Параметры исходной воды:

• Водоем или параметры исходной воды;

• Требования к качеству подпиточной воды.

2. Виды котельных установок

Согласно [1] котельные подразделяются:

по назначению:

• отопительные - для обеспечения теплом систем отопления, вентиляции и горячего водоснабжения;

• отопительно-производственные - для обеспечения теплом систем отопления, вентиляции, горячего водоснабжения и для технологического теплоснабжения;

• производственные - для технологического теплоснабжения;

по размещению:

• отдельно стоящие;

• пристроенные к зданиям другого назначения;

• встроенные в здания другого назначения независимо от этажа размещения;

• крышные;

по надежности теплоснабжения:

• первой категории;

• второй категории;

по основному установленному оборудованию:

• паровые;

• водогрейные;

• пароводогрейные.

3. Расчетные режимы и тепловые схемы котельных установок

Тепловые схемы котельных могут быть:

1. принципиальные – на них показывают лишь основное оборудование (котлы, насосы, теплообменники, деаэраторы, ХВО), трубопроводы без арматуры, второстепенных трубопроводов и вспомогательных устройств. Количество оборудования так же не уточняется. Принципиальная схема используется в качестве расчетной и в обязательном порядке сопровождает расчет тепловой схемы. На принципиальной схеме указывают следующие расчетные величины: расходы воды и пара в трубопроводах, температуры для расчетного режима, давления.

2. развернутые - на них показывают все основное и вспомогательное оборудование в том количестве, какое устанавливается, все трубопроводы с запорной и регулирующей арматурой. Развернутая схема выполняется на листах графической части в соответствии с требованиями ГОСТ 21.101-97, ГОСТ 21.606-95.

3. рабочие (монтажные) – выполняют в аксонометрическом изображении с указанием отметок расположения трубопроводов, оборудования. Указывают уклоны труб, марки стали, способы соединения узлов, расположение арматуры, места креплений и размеры.

Развернутая и монтажная схемы разрабатываются на основе принципиальной и после ее расчета. Расчет тепловой схемы котельной установки выполняется для пяти режимов. Их характеристики приводятся в таблице 1.

Таблица 1. Расчетные режимы.

Режим	Расчетная температура	Примечание
1-й	температура наиболее холодной пятидневки	Этот режим рассчитывается для подбора основного оборудования.
2-й	средняя температура наиболее холодного месяца	Выбранное число котлов проверяется на обеспечение минимально допустимых тепловых нагрузок потребителей при аварийном режиме работы (выходе из строя одного самого мощного котла)*.
3-й	средняя температура отопительного периода	Этот режим рассчитывается для определения технико-экономических показателей котельной, таких как годовые отпуск и выработка теплоты, годовой расход топлива и пр.
4-й	температура точки излома отопительного графика	Этот режим рассчитывается для подбора теплообменного оборудования (когда теплоноситель необходим для приготовления горячего водоснабжения).
5-й	среднесуточная температура наружного воздуха конца отопительного периода	По этому режиму уточняется состав основного и вспомогательного оборудования для работы в неотопительный режим.

*- СНиП 42-01-2003 «Тепловые сети», п. 5.4, п. 4.2.

4. Порядок расчета тепловой схемы

1. Для расчета тепловой схемы систематизируют нагрузки по видам потребления и температурные режимы и оформляют в виде таблицы 2.

Таблица 2. Тепловые нагрузки по видам потребления.

Наименование

вода

пар

график

1- 5 режимы

давление

температура

1- 5 режимы

Отопление

Вентиляция

Горячее водоснабжение

Технология

Суммарная нагрузка

2. Выполняют расчет тепловой схемы котельной по [4] в зависимости от нагрузок, вырабатываемого теплоносителя и схемы. Результаты оформляют в виде таблицы. Порядок расчета отопительной котельной с двухтрубной закрытой системой теплоснабжения приведен в приложении 2, порядок расчета производственно-отопительной котельной с двухтрубной закрытой системой теплоснабжения приведен в приложении 3.

3. По результатам расчета тепловой схемы, которые оформляют в виде таблицы 3, определяют суммарную теплопроизводительность котельной установки и расходы в трубопроводах. На основании этих данных выполняют таблицы 4, 5.

Таблица 3. Режимы работы котельной.

№	Наименование нагрузки	Ед. изм.	Режимы работы
1	Суммарная нагрузка потребителей
2	Собственные нужды котельной
3	Потери в наружных сетях
4	Требуемая производительность котлов (сумма п.1, 2, 3)
5	Количество котлов в работе
6	% загрузки котлов

Таблица 4. Основные трубопроводы.

Обозначение	Наименование трубопровода или его участка	Параметры среды		Максимальный расход	диаметр	скорость
		давление	температура

Примечание: обозначение трубопроводов указывается на принципиальной тепловой схеме в соответствии с ГОСТ 21.205-93, табл. 8, п. 12-14.

5. Подбор основного и вспомогательного оборудования котельной

5.1 Выбор количества и мощности котельных агрегатов

Количество котельных агрегатов определяется делением расчетных нагрузок на паро- или теплопроизводительность того или иного котельного агрегата. При выборе паро- или теплопроизводительности котельных агрегатов нужно стремится к укрупнению рекомендуется учитывать следующее:

1. Котельных агрегатов не должно быть меньше двух и больше четырех-шести (последнее количество относится к чугунным котлам).

2. Рекомендуется устанавливать однотипные котельные агрегаты с одинаковой производительностью.

3. Для котельных, обеспечивающих нагрузку на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение при выборе единичной производительности и количества котельных агрегатов необходимо учитывать работу в аварийном режиме, которая регламентируется требованиями п. 4.2, 5.4, СНиП 41-02-2003 «Тепловые сети» (см. приложение 4).

4. В производственно-отопительных и производственных котельных резервные котлы устанавливают только в тех случаях, когда по условиям технологии производства перерывов в подаче энергоносителя допускать нельзя.

5. Изменение загрузки котельных агрегатов для отдельных режимов не должно, по возможности, выходить за пределы номинальной более чем на 25%.

6. Производительность котельных агрегатов отопительных котельных следует проверять на работу в летний период. Минимальная нагрузка на котельную в неотопительный период не должна быть меньше минимальной допустимой единичной тепловой мощности одного котельного агрегата. Если данные о минимальной допустимой единичной тепловой мощности одного котельного агрегата отсутствуют, то минимальