	2	–	3
КВ-ГМ-10 № 3		4	2	–	3
16. Подготовка питательной и подпиточной воды
доля возврата конденсата потребителями	bк	отн. ед.	0,5	0,5	0,5	0,5
продолжительность работы паровой части котельной		ч	4 260	2 524	2 200	3 824
нормативный расход подпиточной воды		т/ч	2,5	2,5	1,0	2,5
продолжительность работы тепловой сети	Ттс	ч	2 160	864	2 200	1 824
17. КПД деаэратора	hд	отн. ед.	0,98	0,98	0,98	0,98
18. Отопление и горячее водоснабжение
объем здания котельной по наружному обмеру	Vk	м3	16 200	16 200	–	16 200
удельная отопительная характеристика здания котельной	aот	ккал м3·ч·°С	0,08	0,08	–	0,08
расчетная внутренняя температура	tвн	°С	+16	+ 16	–	+16
средняя за планируемый период температура наружного воздуха		°С	–5,6	9,1	–	1,7
продолжительность планируемого периода	Тот	ч	2 160	864	–	1 824
штат котельной	Nр	чел.	20	20	20	20

Расчет норм расходов топлива на отпуск тепловой энергии котельной
(пример № 1)

Наименование величины	Размерность	Номера расчетных формул	Расчет
1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СРЕДНЕВЗВЕШЕННОГО КПД «БРУТТО» КОТЕЛЬНОЙ
1.1. Поправка на изменение КПД котлоагрегата в зависимости от срока службы
ДКВР-6,5/13 № 1	%	(3.4)	I кв.  = 0,0015 · (39 000 – 36 600) · 10–3 = 0,0036
II кв.  = 0,0015 · (41 100 – 38 700) · 10–3 = 0,0036
III кв.  = 0,0015 · (43 300 – 40 360) · 10–3 = 0,0044
IV кв.  = 0,0015 · (45 500 – 42 560) · 10–3 = 0,0044
ДКВР-6,5/13 № 2	%	(3.4)	I кв.  = 0,0015 · (39 000 – 37 200) · 10–3 = 0,0027
II кв.  = 0,0015 · (41 160 – 39 360) · 10–3 = 0,0027
III кв. –
IV кв.  = 0,0015 · (42 024 – 40 224) · 10–3 = 0,0027
КВ-ГМ-10 № 3	%	(3.4)	I кв.  = 0 (срок эксплуатации менее 35 000 ч)
II кв.  = 0 (срок эксплуатации менее 35 000 ч)
III кв.  = 0 (срок эксплуатации менее 35 000 ч)
IV кв.  = 0 (срок эксплуатации менее 35 000 ч)
1.2. Допуск на эксплуатационные условия
ДКВР-6,5/13 № 1	%	Приложение 8	Для I–IV кв.  = 0,6
ДКВР-6,5/13 № 2	%	Приложение 8	Для I–IV кв.  = 0,6
КВ-ГМ-10 № 3	%	Приложение 8	Для I–IV кв. = 0,5
1.3. КПД котлоагрегата «брутто»
ДКВР-6,5/13 № 1	%	(3.3)	I кв.  = 90,8 – 0,0036 – 0,6 = 90,2
II кв.  = 90,65 – 0,0036 – 0,6 = 90,05
III кв.  = 91,1 – 0,0044 – 0,6 = 90,5
IV кв.  = 90,6 – 0,0044 – 0,6 = 90,1
ДКВР-6,5/13 № 2	%	(3.3)	I кв.  = 91,1 – 0,0027 – 0,6 = 90,5
II кв.  = 90,4 – 0,0027 – 0,6 = 89,8
III кв. –
IV кв.  = 90,9 – 0,0027 – 0,6 = 90,3
КВ-ГМ-10 № 3	%	(3.3)	I кв.  = 91,1 – 0,5 = 90,6
II кв.  = 91,2 – 0,5 = 90,7
III кв. –
IV кв.  = 91,3 – 0,5 = 90,8
1.4. Средневзвешенный КПД «брутто» котельной	%	(3.1)
III кв.  = 90,5
2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСХОДОВ ТЕПЛОТЫ НА СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ КОТЛОАГРЕГАТОВ
2.1. На непрерывную продувку котлоагрегатов при полном использовании теплоты продувочной воды
доля выпара	отн. ед.	(3.13)	у = = 0,174
средняя величина продувки	%	(3.10)	I кв. Рпр =  = 8,64
II кв. Рпр = = 8,7
III кв. Рпр = 8,8
IV кв. Рпр = = 8,65
средний расход пара	т/ч	(3.11)	I кв. Dср = = 3,95
II кв. Dср = = 3,17
III кв. Dср = 4,5
IV кв. Dср = = 3,64
расход теплоты на непрерывную продувку	Гкал	(3.14)	I кв.  = 0,01 х 8,64 х 3,95 х [194,1 – 640 х 0,174 – (1 – 0,174) х (100 – 70)] х 4260 х 10–3 = 84,26
II кв.  = 0,01 х 8,7 х 3,17 х 57,96 х 2524 х 10–3 = 40,34
III кв.  = 0,01 х 8,8 х 4,5 х 57,96 х 2200 х 10–3 = 50,49
IV кв.  = 0,01 х 8,65 х 3,64 х 57,96 х 3824 х 10–3 = 69,79
2.2. Общий расход теплоты на непрерывную и периодическую продувку (3 % к величине непрерывной продувки)	Гкал	(3.8) и (3.15)	I кв. qпр = 1,03 х 84,26 = 86,79
II кв. qпр = 1,03 х 40,34 = 41,55
III кв. qпр = 1,03 х 50,49 = 52,0
IV кв. qпр = 1,03 х 69,79 = 71,89
3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСХОДОВ ТЕПЛОТЫ НА ОБЩЕКОТЕЛЬНЫЕ СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ
3.1. На химводоочистку	Гкал
на подготовку дополнительной питательной воды	Гкал	(3.33)	I кв.  = 6,9 – 3,95(1,1 – 0,5)4260 х 10–3 = 69,66
II кв.  = 6,9 – 3,17(1,1 – 0,5)2524 х 10–3 = 33,12
III кв.  = 6,9 – 3,5(1,1 – 0,5)2200 х 10–3 = 40,99
IV кв.  = 6,9 – 3,64(1,1 – 0,5)3824 х 10–3 = 57,63
на подготовку подпиточной воды	Гкал	(3.34)	I кв. = 6,9 х 2,5 х 2160 х 10–3 = 37,26
II кв.  = 6,9 х 2,5 х 864 х 10–3 = 14,9
III кв.  = 6,9 х 1,0 х 2200 х 10–3 = 15,18
IV кв.  = 6,9 х 2,5 х 1824 х 10–3 = 31,46
всего расход теплоты на химводоочистку	Гкал		I кв. qxво = 69,66 + 37,26 = 106,92
II кв. qxво = 33,12 + 14,9 = 48,02
III кв. qxво = 40,99 + 15,18 = 56,17
IV кв. qxво = 57,63 + 31,46 = 89,09
3.2. На деаэрацию питательной и подпиточной воды	Гкал	(3.35)	I кв.  = = 145,15
II кв.  = = 66,36
III кв.  = = 79,64
IV кв.  = = 120,68
3.3. На пуски и остановки котлоагрегата
расход топлива на растопку котлоагрегата при длительности простоя до 12 ч и поверхности нагрева 201–300 м2	кг у.т.	Приложение 3	Вр = 300
расход топлива на растопку котлоагрегата при длительности простоя более 48 ч и поверхности нагрева 201–300 м2	кг у.т.	Приложение 3	Вр = 1800
общий расход теплоты на пуски и остановки	Гкал	(3.36)	I кв. qпо = 7 х 10–3[300 х (16 + 12 + 12) + 1800 х (4 + 4 + 4)] = 235,2
II кв. qпо = 7 х 10–3[300 х (12 + 12 + 10) + 1800 х (2 + 2 + 2)] = 147,0
III кв. qпо = 7 х 10–3[300 х 10 + 1800 х 3] = 51,8
IV кв. qпо = 7 х 10–3[300 х (16 + 14 + 12) + 1800 х (4 + 3 +3)] = 214,2
3.4. На отопление и горячее водоснабжение
расход теплоты на отопление	Гкал	(3.38)	I кв. qо = 0,08 х 16 200 х (16 – (–5,0)) х 2160 х 10–6 = 58,78
II кв. qо = 0,08 х 16 200 х (16 – 9,1) – 864 х 10–6 = 9,96
III кв. –
IV кв. qо = 0,08 х 16 200 х (16 – 1,7) х 1824 х 10–6 = 33,8
расход теплоты на горячее водоснабжение	Гкал	(3.39)	I–IV кв. qг = 0,25 х 20 = 5,0
общий расход теплоты на отопление и горячее водоснабжение	Гкал	(3.37)	I кв. qoг = 58,78 + 5 = 63,78
II кв. qoг = 9,96 + 5 = 14,96
III кв. qoг = 5
IV кв. qoг = 33,8 + 5 = 38,8
3.5. На прочие нужды котельной	Гкал	(3.40)	I кв. qпр = 0,01 х (86,79 + 106,92 + 145,15 + 235,2 + 63,78) = 6,38
II кв. qпр = 0,01 х (41,55 + 48,02 + 66,36 + 147 + 14,96) = 3,18
III кв. qпр = 0,01 х (52 + 56,17 + 79,64 + 51,8 + 5,0) = 2,45
IV кв. qпр = 0,01 х (71,89 + 89,09 + 120,68 + 214,2 + 38,8) = 5,35
4. ОБЩИЙ РАСХОД ТЕПЛОТЫ НА СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ КОТЕЛЬНОЙ	Гкал	(3.5)	I кв. qсн = 637,84 + 6,38 = 644,22
II кв. qсн = 317,89 + 3,18 = 321,07
III кв. qсн = 244,61 + 2,45 = 247,06
IV кв. qсн = 534,6 + 5,35 = 539,95
определение норматива расхода теплоты на собственные нужды котельной		Исходные данные, табл. 1.1
планируемая выработка теплоты котельной	Гкал	I кв. Qкот = 2,2 х 2100 + 2,6 х 2160 + 6,2 х 2160 = 23 628
II кв. Qкот = 2,0 х 1660 + 1,8 х 864 + 4,0 х 864 = 8331
III кв. Qкот = 2,7 х 2200 = 5940
IV кв. Qкот = 2,1 х 2000 + 2,3 х 1824 + 5,3 х 1824 = 18 062
5. НОРМАТИВЫ РАСХОДА ТЕПЛОТЫ НА СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ КОТЕЛЬНОЙ ПО КВАРТАЛАМ	%	(3.41)	I кв. aсн = = 2,73
II кв. aсн = = 3,85
III кв. aсн = = 4,16
IV кв. aсн = = 2,99
норматив расхода теплоты на собственные нужды за год	%	(3.44)
6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НОРМАТИВНОГО УДЕЛЬНОГО РАСХОДА ТОПЛИВА НА ОТПУСК ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ КОТЕЛЬНОЙ
КПД «нетто» котельной по кварталам	%	(3.43)	I кв.  = 90,5 х (1 – ) = 88,03
II кв.  = 90,25 х (1 – ) = 86,77
III кв.  = 90,5 х (1 – ) = 86,73
IV кв.  = 90,64 х (1 – ) = 87,93
нормативный удельный расход топлива на отпуск тепловой энергии	кг у.т./Гкал	(3.42)	I кв.  = х 100 = 162,28
II кв.  = х 100 = 164,64
III кв.  = х 100 = 164,72
IV кв. = х 100 = 162,47
средневзвешенный годовой КПД «брутто» котельной	%	(3.1)
средний КПД «нетто» котельной за год	%	(3.43)	= 90,47(1 – ) = 87,64
нормативный годовой удельный расход топлива на отпуск тепловой энергии	кг у.т./Гкал	(3.42)	= = 163,0

Пример расчета № 2 (при работе на топочном мазуте М-100)

Исходные данные

Наименование	Обозначение	Размерность	Значение
I кв.	II кв.	III кв.	IV кв.
1. Средняя на планируемый период тепловая нагрузка котлоагрегата		Гкал/ч
ДКВР-6,5/13 № 1	Qка1	2,2	2,0	2,7	2,1
ДКВР-6,5/13 № 2	Qка2	2,6	1,8	–	2,3
КВ-ГМ-10 № 3	Qка3	6,2	4,0	–	5,3
2. Средняя на планируемый период паровая нагрузка котлоагрегата		т/ч
ДКВР-6,5/13 № 1	D1	3,6	3,3	4,5	3,5
ДКВР-6,5/13 № 2	D2	4,3	3,0	–	3,8
3. Число часов работы котлоагрегата		ч
ДКВР-6,5/13 № 1	Т1	2 100	1 660	2 200	2 000
ДКВР-6,5/13 № 2	Т2	2 160	864	–	1 824
КВ-ГМ-10 № 3	Т3	2 160	864	–	1 824
4. КПД котлоагрегата при средней на планируемый период нагрузке		%
ДКВР-6,5/13 № 1		87,6	87,2	87,9	87,4
ДКВР-6,5/13 № 2		87,8	87,0	–	87,5
КВ-ГМ-10 № 3		88,6	88,8	–	89,0
5. Время работы котлоагрегата с начала эксплуатации		ч
ДКВР-6,5/13 № 1		39 000	41 100	43 300	45 500
ДКВР-6,5/13 № 2		39 000	41 160	–	42 024
КВ-ГМ-10 № 3		22 000	24 160	–	25 024
6. Время работы котлоагрегата с начала эксплуатации до момента проведения последних испытаний		ч
ДКВР-6,5/13 № 1		36 600	38 700	40 360	42 560
ДКВР-6,5/13 № 2		37 200	39 360	–	40 224
КВ-ГМ-10 № 3		15 800	17 960	–	1 824
7. Величина непрерывной продувки котлов		%
ДКВР-6,5/13 № 1	Рпр1	8,8	8,8	8,8	8,8
ДКВР-6,5/13 № 2	Рпр2	8,5	8,5	–	8,5
8. Номинальное давление пара в барабане		кгс/см2
ДКВР-6,5/13 № 1	Р1	14	14	14	14
ДКВР-6,5/13 № 2	Р2	14	14	–	14
9. Энтальпия пара в барабанах котлов	iп	ккал/кг	666,2	666,2	666,2	666,2
10. Энтальпия питательной воды	iпв	ккал/кг	90	90	90	90
11. Энтальпия котловой воды	iкв	ккал/кг	194,1	194,1	194,1	194,1
12. Энтальпия исходной воды	iив	ккал/кг	5	8	15	10
13. Энтальпия выпара деаэратора	iвып	ккал/кг	640	640	640	640
14. Температура сбрасываемой продувочной воды	tпр	°С	70	70	70	70
15. Количество растопок котлоагрегатов из горячего состояния (до 12 ч простоя)		шт.
ДКВР-6,5/13 № 1		16	12	10	16
ДКВР-6,5/13 № 2		12	12	–	14
КВ-ГМ-10 № 3		12	10	–	12
из холодного состояния (более 48 ч простоя)		шт.
ДКВР-6,5/13 № 1		4	2	3	4
ДКВР-6,5/13 № 2		4	2	–	3
КВ-ГМ-10 № 3		4	2	–	3
16. Подготовка питательной и подпиточной воды
доля возврата конденсата потребителям	bк	отн. ед.	0,5	0,5	0,5	0,5
продолжительность работы паровой части котельной		ч	4 260	2 524	2 200	3 824
нормативный расход подпиточной воды		т/ч	2,5	2,5	1,0	2,5
продолжительность работы тепловой сети	Ттс	ч	2 160	864	2 200	1 824
17. КПД деаэратора	hд	отн. ед.	0,98	0,98	0,98	0,98
18. Отопление и горячее водоснабжение
объем здания котельной по наружному обмеру	Vk	м3	16 200	16 200	–	16 200
удельная отопительная характеристика здания котельной	aот	ккал м3·ч·°C	0,08	0,08	–	0,08
расчетная внутренняя температура	tвн	°С	+16	+16	–	+16
средняя за планируемый период температура наружного воздуха		°С	–5,6	9,1	15,2	1,7
продолжительность планируемого периода	Тот	ч	2 160	864	–	1 824
штат котельной	Nр	чел.	20	20	20	20
19. Количество обдувок, обмывок		шт.
паровых котлов		530	330	275	480
водогрейных котлов		270	110	–	230
20. Суммарная номинальная производительность котлоагрегатов
паровых		7,8	7,8	3,9	7,8
водогрейных		10	10	–	10
21. Мазутное хозяйство
планируемое потребление мазута	Gм	т	2 970	1 060	760	2 270
планируемое количество сливаемого мазута	Gсл	т	2 970	1 060	910	2 420
планируемое количество хранящегося мазута	Gxp	т	300	300	300	300
температура подогрева мазута	tпод	°С	110	110	110	110
температура хранения мазута	txp	°С	60	60	60	60
продолжительность хранения мазута	Тхр	ч	2 160	2 184	2 208	2 208
длина мазутопровода	L	м	100	100	100	100

Расчет норм расходов топлива на отпуск тепловой энергии котельной
(пример 2)

Наименование величины	Размерность	Номера расчетных формул	Расчет
1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СРЕДНЕВЗВЕШЕННОГО КПД «БРУТТО» КОТЕЛЬНОЙ
1.1. Поправка на изменение КПД котлоагрегата в зависимости от срока службы
ДКВР-6,5/13 № 1	%	(3.4)	I кв.  = 0,0015 · (39 000 – 36 600) · 10–3 = 0,0036
II кв.  = 0,0015 · (41 100 – 38 700) · 10–3 = 0,0036
III кв.  = 0,0015 · (43 300 – 40 360) · 10–3 = 0,0044
IV кв.  = 0,0015 · (45 500 – 42 560) · 10–3 = 0,0044
ДКВР-6.5/13 № 2	%	(3.4)	I кв.  = 0,0015 · (39 000 – 37 200) · 10–3 = 0,0027
II кв.  = 0,0015 · (41 160 – 39 360) · 10–3 = 0,0027
III кв. –
IV кв.  = 0,0015 · (42 024 – 40 224) · 10–3 = 0,0027
КВ-ГМ-10 № 3	%	(3 4)	I кв.  = 0 (срок эксплуатации менее 35 000 ч)
II кв.  = 0 (срок эксплуатации менее 35 000 ч)
III кв.  = 0 (срок эксплуатации менее 35 000 ч)
IV кв.  = 0 (срок эксплуатации менее 35 000 ч)
1.2. Допуск на эксплуатационные условия
ДКВР-6,5/13 № 1	%	Приложение 8	Для I–IV кв.  = 0,75
ДКВР-6,5/13 № 2	%	Приложение 8	Для I–IV кв.  = 0,75
КВ-ГМ-10 № 3	%	Приложение 8	Для I–IV кв. = 0,65
1.3. КПД котлоагрегата «брутто»
ДКВР-6,5/13 № 1	%	(3.3)	I кв.  = 87,6 – 0,0036 – 0,75 = 86,85
II кв.  = 87,2 – 0,0036 – 0,75 = 86,45
III кв.  = 87,9 – 0,0044 – 0,75 = 87,15
IV кв.  = 87,4 – 0,0044 – 0,75 = 86,65
ДКВР-6,5/13 № 2	%	(3.3)	I кв.  = 87,8 – 0,0027 – 0,75 = 87,05
II кв.  = 87,0 – 0,0027 – 0,75 = 86,25
III кв. –
IV кв.  = 87,5 – 0,0027 – 0,75 = 86,75
КВ-ГМ-10 № 3	%	(3.3)	I кв.  = 88,6 – 0,65 = 90,6
II кв.  = 88,8 – 0,65 = 88,15
III кв. –
IV кв. = 89,0 – 0,65 = 88,35
1.4. Средневзвешенный КПД «брутто» котельной	%	(3.1)
III кв.  = 87,15
2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСХОДОВ ТЕПЛОТЫ НА СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ КОТЛОАГРЕГАТА
2.1. На непрерывную продувку котлоагрегата при полном использовании теплоты продувочной воды
доля выпара	отн. ед.	(3.13)	у = = 0,174
средняя величина продувки	%	(3.10)	I кв. Рпр =  = 8,64
II кв. Рпр = = 8,7
III кв. Рпр = 8,8
IV кв. Рпр = = 8,65
средний расход пара	т/ч	(3.11)	I кв. Dср = = 3,95
II кв. Dср = = 3,17
III кв. Dср = 4,5
IV кв. Dср = = 3,64
расход теплоты на непрерывную продувку	Гкал	(3.14)	I кв.  = 0,01 х 8,64 х 3,95 х [194,1 – 640 х 0,174 – (1 – 0,174) х (100 – 70)] х 4260 х 10–3 = 84,26
II кв.  = 0,01 х 8,7 х 3,17 х 57,96 х 2524 х 10–3 = 40,34
III кв.  = 0,01 х 8,8 х 4,5 х 57,96 х 2200 х 10–3 = 50,49
IV кв.  = 0,01 х 8,65 х 3,64 х 57,96 х 3824 х 10–3 = 69,79
общий расход теплоты на непрерывную и периодическую продувку (3 % к величине непрерывной продувки)	Гкал	(3.8) и (3.15)	I кв. qпр = 1,03 х 84,26 = 86,79
II кв. qпр = 1,03 х 40,34 = 41,55
III кв. qпр = 1,03 х 50,49 = 52,0
IV кв. qпр = 1,03 х 69,79 = 71,89
3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСХОДОВ ТЕПЛОТЫ НА ОБЩЕКОТЕЛЬНЫЕ СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ
3.1. На химводоочистку	Гкал
3.2. На подготовку дополнительной питательной воды	Гкал	(3.33)	I кв.  = 6,9 – 3,95(1,1 – 0,5)4260 · 10–3 = 69,66
II кв.  = 6,9 – 3,17(1,1 – 0,5)2524 · 10–3 = 33,12
II кв.  = 6,9 – 3,5(1,1 – 0,5)2200 · 10–3 = 40,99
IV кв. = 6,9 – 3,64(1,1 – 0,5)3824 · 10–3 = 57,63
на подготовку подпиточной воды	Гкал	(3.34)	I кв.  = 6,9 · 2,5 · 2160 · 10–3 = 37,26
ІІ кв.  = 6,9 · 2,5 · 864 · 10–3 = 14,9
III кв.  = 6,9 · 1,0 · 2200 · 10–3 = 15,18
IV кв.  = 6,9 · 2,5 · 1824 · 10–3 = 31,46
всего расход теплоты на химводоочистку	Гкал		I кв. qхво = 69,66 + 37,26 = 106,92
II кв. qхво = 33,12 + 14,9 = 48,02
III кв. qхво = 40,99 + 15,18 = 56,17
IV кв. qхво = 57,63 + 31,46 = 89,09
на деаэрацию питательной и подпиточной воды	Гкал	(3.35)	I кв.  = = 145,15
II кв.  = = 66,36
III кв.  = = 79,64
IV кв.  = = 120,68
3.3. На пуски и остановки котлоагрегата
расход топлива на растопку котлоагрегата при длительности простоя до 12 ч и поверхности нагрева 201–300 м2	кг у.т.	Приложение 3	Вр = 300
расход топлива на растопку котлоагрегата при длительности простоя более 48 ч и поверхности нагрева 201–300 м2	кг у.т.	Приложение 3	Вр = 1800
общий расход теплоты на пуски и остановки	Гкал	(3.36)	I кв. qпо = 7 · 10–3[300 · (16 + 12 + 12) + 1800 · (4 + 4 + 4)] = 235,2
II кв. qпо = 7 · 10–3[300 · (12 + 12 + 10) + 1800 · (2 + 2 + 2)] = 147,0
III кв. qпо = 7 · 10–3[300 · 10 + 1800 · 3] = 51,8
IV кв. qпо = 7 · 10–3[300 · (16 + 14 + 12) + 1800 · (4 + 3 + 3)] = 214,2
3.4. На отопление и горячее водоснабжение
расход теплоты на отопление	Гкал	(3.38)	I кв. qо = 0,08 · 16 200 · (16 – (–5,0)) · 2160 · 10–6 = 58,78
II кв. qо = 0,08 · 16 200 · (16 – 9,1) · 864 · 10–6 = 9,96
III кв. –
IV кв. qо = 0,08 · 16 200 · (16 – 1,7) · 1824 · 10–6 = 33,8
расход теплоты на горячее водоснабжение	Гкал	(3.39)	I–IV кв. qг = 0,25 · 20 = 5,0
общий расход теплоты на отопление и горячее водоснабжение	Гкал	(3.37)	I кв. qог = 58,78 + 5 = 63,78
II кв. qог = 9,96 + 5 = 14,96
III кв. qог = 5
IV кв. qог = 33,8 + 5 = 38,8
3.5. Расход теплоты на распыливание мазута в форсунках	Гкал	(3.18)	I кв. qф = 0,003 · 23 628 = 70,88
II кв. qф = 0,003 · 8331 = 24,99
III кв. qф = 0,003 · 5940 = 17,82
IV кв. qф = 0,003 · 18 062 = 54,19
3.6. Расход теплоты на обдувки котлоагрегатов
паровых	Гкал	(3.22)	I кв.  = 0,03 · 7,8 · 530 = 124,05
II кв. = 0,03 · 7,8 · 330 = 77,22
III кв.  = 0,03 · 3,9 · 275 = 32,18
IV кв.  = 0,03 · 7,8 · 480 = 112,32
водогрейных	Гкал	(3.23)	I кв.  = 0,06 · 10 · 270 = 162,0
II кв.  = 0,06 · 10 · 110 = 66,0
III кв. –
IV кв.  = 0,06 · 10 · 230 = 138,0
общий расход теплоты на обдувки и обмывки	Гкал		I кв. qобд = 124,05 + 162,0 = 286,05
II кв. qобд = 77,22 + 66,0 = 143,22
III кв. qобд = 32,17
IV кв. qобд = 112,32 + 138,0 = 250,32
3.7. Расход теплоты на мазутное хозяйство
удельный расход тепла на подогрев мазута	Гкал/т	(3.27)	Для I–IV кв. qпод = 0,000466 · 110 – 0,0088 = 0,0425
удельный расход теплоты на слив мазута	Гкал/т	(3.28)	Для I–IV кв. qсл = 0,05
удельный расход теплоты на хранение мазута в металлических емкостях	Гкал/т·ч	(3.30)	I кв. qxp = 0,2675(60 + 5,6) · 10–6 = 17,55 · 10–6
II кв. qxp = 0,2675(60 – 9,1) · 10–6 = 13,62 · 10–6
III кв. qxp = 0,2675(60 – 15,2) · 10–6 = 11,98 · 10–6
IV кв. qxp = 0,2675(60 – 1,7) · 10–6 = 15,6 · 10–6
удельный расход теплоты на транспортировку мазута	Гкал/т·м	(3.29)	I кв. qтр = [0,95 – 0,021(–5,6)] · 10–6 = 1,068 · 10–6
II кв. qтр = (0,95 – 0,021 · 9,1) · 10–6 = 0,759 · 10–6
III кв. qтр = (0,95 – 0,021 · 15,2) · 10–6 = 0,631 · 10–6
IV кв. qтр = (0,95 – 0,021 · 1,7) · 10 –6 = 0,914 · 10–6
общий расход теплоты на мазутное хозяйство	Гкал	(3.25)	I кв. qмx = 0,0425 · 2970 + 0,05 · 2970 + 1,068 · 10–6 · 2970 · 100 + 17,55 · 10–6 · 300 · 2160 = 286,41
II кв. qмx = 0,0425 · 1500 + 0,05 · 1500 + 0,759 · 10–6 · 1500 · 100 + 13,62 · 10–6 · 300 · 2184 = 107,05
III кв. qмx = 0,0425 · 760 + 0,05 · 910 + 0,631 · 10–6 · 760 · 100 + 11,98 · 10–6 · 300 · 2208 = 85,78
IV кв. qмx = 0,0425 · 2270 + 0,05 · 2420 + 0,914 · 10–6 · 2270 · 100 + 15,6 · 10–6 · 300 · 2208 = 228,02
3.8. На прочие нужды котельной	Гкал	(3.40)	I кв. qпр = 0,01(86,79 + 106,92 + 145,15 + 23,52 + 63,78 + 70,88 + 286,05 + 286,41) = 12,81
II кв. qпр = 0,01(41,55 + 48,02 + 66,36 + 147,0 + 14,96 + 24,99 + 143,22 + 107,05) = 5,93
III кв. qпр = 0,01(52,0 + 56,17 + 79,64 + 51,8 + 5,0 + 17,82 + 32,18 + 85,78) = 3,8
IV кв. qпр = 0,01(71,89 + 89,09 + 120,68 + 214,2 + 38,8 + 54,19 + 250,92 + 228,02) = 10,68
4. ОБЩИЙ РАСХОД ТЕПЛОТЫ НА СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ КОТЕЛЬНОЙ	Гкал	(3.5)	I кв. qсн = 1281,18 + 12,81 = 1293,99
II кв. qсн = 593,15 + 5,93 = 599,08
III кв. qсн = 380,39 + 3,8 = 384,19
IV кв. qсн = 1067,79 + 10,68 = 1078,47
5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НОРМАТИВА РАСХОДА ТЕПЛОТЫ НА СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ КОТЕЛЬНОЙ		Исходные данные, табл. 1.3
планируемая выработка теплоты котельной	Гкал	I кв. Qкот = 2,2 · 2100 + 2,6 · 2160 + 6,2 · 2160 = 23 628
II кв. Qкот = 2,0 · 1660 + 1,8 · 864 + 4,0 · 864 = 8331
III кв. Qкот = 2,7 · 2200 = 5940
IV кв. Qкот = 2,1 · 2000 + 2,3 · 1824 + 5,3 · 1824 = 18 062
нормативы расхода теплоты на собственные нужды котельной по кварталам	%	(3.41)	I кв. aсн = = 5,48
II кв. aсн = = 7,19
III кв. aсн = = 6,47
IV кв. aсн = = 5,97
норматив расхода теплоты на собственные нужды за год	%	(3.44)
6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НОРМАТИВНОГО УДЕЛЬНОГО РАСХОДА ТОПЛИВА НА ОТПУСК ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ КОТЕЛЬНОЙ
КПД «нетто» котельной по кварталам	%	(3.43)	I кв.  = 87,52 · (1 – ) = 82,72
II кв.  = 87,12 · (1 – ) = 80,86
III кв.  = 87,15 · (1 – ) = 81,51
IV кв.  = 87,58 · (1 – ) = 82,35
нормативный удельный расход топлива на отпуск тепловой энергии	кг у.т./Гкал	(3.42)	I кв.  = · 100 = 172,7
II кв.  = · 100 = 176,67
III кв.  = · 100 = 175,27
IV кв.  = · 100 = 173,48
средневзвешенный годовой КПД «брутто» котельной	%	(3.1)
средний КПД «нетто» котельной за год	%	(3.43)	= 87,4(1 – ) = 82,16
нормативный годовой удельный расход топлива на отпуск тепловой энергии	кг у.т./Гкал	(3.42)	= = 173,88

2.1. Пример 1

В котельной установлены два паровых котла ДКВР-2,5/13 (№ 1, 2), работающих на природном газе, два водогрейных котла «Минск-1» (№ 3, 4) и один – «Факел – 0,8ЛЖ» (№ 5), работающих на ПБТ. Водогрейные котлы в III кв. не работают.

Паровые котлы ДКВР-2,5/13 оснащены экономайзерами. Срок эксплуатации котлов «Минск-1» и «Факел – 0,8ЛЖ» – четыре года.

Среднегодовые нагрузки и время работы паровых котлов:

№ 1 – Q₁ = 1,1 Гкал/ч при Т₁ = 5000 ч;

№ 2 – Q₂ = 1,42 Гкал/ч при Т₂ = 3800 ч.

В соответствии с приложениями 7 и 8 при работе на природном газе:

= 90 – 0,6 = 89,4 % – для котла № 1;

= 90 – 0,6 = 89,4 % – для котла № 2.

Среднегодовые нагрузки и время работы водогрейных котлов:

№ 3 – Q₃ = 0,18 Гкал/ч при Т₃ = 4872 ч;

№ 4 – в резерве;                                       

№ 5 – Q₅ = 0,54 Гкал/ч при T₅ = 4872 ч.

В соответствии с приложениями 6 и 9:

= 81 – 2 = 79 % – для котла № 3;

= 89 – 0 = 89 % – для котла № 5.

1. Средневзвешенный за год КПД группы паровых котлов:

2. Норматив расхода теплоты на собственные нужды для группы паровых котлов (по приложению 10 при работе на природном газе):

= 3 %.

3. КПД «нетто» паровой части котельной:

= 89,4 · (1 – ) = 86,72 %.

4. Годовая норма удельного расхода топлива на отпуск тепловой энергии паровой частью котельной (работа на природном газе):

= · 100 = 164,74 кг у.т./Гкал.

При планируемом на рассматриваемый год отпуске теплоты от паровой части по кварталам: I кв. – 3810; II кв. – 2180; III кв. – 1636; IV кв. – 3270 Гкал. С учетом данных за предыдущие годы принимаются следующие квартальные нормы: I кв. – 164,2; II кв. – 165,2; III кв. – 165,7; IV кв. – 164,6 кг у.т./Гкал.

5. Средневзвешенный КПД группы водогрейных котлов:

6. Норматив расхода теплоты на собственные нужды для группы водогрейных котлов при работе на ПБТ (по приложению 10):

= 3 %.

7. КПД «нетто» водогрейной части котельной:

= 86,47 · (1 – ) = 83,6 %.

8. Годовая норма удельного расхода топлива на отпуск тепловой энергии водогрейной частью котельной при работе на ПБТ:

= · 100 = 170,35 кг у.т./Гкал.

При планируемом на рассматриваемый год отпуске теплоты от водогрейной части по кварталам: I кв. – 1580; II кв. – 700; III кв. – не раб.; IV кв. – 1228 Гкал. С учетом данных за предыдущие годы принимаются следующие квартальные нормы: I кв. – 169,5; II кв. – 172,6; III кв. – не раб.; IV кв. – 170,1 кг у.т./Гкал.

2.2. Пример 2

В котельной установлены два паровых котла Е-1/9-2Г (№ 1, 2) и 3 водогрейных котла «Универсал-6» (№ 3, 4, 5). Все котлы работают на природном газе. Водогрейные котлы в III кв. не работают.

Паровые котлы не оснащены экономайзерами. Срок эксплуатации котлов «Универсал-6» – 12 лет.

Среднегодовые нагрузки и время работы котлов Е-1/9-2Г:

№ 1 – Q₁ = 0,5 Гкал/ч при Т₁ = 6200 ч;

№ 2 – Q₂ = 0,2 Гкал/ч при Т₂ = 2300 ч.

В соответствии с приложениями 7 и 8 (значения КПД и поправки на эксплуатационные условия):

= 86 – 0,6 = 85,4 %;

= 86 – 0,6 = 85,4 %.

Среднегодовые нагрузки и время работы водогрейных котлов «Универсал-6»:

№ 3 – Q₃ = 0,2 Гкал/ч при T₃ = 4872 ч;

№ 4 – в резерве;                                     

№ 5 – Q₅ = 24 Гкал/ч при Т₅ = 4872 ч.

В соответствии с приложениями 6 и 9 (значения КПД и поправки на срок эксплуатации):

для котлов «Универсал-6»:

= = 82,5 – 3 = 79,5 %.

1. Средневзвешенный КПД группы паровых котлов:

2. Норматив расхода теплоты на собственные нужды для группы однотипных паровых котлов (по приложению 10):

= 3,5 %.

3. КПД «нетто» паровой части котельной:

= 85,4 · (1 – ) = 82,41 %.

4. Годовая норма удельного расхода топлива на отпуск тепловой энергии паровой частью котельной (работа на природном газе):

= · 100 = 173,35 кг у.т./Гкал.

5. Средневзвешенный КПД группы водогрейных котлов:

6. Норматив расхода теплоты на собственные нужды для группы водогрейных котлов при работе на ПБТ (по приложению 10):

= 1,5 %.

7. КПД «нетто» водогрейной части котельной:

= 79,5 · (1 – ) = 78,3 %.

8. Годовая норма удельного расхода топлива на отпуск тепловой энергии водогрейной частью котельной:

= · 100 = 182,43 кг у.т./Гкал.

9. Средневзвешенный годовой удельный расход топлива на отпуск тепловой энергии котельной (при работе всех котлов на одном виде топлива – природном газе):

При планируемом на рассматриваемый год отпуске теплоты от паровых котлов по кварталам: I кв. – 1070; II кв. – 890; III кв. – 530; IV кв. – 1070 Гкал. С учетом данных за предыдущие годы принимаются следующие квартальные нормы: I кв. – 173,0; II кв. – 174,0; III кв. – 174,9; IV кв. – 173,2 кг у.т./Гкал.

При планируемом на рассматриваемый год отпуске теплоты от водогрейных котлов по кварталам: I кв. – 900; II кв. – 424; III кв. – не раб.; IV кв. – 820 Гкал. С учетом данных за предыдущие годы принимаются следующие квартальные нормы: I кв. – 182,0; II кв. – 183,8; III кв. – не раб., IV кв. – 182,2 кг у.т./Гкал.

В результате средневзвешенные квартальные нормы в целом по котельной:

I кв. b_уд = = 177,15 кг у.т./Гкал;

II кв. b_уд = = 177,16 кг у.т./Гкал;

III кв. b_уд = 174,9 кг у.т./Гкал;

IV кв. b_уд = = 177,1 кг у.т./Гкал.

3.1. Пример 1

Определить годовую норму удельного расхода электроэнергии на отпуск тепловой энергии отопительной котельной с тремя котлоагрегатами ДКВР-4/13 при работе на природном газе.

Установленная тепловая мощность котельной – 7,2 Гкал/ч.

Котельная обеспечивает тепловую нагрузку отопления и горячего водоснабжения. Годовой отпуск тепловой энергии котельной –  = 14 200 Гкал/год.

В котельной установлены:

– питательные насосы – 3 шт. с электродвигателями мощностью по 30 кВт;

– дымососы – 3 шт. с электродвигателями мощностью по 14 кВт;

– дутьевые вентиляторы – 3 шт. с электродвигателями мощностью по 4,5 кВт;

– насосы перекачки соляного раствора – 2 шт. с электродвигателями мощностью по 2,8 кВт;

– подпиточные насосы – 2 шт. с электродвигателями мощностью по 4,5 кВт;

– сетевые насосы – 2 шт. с электродвигателями мощностью по 55 кВт;

– насосы горячего водоснабжения – 2 шт. с электродвигателями мощностью по 14 кВт;

– конденсатные насосы – 2 шт. с электродвигателями по 7,5 кВт;

– приводы задвижек, питание КИП и А общей мощностью 3 кВт;

– светильники – 10 шт. мощностью по 100 Вт.

Продолжительность работы:

– питательных насосов, дымососов и дутьевых вентиляторов – по 4872 ч (2 шт.) и 3800 ч (1 шт.);

– перекачки соляного раствора и подпиточных – по 2000 ч (1 шт.);

– сетевых насосов – 4872 ч (1 шт.);

– насосов горячего водоснабжения – 3800 ч (1 шт.);

– конденсатных насосов – 2200 ч (1 шт.);

– приводов, КИП и А – 3000 ч;

– светильников – 3000 ч. 

Коэффициенты использования мощности всех электродвигателей k_i = 0,5, коэффициент спроса светильников k_c = 0,8.

1. Расход электроэнергии на технологические нужды определяется по формуле (5.2):

Э_т = 2 x 30 x 0,5 x 4872 + 1 x 30 x 0,5 x 3800 + 2 x 14 x 0,5 x 4872 + 1 x 14 x 0,5 x 3800 + 2 x
х 4,5 x 0,5 x 4872 + 1 x 4,5 x 0,5 x 4872 + 1 x 2,8 x 0,5 x 2000 + 1 x 4,5 x 0,5 x 2000 + 1 x 55 x
х 0,5 x 4872 + 1 x 14 x 0,5 x 3800 + 1 x 7,5 x 0,5 x 2200 + 3 x 0,5 x 3000 = 511 484 кВт·ч.

2. Расход электроэнергии на бытовые нужды определяется по формуле (5.3):

Э_быт = 10 x 0,1 x 0,8 x 3000 = 2400 кВт·ч.

3. Норма удельного расхода электроэнергии на отпуск тепловой энергии котельной определяется по формуле (5.4):

Э_н = = 36,2 кВт·ч/Гкал.

3.2. Пример 2

Определить годовую норму удельного расхода электроэнергии на отпуск тепловой энергии водогрейной котельной с чугунными секционными котлами «Минск-1» (2 шт.) при работе на печном бытовом топливе (ПБТ).

Номинальная мощность котельной 0,676 Гкал/ч, отпуск тепловой энергии –  = 1350 Гкал.

Электрооборудование котельной:

– сетевой насос № 1 – 1 шт. с электродвигателем мощностью 7,5 кВт;

– сетевой насос № 2 – 1 шт. с электродвигателем мощностью 4 кВт;

– форсунки – 2 шт. с приводами мощностью по 1,1 МВт;

– светильники – 5 шт. мощностью по 100 Вт.

Продолжительность работы.

– сетевой насос № 1 – 4672 ч;

– сетевой насос № 2 – 200 ч;

– форсунки – 4872 ч (2 шт.);

– светильники – 2400 ч. 

Коэффициенты использования мощности всех электродвигателей k_i = 0,5, коэффициент спроса светильников k_c = 0,7.

1. Расход электроэнергии на технологические нужды определяется по формуле (5.3):

Э_п = 7,5 x 0,5 x 4672 + 4 x 0,5 x 200 + 2 x 1,1 x 0,5 x 4872 = 23 279 кВт·ч.

2. Расход электроэнергии на бытовые нужды определяется по формуле (5.3):

Э_быт = 5 x 0,1 x 0,7 x 2400 = 840 кВт·ч.

3. Норма удельного расхода электроэнергии на отпуск тепловой энергии котельной определяется по формуле (5.4):

Э_н = = 17,86 кВт·ч/Гкал.

ТЕМПЕРАТУРНЫЕ УРОВНИ ПОДОГРЕВА ЖИДКИХ ТОПЛИВ

Наименование операций, емкости	Уровни подогрева, °С при марках топлива
ДТ-1, ДТ-2 Мазут Ф-5, Ф-12, Ф-20	ДТ-3 Мазут 20	Мазут 40 60	Мазут 80 100	Мазут 200
1. При сливе из ж/д и автомобильных цистерн, бункеров и др.	20–25	25–30	30–35	35–45	45–50
2. В стационарных резервуарах, цистернах в момент выдачи топлива	30–35	35–40	40–45	45–50	50–60
3. То же, при хранении топлива	15–20	20–25	30–40	40–45	45–50
4. Отстойники (с выдержкой топлива)	45–50	50–55	55–60	60–65	70–80
5. При сепарации и фильтрации	50–60	60–65	70–75	80–85	90–95
6. В расходных баках	25–35	40–45	45–50	55–65	70–80
7. При распыливании форсунками	25–35	45–50	70–80	90–120	130–140

КОЛИЧЕСТВО ТОПЛИВА НА РАСТОПКИ КОТЛОАГРЕГАТОВ

Поверхность нагрева, м2	Количество топлива, кг у.т. на одну растопку при длительности простоя перед растопкой, ч
2	6	12	18	24	48	более 48
До 50	10	25	50	75	100	200	300
51–100	17	50	100	150	200	400	600
101–200	34	100	200	300	400	600	1200
201–300	52	150	300	450	600	1200	1800
301–400	68	200	400	650	800	1600	2400
401–500	85	250	500	750	1000	2000	3000
501–600	102	300	600	800	1200	2400	3600

СРЕДНЕМЕСЯЧНЫЕ ТЕМПЕРАТУРЫ НАРУЖНОГО ВОЗДУХА ПО ОБЛАСТЯМ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ

Месяцы года	Температуры по областям, °C
Брестская	Витебская	Гомельская	Гродненская	Минская	Могилевская
Январь	–4,5	–7,9	–7,0	–5,1	–6,9	–7,6
Февраль	–3,5	–7,2	–6,1	–4,4	–6,2	–6,9
Март	0,7	–2,7	–1,5	–0,5	–2,0	–2,3
Апрель	7,3	5,1	6,6	6,3	5,5	5,5
Май	13,6	12,6	13,9	12,9	12,7	12,9
Июнь	16,7	16,0	17,0	16,1	16,0	16,3
Июль	18,4	17,8	18,5	17,8	17,7	18,0
Август	17,4	16,2	17,4	16,7	16,3	16,5
Сентябрь	13,3	11,1	12,5	12,5	11,6	11,6
Октябрь	7,7	5,3	6,5	7,0	5,8	5,4
Ноябрь	2,6	–0,3	0,7	1,7	0,2	–0,1
Декабрь	–1,8	–5,1	–4,1	–2,7	–4,3	–4,9

СРЕДНИЕ КАЛОРИЙНЫЕ ЭКВИВАЛЕНТЫ ДЛЯ ПЕРЕВОДА НАТУРАЛЬНОГО ТОПЛИВА В УСЛОВНОЕ

Вид топлива	Единица измерения	Калорийный эквивалент
Угли
Донецкий	т	0,876
Подмосковный	т	0,335
Кузнецкий	т	0,867
Воркутинский	т	0,822
Интинский	т	0,649
Свердловский	т	0,585
Нерюнгринский	т	0,815
Канско-Ачинский	т	0,516
Карагандинский	т	0,726
Экибастузский	т	0,628
Силезский	т	0,800
Львовско-Волынский	т	0,764
Челябинский	т	0,552
Кизеловский	т	0,684
Украинский бурый
Торф топливный
Фрезерный (при условной влажности 40 %)	т	0,34
Кусковой (при условной влажности 33 %)	т	0,41
Торфяные брикеты (при условной влажности 16 %)	т	0,60
Торфяные полубрикеты (при условной влажности 28 %)	т	0,45
Брикеты и полубрикеты (при условной влажности 15 %)	т	0,56
Торфяная крошка (при условной влажности 40 %)	т	0,37
Дрова
Дрова смешанные	Плотный м3	0,266
То же	Складской м3	0,186
Граб	Складской м3	0,29
Ясень	Складской м3	0,274
Дуб	Складской м3	0,285
Клен	Складской м3	0,262
Бук	Складской м3	0,253
Береза	Складской м3	0,23
Вяз	Складской м3	0,25
Лиственница	Складской м3	0,221
Сосна	Складской м3	0,208
Ольха	Складской м3	0,193
Ель	Складской м3	0,178
Осина	Складской м3	0,183
Липа	Складской м3	0,179
Пихта	Складской м3	0,175
Тополь	Складской м3	0,146
Древесные отходы
Древесные обрезки, стружка и опилки	т
Сучья, хвоя, щепа	Складской м3	0,36
Пни	Складской м3	0,05
Кора	т	0,12
Древесные опилки	Складской м3	0,42
Шпалы и рудничная стойка, пришедшие в негодность	Плотный м3	0,11
Нефтепродукты
Нефть сырая, газовый конденсат	т	1,43
Мазут топочный	т	1,37
Мазут флотский	т	1,43
Моторное топливо	т	1,43
Дизельное топливо	т	1,45
Печное бытовое топливо	т	1,45
Топливо газотурбинное	т	1,45
Бензин (автомобильный, авиационный)	т	1,49
Керосин (тракторный, осветительный, авиационный)	т	1,47
Нефтебитум	т	1,35
Газообразное топливо
Газ природный	1000 м3	1,15
Газ попутный нефтяной	1000 м3	1,32
Газ сжиженный	т	1,57
Газ нефтепереработки сухой	т	1,50
Газ подземной газификации	1000 м3	0,11
Сланцы (эстонские и ленинградские)
Рассортированные 125–400, 25–125, 30–125	т	0,324
Рассортированные 0–25, 0–30 и рядовые 0–300	т	0,30
Прочие
Лигниты	т	0,27
Кокс металлический сухой 25 мм и выше	т	0,99
Коксик (10–25 мм) – на сухой вес	т	0,93
Коксовая мелочь (0–10 мм) – на сухой вес	т	0,90
Костра льняная (влажностью 10 %)	т	0,50
Солома (влажностью 10 %)	т	0,50

КОЭФФИЦИЕНТЫ ПОЛЕЗНОГО ДЕЙСТВИЯ ВОДОГРЕЙНЫХ КОТЛОВ*

Типы котлов	КПД, %, при работе на
газообразном топливе	жидком топливе	твердом топливе
мазут	ПБТ, дизельное и др.	каменный уголь	бурый уголь	торф, брикеты	дрова и другие отходы
АВ-2	81,0	79,0	79,5	71,5	68,0	67,0	60,0
АВ-3	93,0	–	–	–	–	–	–
АВ-4	92,0	–	–	–	–	–	–
АВ-5	91,0	91,0	91,0	–	–	–	–
АПВ-3	91,0	91,0	91,0	–	–	–	–
Братск	90,3	–	–	73,0	70,0	–	–
ВА-500, ВА-800, ВА-1200, ВА-2000, ВА-3000	96,0	94,0	94,0	–	–	–	–
ВА-1000	91,0	90,0	90,0	–	–	–	–
ВА-1700	91,0	90,0	90,0	–	–	–	–
ВА-2500	91,0	90,0	90,0	–	–	–	–
ВК-21	91,0	–	–	–	–	–	–
ВНИИСТО	80,0	76,0	77,0	70,0	68,0	65,0	62,0
ГАЗ-900	93,0	–	–	–	–	–	–
КБН-Г	92,0	–	–	–	–	–	–
КИРОВЕЦ	–	–	–	71,0	68,0	65,0	62,0
КВ-1Г	92,0	–	–	–	–	–	–
КВ-0,12КС, КВ-0,25КС, КВ-0,75КС	–	–	91,0	–	–	–	–
КВ-400Г, КВ-750/95Г, КВ-1100Г	90,0	–	–	–	–	–	–
КВ-400Ж, КВ-750/95Ж, КВ-1100Ж, ВК-21	–	90,0	90,0	–	–	–	–
КВ-400Т	–	–	–	–	75,0	75,0	75,0
КВ-ГМ-0,4-4,5, КВ-0,8КС, КВ-ГМ-1,1-95	–	90,0	90,0	–	–	–	–
КВТ-0,3	–	–	–	82,0	82,0	82,0	82,0
КВ-0,115 – КВ-0,25	–	–	90,0	–	–	–	–
КВ-0,25Г, КВ-0,75Г, КВ-3,0Г	92,0	–	–	–	–	–	–
КВ-ГМ-04-95	91,0	91,0	91,0	–	–	–	–
КВ-0,8Ж	–	91,0	91,0	–	–	–	–
КВ-0,25	90,0	–	–	–	–	–	–
КВЖ-0,25	–	–	90,0	–	–	–	–
КВТ-0,12	–	–	–	75,0	73,0	70,0	70,0
КВТ-0,25	–	–		75,0	73,0	70,0	70,0
КуВ-0,36Г	90,0	–	–	–	–	–	–
КВ-0,36Т	–	–	–	75,0	73,0	70,0	70,0
КСВ-3,15 (ВК-22)	90,0	–	–	–	–	–	–
КВГ-0,7	93,0	–	–	–	–	–	–
КВГ-1,1	93,0	–	–	–	–	–	–
КВГ-4,65	91,0	–	–	–	–	–	–
КВГ-7,56	93,0	–	–	–	–	–	–
КВЖ-0,8	92,0	92,0	92,0	–	–	–	–
КВЖ-1,1	92,0	92,0	92,0	–	–	–	–
КВЖ-1,7	–	–	–	80,0	80,0	80,0	80,0
КВЖ-2,0	92,0	91,0	–	–	–	–	–
КВЖ-3,5	92,0	91,0	–	–	–	–	–
КВЖ-5,0	92,0	91,0	–	–	–	–	–
КВТ-0,5	–	–	–	82,0	82,0	82,0	82,0
КВТ-1	–	–	–	82,0	82,0	82,0	82,0
КВТ-2	–	–	–	82,0	82,0	82,0	82,0
КВТ-3	–	–	–	82,0	82,0	82,0	82,0
КВТ-4	–	–	–	82,0	82,0	82,0	82,0
КВГМ-0,5	92,0	91,0	–	–	–	–	–
КВГМ-1	92,0	91,0	–	–	–	–	–
КВГМ-2	92,0	91,0	–	–	–	–	–
КВГМ-3	92,5	90,0	90,0	–	–	–	–
КВГМ-4	92,0	90,0	90,0	–	–	–	–
КВГМ-6,5	92,0	90,0	90,0	–	–	–	–
КВ-Г-4	92,2	–	–	–	–	–	–
КВ-ГМ-4	93,9	90,4	–	–	–	–	–
КВ-ГМ-6,5	94,1	90,2	–	–	–	–	–
КВ-ГМ-10	92,0	88,0	–	–	–	–	–
КВ-ГМ-20	89,0	87,0	–	–	–	–	–
КВ-ГМ-30	89,0	87,0		–	–	–	–
КВ-ГМ-50	92,5	91,1	–	–	–	–	–
КВ-ГМ-100	93,0	92,0	–	–	–	–	–
КВ-ГМ-180	88,8	87,3	–	–	–	–	–
КВ-ТС-1	85,0	82,0	83,0	75,0	73,0	70,0	68,0
КВ-ТС-4,0	–	–	–	81,9	81,1	–	–
КВ-ТС-6,5	–	–	–	82,2	82,1	–	–
КВ-ТС-10	–	–	–	80,9	–	–	–
КВ-ТС-20	–	–	–	80,7	–	–	–
КВ-ТС-30	–	–	–	80,6	80,6	–	–
КВ-ТС-50	–	–	–	85,2	85,2	–	–
КВ-ТСВ-10	–	–	–	–	82,8	–	–
КВ-ТСВ-20	–	–	–	–	82,5	–	–
КВ-ТКВ-30	–	–	–	–	81,5	–	–
КВ-ТК-50	–	–	–	–	87,5	–	–
КВ-ТК-100	–	–	–	89,7	–	–	–
КВ-ДК-04-95	–	–	–	83,0	83,0	83,0	83,0
КСВ-011	–	–	–	76,0	76,0	76,0	76,0
КСВ-063	–	–	–	81,0	81,0	81,0	81,0
МГ-2	80,0	78,0	79,0	70,0	68,0	65,0	62,0
МИНСК-1	83,0	80,0	81,0	72,0	69,0	66,0	63,0
НИИСТУ-5	80,0	77,0	78,0	70,0	67,0	64,0	61,0
НРЧ	77,0	70,0	71,0	57,0	55,0	53,0	51,0
НР-17, НР-18	80,0	77,0	78,0	70,0	68,0	67,0	63,0
ПТВМ-30М	90,1	87,9	–	–	–	–	–
ПТВМ-50	89,6	87,8	–	–	–	–	–
ПТВМ-100	88,6	86,8	–	–	–	–	–
ПТВМ-180	88,8	87,3	–	–	–	–	–
СН-250 – СН-500	–	–	–	–	–	–	по паспорту
ТВГ-0,75	89,0	85,0	86,0	–	–	–	–
ТВГ-1,5	88,0	–	–	–	–	–	–
ТВГ-2,5	85,0	81,0	82,0	–	–	–	–
ТВГ-4,0	91,0	86,0	87,0	–	–	–	–
ТВГ-8,0	90,0	–	–	–	–	–	–
ТВГ-4р	91,0	–	–	–	–	–	–
ТВГ-8м	90,0	87,0	88,0	–	–	–	–
ТПВ-150 – ТПВ-3000	91,0	90,0	90,0	–	–	–	–
ТГ-3	92,0	91,0	90,0	–	–	–	–
ТВГМ-30	89,9	88,1	–	–	–	–	–
ТУЛА-1	81,0	76,0	77,0	71,0	68,0	66,0	63,0
ТУЛА-3	82,0	78,0	79,0	72,0	69,0	67,0	64,0
УНИВЕРСАЛ-3	80,0	69,0	70,0	66,0	64,0	61,0	62,0
УНИВЕРСАЛ-4	79,0	71,0	72,0	68,0	66,0	63,0	61,0
УНИВЕРСАЛ-5	81,5	76,0	77,0	70,0	68,0	66,0	64,0
УНИВЕРСАЛ-6	82,5	78,0	79,0	70,5	69,0	67,0	65,0
УНИВЕРСАЛ-6м	83,0	79,0	80,0	71,0	69,0	68,0	66,0
ФАКЕЛ-Г	91,0	–	–	–	–	–	–
ФАКЕЛ-0,8ЛЖ	–	87,0	89,0	–	–	–	–
Э5-Д	81,0	78,0	79,0	70,0	67,0	64,0	62,0
ЭНЕРГИЯ-3	82,0	77,5	79,0	71,0	68,0	65,0	63,0
ЭНЕРГИЯ-6	83,0	79,0	80,0	72,0	70,0	67,0	64,0
WK-200 – WK-3000	91,0	–	–	–	–	–	–
Котлы зарубежного производства, применяемые в Республике Беларусь
Фирмы «Виссманн» (Германия)
Paromat Simplex
– 250–500 кВт	95,0	–	92,0	–	–	–	–
– 1–2 МВт	95,0	–	95,0	–	–	–	–
Фирмы «Будерус» (Германия)
G, SK	92,0	–	92,0	–	–	–	–
Фирмы «Лоос Интернейшнл» (Германия)
UT	99,0	–	95,0	–	–	–	–
UN-H	92,0	–	92,0	–	–	–	–
UT-1A	99,0	–	99,0	–	–	–	–
Фирмы «Новитер Ой» (Финляндия)
NWT	95,0	–	95,0	–	–	–	–
Фирмы «Ди Дитрих» (Франция)
GT	92,0	–	92,0	–	–	–	–
Фирмы «Нанетти» (Италия)
ASB, BHR	92,0	–	92,0	–	–	–	–
Фирмы «Эй-Си-Vи» (Бельгия)
CA	92,0	–	92,0	–	–	–	–
Heat Master	94,0	–	94,0	–	–	–	–
Фирмы «Конт» (Франция)
FC	–	–	–	–	–	–	85,0
CH	–	–	–	–	–	–	80,0

______________________________

*При работе котлов на других видах топлива, КПД которых не приведены в данной таблице, или для вновь выпускаемых котлов КПД следует принимать из паспортов или результатов испытаний котлов.

КОЭФФИЦИЕНТЫ ПОЛЕЗНОГО ДЕЙСТВИЯ ПАРОВЫХ КОТЛОВ*

Типы котлов	КПД в % при работе на
газообразном топливе	жидком топливе	твердом топливе
мазут	ПБТ, дизельное и др.	каменный уголь	бурый уголь	торф, брикеты	дрова и другие отходы
Не оборудованных экономайзерами
АП-5	89,8	89,8	89,8	–	–	–	–
АПВ-3	91,5	91,5	91,5	–	–	–	–
БАБКОК-ВИЛЬКОКС	86,0	83,0	–	68,0	66,6	63,0	60,0
БЭМ-4-1,3ГМ, БЭМ-6,5-1,3ГМ, БЭМ-10-1,3ГМ	92,0	92,0	92,0	–	–	–	–
ВВД-80/13, ВВД-140/13, ВВД-200/13	70,0	68,0	–	65,0	63,0	60,0	–
ВГД-16/8, ВГД-28/8, ВГД-40/8	78,6	–	–	57,0	–	–	–
ВНИИСТО	75,0	72,0	73,0	65,0	63,0	60,0	57,0
Д-721Г-Ф	90,0	–	–	–	–	–	–
Д-900	–	–	82,0	–	–	–	–
ДКВ-2/8, ДКВ-4/13, ДКВ-6,5/13, ДКВ-10/13	72,0	70,0	–	68,0	65,0	63,0	60,0
Е-1-0,9ГМ-Д	89,0	88,0	88,0	87,0	87,0	87,0	87,0
Е-2,5-0,9ГМ-Д	90,0	89,0	89,0	–	–	–	–
Е-0,4-0,17Г	93,5	–	–	–	–	–	–
Е-1-0,9ГН	89,0	–	–	–	–	–	–
Е-1-0,9МН	–	–	89,0	–	–	–	–
Е-1,6-0,9ГН	89,0	–	–	–	–	–	–
Е-0,4/9т	–	–	–	72,0	70,0	68,0	66,0
Е-1/9-1т	–	–	–	71,0	70,0	68,0	66,0
Е-1/9-2т	–	–	–	80,0	–	–	–
Е-1/9-2м	–	83,0	84,0	–	–	–	–
Е-1/9-2г	86,0	–	–	–	–	–	–
Е-0,4/9г (МЗК-8г)	86,0	–	–	–	–	–	–
Е-0,4/9ж (МЗК-8ж)	–	83,0	84,0	–	–	–	–
Е-0,4/9ж (МЗК-3ж)	–	81,0	82,0	–	–	–	–
Е-1/9г (МЗК-7г)	86,0	–	–	–	–	–	–
Е-1/9ж (МЗК-7ж)	–	83,0	84,0	–	–	–	–
Е-1/9т (ММЗ-1)	–	–	–	71,0	–	–	–
Е-1/9-1г (ММЗ-1г)	86,0	–	–	–	–	–	–
Е-1/9-1м (ММЗ-1м)	–	82,0	83,0	–	–		–
КВ-300Л	–	–	90,0	–	–	–	–
КВ-200, КВ-200М	77,0	74,0	75,0	70,0	68,0	66,0	63,0
КВ-300, КВ-300М	77,0	74,0	75,0	71,0	70,0	67,0	64,0
КГ-Ф-1000	90,0	–	–	–	–	–	–
КМ-2,5-0,6-1	–	–	84,4	–	–	–	–
КМ-2,5-0,6-Р	–	–	–	–	80,0	–	80,0
КП-1,0-0,25Г	90,0	–	–	–	–	–	–
КПА-500г	80,0	–	–	–	–	–	–
КПА-500ж	–	79,0	80,0	–	–	–	–
КПЖ-1-0,8ГМ, КПЖ-1,6-0,8ГМ, КПЖ-2,5-0,8ГМ, КПЖ-4-0,8ГМ, КПЖ-6,5-0,8ГМ	87,0	87,0	87,0	–	–	–	–
КПТ-0,25	–	–	–	75,0	73,0	72,0	70,0
КП-0,25КС	–	–	90,0	–	–	–	–
КП-0,36КС	–	–	90,0	–	–	–	–
КП-1,0-0,6	–	–	90,0	–	–	–	–
КП-300Ж	–	–	91,0	–	–	–	–
КП-500Ж	–	–	90,0	–	–	–	–
КП-100Ж	–	–	90,0	–	–	–	–
КП-0,25Г	90,0	–	–	–	–	–	–
КП-0,35Г	90,0	–	–	–	–	–	–
КП-300Г	91,0	–	–	–	–	–	–
КП-500Г	90,0	–	–	–	–	–	–
КП-1,0-0,6Г	90,0	–	–	–	–	–	–
КП-1000Г	92,0	–	–	–	–	–	–
КП-2,5-0,6Г	90,0	–	–	–	–	–	–
КП-4,0-0,6Г	90,0	–	–	–	–	–	–
КП-0,25	–	–	–	–	75,0	–	–
КЖФ-300Т	–	–	–	–	78,0	–	–
КП-500Т	–	–	–	–	78,0	–	–
КРШ-2/8, КРШ-4/13	74,0	72,0	73,0	69,0	68,0	66,0	65,0
КРШ-6,5/13	75,0	73,0	74,0	70,0	69,0	67,0	66,0
КОРНВАЛИЙСКИЕ, ЛАНКАШИРСКИЕ	63,0	58,0	–	58,0	54,0	–	–
КТ-500	–	–	–	78,0	76,0	76,0	76,0
МГ-2	75,0	73,0	74,0	70,0	63,0	60,0	57,0
МИНСК-1	78,0	75,0	76,0	72,0	64,0	61,0	58,0
НИИСТУ-5	74,0	73,0	74,0	63,0	62,0	59,0	56,0
МЗК-1г, МЗК-2г	83,0	–	–	–	–	–	–
МЗК-1ж, МЗК-2ж	–	82,0	83,0	–	–	–	–
МЗК-3г	85,0	–	–	–	–	–	–
МЗК-3ж	–	81,0	82,0	–	–	–	–
МЗК-6г	85,0	–	–	–	–	–	–
МЗК-6ж	–	81,0	82,0	–	–	–	–
МЗК-8г	86,0	–	–	–	–	–	–
МЗК-8ж	–	83,0	84,0	–	–	–	–
МЗК-9г	85,0	–	–	–	–	–	–
МЗК-11г	89,0	86,0	87,0	–	–	–	–
ММЗ-0,4/8, ММЗ-0,7/8	72,0	69,0	70,0	69,0	68,0	–	–
ММЗ-0,4/9	72,0	69,0	70,0	65,0	64,0	–	–
ММЗ-IV-0,8/9, ММЗ-V-0,8/9	70,0	64,0	65,0	60,0	60,0	–	–
ММЗ-0,8/8, ММЗ-0,8/9, ММЗ-III-0,8/9	72,0	69,0	70,0	68,0	68,0	–	–
ПА-1500, 2000, 2500, 3000, 4000, 7000, 12000	91,0	90,0	–	–	–	–	–
ПКБМ	–	83,3	–	–	–	–	–
ПКБС	–	–	–	80,1	–	–	–
ПКИ-2, ПКИ-1с	80,0	77,0	–	–	–	–	–
ПКН-3Г	85,0	–	–	–	–	–	–
ПКН-3М	–	82,0	–	–	–	–	–
ПКН-20М	–	72,0	–	–	–	–	–
ППК-700	–	–	80,0	–	–	–	–
ППК-1600	–	–	81,0	–	–	–	–
Локомобильные котлы:
П-1, П-3, П-25, П-38, П-75	63,0	61,0	–	58,0	57,0	–	–
СК, СТ, СТК, ЛМ	64,0	63,0	–	59,0	58,0	–	–
Паровозные котлы (ориентировочно):
Щ, О, 52, Е, Э, СУ	84,0	80,0	–	–	–	–	–
СО, Л, ТУ, ФД	80,0	77,0	–	66,0	64,0	–	–
УНИВЕРСАЛ	77,0	71,0	72,0	66,0	63,0	61,0	60,0
ШУХОВА, ШУХОВА-БЕРЛИНА	72,0	69,0	–	68,0	67,0	–	–
ШС-1/8, ШС-2/8, ШС-3/8, ШС-4/8	70,0	67,0	–	65,0	63,0	–	–
Э5-Д	76,0	73,0	74,0	65,0	62,0	60,0	58,0
ЭНЕРГИЯ	78,0	73,0	75,0	68,0	64,0	61,0	60,0
Оборудованных экономайзерами
БМ-35РФ	90,0	90,0	–	–	–	–	–
Б-35-40	–	–	–	–	87,5	–	–
БГМ-35-М	91,6	88,6	–	–	–	–	–
БКЗ-75-39ФБЖ	–	–	–	89,9	–	–	–
БКЗ-75-39ФБ	–	–	–	–	84,0	–	–
БКЗ-75-39К	–	–	–	–	–	–	80,0
БКЗ-75-39КМ	–	–	–	–	–	–	80,2
БКЗ-75-39ГМА	92,4	90,4	–	–	–	–	–
БКЗ-75-39(ун)	90,4	89,5	–	–	–	–	–
ДЕ-4-14ГМ	90,9	89,6	–	–	–	–	–
ДЕ-6,5-14ГМ	91,1	89,8	–	–	–	–	–
ДЕ-10-14ГМ	92,1	91,0	–	–	–	–	–
ДЕ-16-14ГМ	91,9	90,9	–	–	–	–	–
ДЕ-25-14ГМ	92,3	91,1	–	–	–	–
ДКВ-2/8, ДКВ-4/13, ДКВ-6,5/13, ДКВ-10/13	87,0	85,0	–	80,0	78,0	76,0	74,0
ДКВР-2,5/13	90,0	89,6	–	81,9	75,0	81,5	80,5
ДКВР-4/13	90,8	89,6	–	82,1	75,5	82,0	81,5
ДКВР-6,5/13	91,8	89,0	–	83,1	78,0	82,7	82,5
ДКВР-10/13	91,8	89,5	–	83,5	76,0	85,0	82,1
ДКВР-20/13	90,6	90,0	–	83,5	79,0	85,4	–
ДКВР-35/13	89,6	86,7	–	85,3	82,0	–	–
ДКВР-6,5/23	–	–	–	83,1	–	–	–
ДКВР-10/23	–	–	–	83,1	–	–	–
ДКВР-20/23	–	–	–	83,5	–	–	–
ГМ-50	91,6	91,6	–	–	–	–	–
ГМ-50-1	93,0	92,0	–	–	–	–	–
ГМ-50-14	92,0	91,0	–	–	–	–	–
ГМ-50-14/250	92,0	91,0	–	–	–	–	–
Е-35-40 (ун)	91,6	91,5	–	–	–	–	–
К-35-40	–	–	–	89,0	–	–	–
К-50-40-1	–	–	–	91,0	89,4	88,0	–
К-50-40/14	–	–	–	91,0	87,2	–	–
КЕ-2,5-14С	–	–	–	83,3	81,5	–	–
КЕ-4-14С	–	–	–	81,2	80,7	–	–
КЕ-6,5-14С	–	–	–	82,3	81,7	–	–
КЕ-6,5-14МТ	89,8	89,7	–	–	–	–	79,5
КЕ-10-14С	–	–	–	83,4	82,0	–	–
КЕ-10-14МТ	90,3	90,2		–	–	–	79,7
КЕ-25-14С, КЕ-25-14-225С, КЕ-25-24С, КЕ-25-24-250С	–	–	–	86,9	86,4	–	–
КРШ-2/8, КРШ-4/13	86,0	83,0	–	78,0	77,0	–	–
КРШ-6,5/13	87,0	84,0	–	79,0	78,0	–	–
Т-35-40	–	–	–	–	–	83,0	–
Котлы зарубежного производства, применяемые в Республике Беларусь
Фирмы «ЛООС Интернейшнл» (Германия)
DF-150 – 1800	89,0	89,0	–	–	–	–	–
U-HD 500 – 4500	95,0	95,0	–	–	–	–	–
U-LS 2000 – 4000 и выше	95,0	95,0	–	–	–	–	–
U-LSX	95,0	95,0	–	–	–	–	–
Фирмы «Новитер Ой» (Финляндия)
NST различной мощности	92,5	92,5	–	–	–	–	–
Фирмы «Конт» (Франция)
АГ	–	–	–	–	–	–	80,0
Фирмы «КПА Уникон» (Финляндия)
ТТК, «НА»	91,0	–	91,0	–	–	–	–
Фирмы «Котлостроение» (Болгария)
ПК	90,0	–	90,0	–	–	–	–
Фирмы «GERTUS» (Германия)
«Junior»	89,0	–	89,0	–	–	–	–
«UNIVERSAL»	89,0	–	89,0	–	–	–	–
Фирмы «Фрелинг» (Германия)
DAH-P	90,0	–	90,0	–	–	–	–
DAH-G	90,0	–	90,0	–	–	–	–
Фирмы «Нанетти» (Италия)
Ivar-BLR	90,0	–	900	–	–	–	–
Ivar-GVA/M	900	–	90,0	–	–	–	–
Фирмы «Хеюрютекия»
ТТК	92,0	–	92,0	–	–	–	–
НА	92,0	–	92,0	–	–	–	–
ТТКV	92,0	–	92,0	–	–	–	–
АКU	92,0	–	92,0	–	–	–	–

______________________________

*При работе котлов на других видах топлива, КПД которых не приведены в данной таблице, или для вновь выпускаемых котлов КПД следует принимать из паспортов или результатов испытаний котлов.

ВЕЛИЧИНЫ ДОПУСКА НА ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ УСЛОВИЯ КОТЛОАГРЕГАТОВ

Тип котлоагрегата	Допуск в % при сжигании
газа	жидкого топлива	твердого топлива
Паровой	0,6	0,75	0,9
Водогрейный	0,5	0,65	0,8

ПОПРАВКИ К КПД НА СРОК ЭКСПЛУАТАЦИИ СТАРЫХ ТИПОВ ЧУГУННЫХ, ТРУБЧАТЫХ СВАРНЫХ И ЖАРОТРУБНЫХ КОТЛОВ

Типы котлов	Поправки к КПД при сроке эксплуатации
от 2 до 5 лет	свыше 5 лет
на газе	на жидком топливе	на твердом топливе	на газе	на жидком топливе	на твердом топливе
Чугунные
АВ-2, БРАТСК, ВНИИ-СТО, ГАЗ-900, КИРОВЕЦ (КВМ-0,63), КАРАГАНДА, МГ-2, МИНСК-1, НРЧ, ТУЛА, УНИВЕРСАЛ, Э-5Д, ЭНЕРГИЯ	1 1	2 2	2 2	3 3	4 4	4 4
Трубчатые сварные
НР-17, НР-18, НИИСТУ-5, НАДТОЧИЯ	1 2	2 2	2 2	3 1	– –	4 1
Жаротрубные
Д-721, Д-900, Д-563, Д-564, КВ-200, КВ-200М, КВ-300, КВ-300М, КИВЫИЛИ, КОРНВАЛИЙСКИЙ, ЛАНКАШИРСКИЙ	1 2	2 2	2 2	3 4	2 3	4 3

ОРИЕНТИРОВОЧНЫЕ НОРМАТИВЫ РАСХОДОВ ТЕПЛОТЫ НА СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ КОТЕЛЬНЫХ С СУММАРНОЙ УСТАНОВЛЕННОЙ МОЩНОСТЬЮ КОТЛОВ ОТ 0,5 ДО 10 Гкал/ч ВКЛЮЧИТЕЛЬНО

Для котельных с котлами	Нормативы собственных нужд в % при работе на
газе	жидком топливе	твердом топливе
мазут	ПБТ, ДТ	каменный уголь	бурый уголь	торф	дрова, древ. отходы
Паровыми
– типов:
АП, АПВ, БЭМ, ДЕ, ДКВ, ДКВР, КЕ, КПЖ, КМ, КРШ, ЛАНКАШИРСКИЕ, КОРНВАЛИЙСКИЕ, ПА, ШУХОВА, ШБ, ШС и др. паропроизводительностью более 2,5 т/ч	3–3,5	6–6,5	5–5,5	5–5,5	5–5,5	5–5,5	5–5,5
– типов:
Е, КМ, КПЖ, МЗК, ММЗ, ПА, ПКБМ, ПКБС, ПКН, ППК и др. паропроизводительностью менее 2,5 т/ч (до 1 т/ч включительно)	3,5–4	7–7,5	6–6,5	6–6,5	6–6,5	6–6,5	6–6,5
– локомобильными и паровозными типов:
ЛМ, П, СК, СТК, Е, Л, О, 52, СО, СУ, ТУ, Ф, ФД, Щ, Э и др.	2–2,5	4–4,5	3,5–4	3,5–4	3,5–4	3,5–4	3,5–4
– чугунными и стальными секционными, сварными трубчатыми и жаротрубными типов:
ВНИИСТО, Д, КВ, КГ-Ф, КПА, КПТ, КТ, МГ-2, МИНСК-1, НИИСТУ, УНИВЕРСАЛ, Э5-Д, ЭНЕРГИЯ и др. паропроизводительностью менее 1 т/ч	2–2,5	4–4,5	3–3,5	3–3,5	3–3,5	3–3,5	3–3,5
Водогрейными
– типов:
АВ-3, АВ-4, АВ-5, АПВ- 3, ВА, ВК, КБН-Г, КВ-Г, КВГ-4,65, КВГ-7,56, КВ-ГМ, КВГМ, КВЖ-3,5, КВЖ-5, КВ-ТС-4, КВ-ТС-6,5, КВТ-3, КВТ-4, КСВ, ТВГ-4, ТВГ-8, ТГ-3 и др. производительностью 3 Гкал/ч и выше	3–3,5	5–5,5	4–4,5	4–4,5	4–4,5	4–4,5	4–4,5
– типов:
КВ-1Г, КВ-0,8Ж, КВГ-1,1, КВГМ-1, КВГМ-2, КВЖ-0,8, КВЖ-1,1, КВЖ-1,7, КВЖ-2, КВТ-1, КВТ-2, КВ-ТС-1, ТВГ-0,75, ТВГ-1,5, ТВГ-2,5 и др. производительностью менее 3 Гкал/ч (до 1 Гкал/ч включительно)	2,5–3	4–4,5	3–3,5	3,5–4	3,5–4	3,5–4	3,5–4
– чугунными и стальными секционными, сварными трубчатыми и жаротрубными типов:
АВ-2, БРАТСК, ВНИИСТО, ГАЗ-900, КИРОВЕЦ, КВ-0,36Т, КВГ-0,25, КВГ-0,7, КВГМ-0,5, КВЖ-0,25, КВТ-0,12, КВТ-0,25, КВТ-0,5, КуВ-0,36Г, МГ-2, МИНСК-1, НИИСТУ-5, НРЧ, НР-17, НР-18, ТУЛА, УНИВЕРСАЛ, ФАКЕЛ, Э5-Д, ЭНЕРГИЯ и др. производительностью менее 1 Гкал/ч	1,5–2	3–3,5	2,5–3	3–3,5	3–3,5	3–3,5	3–3,5

СРЕДНЕСТАТИСТИЧЕСКИЕ ЗНАЧЕНИЯ УДЕЛЬНЫХ РАСХОДОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ОТПУСК ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ ДЛЯ КОТЕЛЬНЫХ РАЗЛИЧНОГО НАЗНАЧЕНИЯ

Установленная мощность котельной, Гкал/ч	Удельные расходы электроэнергии, кВт·ч/Гкал, для котельных
производственных	отопительно-производственных	водогрейных
0,5–5	24–19	23–20	20–18
До 13	36–31	38–33	40–35
13–36	31–35	33–28	35–30
26–43	25–15	28–18	30–20
Более 43	15–10	18–13	20–15

ЗНАЧЕНИЯ ТЕМПЕРАТУР КОНДЕНСАЦИИ ЧИСТЫХ ВОДЯНЫХ ПАРОВ И ТЕМПЕРАТУР ТОЧКИ «РОСЫ» ПРОДУКТОВ СГОРАНИЯ РАЗЛИЧНЫХ ВИДОВ ТОПЛИВА

Вид топлива	Содержание серы, %	Температура конденсации, °C	Температура точки «росы», °C
общее	приведенное
Антрацитовый штыб	1,7	0,28	27	107
Донецкий уголь ПЖ	3,6	0,60	36	127
Донецкий уголь Т	2,7	0,41	34	125
Кизеловский уголь ПЖ	9,5	1,92	38	138
Кузнецкий уголь СС	0,4	0,06	34	–
Карагандинский бурый уголь	0,8	0,22	47	–
Подмосковный бурый уголь	2,9	1,16	52	145
Кусковой торф	0,2	0,03	56	63
Фрезерный торф	0,1	0,05	64	64
Мазут	–	0,27	43	120–130

МЕРОПРИЯТИЯ ПО ЭКОНОМИИ ТОПЛИВА В КОТЕЛЬНЫХ И ОЦЕНКА ИХ ЭФФЕКТИВНОСТИ

Мероприятие	Ожидаемая экономия	Сравнительный показатель
1. Котлоагрегат
1.1. Снижение потерь с уходящими газами
– уменьшение температуры уходящих газов	1 % на каждые 10–15 °C	От общего расхода топлива
– снижение присосов воздуха по газовому тракту на 0,1	0,5 %	От общего расхода топлива
– предотвращение шлакования поверхностей нагрева за счет применения обдува	2–4 %	От общего расхода топлива
– устранение накипи толщиной 1 мм на стенках поверхностей нагрева	до 2 %	От общего расхода топлива
– установка поверхностного экономайзера	4–7 %	От общего расхода топлива
– установка контактного водяного экономайзера при температуре газов на входе
150 °C	12 %	От общего расхода топлива
200 °C	15 %	От общего расхода топлива
300 °C	20 %	От общего расхода топлива
– применение вакуумного деаэратора при работе на газообразном топливе	1–1,5 %	От общего расхода топлива
– установка воздухоподогревателей	6–10 %	От общего расхода топлива
1.2. Снижение потерь от химической и механической неполноты сгорания топлива
– дробление крупных кусков и отсев мелочи	до 3 %	От общего расхода топлива
– возврат в топку уноса твердого топлива	1–1,5 %	От общего расхода топлива
– применение острого дутья (для твердого топлива)	до 3 %	От общего расхода топлива
– использование непрерывного механического заброса топлива на решетку	4 %	В сравнении с ручной топкой
– перевод с твердого топлива на жидкое или газообразное	6–12 %	В сравнении с работой на твердом топливе
– перевод котлов на автоматическое регулирование процессов горения и питания водой, выполнение режимных рекомендаций по горению	1–4 %	От общего расхода топлива
2. Собственные нужды котельной
2.1. Уменьшение величины продувки на 1 %	0,3 %	От общего расхода топлива
2.2. Использование теплоты непрерывной продувки	1,5 %	От общего расхода топлива
2.3. Увеличение возврата конденсата на 1 т	7–10 %	От расхода теплоты на технологические нужды ХОВ
2.4. Замена парового распыливания мазута на воздушный, паромеханический	2 %	От общего расхода топлива
2.5. Автоматизация деаэратора	0,2 %	От общего расхода топлива
2.6. Отказ от работы паровых насосов	3 %	От общего расхода топлива
2.7. Устранение утечек пара	1,5 %	От общего расхода топлива
3. Ликвидация или модернизация мелких котельных
3.1. Ликвидация котельной с чугунными котлами при работе на газообразном или жидком топливе и подключение потребителей к крупным источникам, работающим на тех же видах топлива	10–12 %	От общего расхода топлива мелкой котельной
3.2. Ликвидация котельной с чугунными котлами при работе на твердом топливе и подключение потребителей к крупным источникам при работе на газообразном или жидком топливе	25–30 %	От общего расхода топлива мелкой котельной
3.3. Модернизация котельной с заменой чугунных котлов стальными новых конструкций с оборудованием ХВО и деаэрации при работе на тех же видах топлива	15–20 %	От общего расхода топлива мелкой котельной
4. Перевод паровых котлов в водогрейный режим. В том числе:	10–12 %	От общего расхода топлива
– повышение КПД котлов	1,5–2 %	От общего расхода топлива
– устранение теплопотерь в бойлерной установке	2–3 %	От общего расхода топлива
– устранение продувки котлов	5–10 %	От общего расхода топлива
– снижение расхода электроэнергии за счет устранения питательных насосов и уменьшения гидравлического сопротивления (ввиду отсутствия бойлерной)	20–30 %	От общего расхода электроэнергии
5. Внедрение регулируемого электропривода тягодутьевого и насосного оборудования	15–50 %	На каждый электропривод (в зависимости от загрузки котельной)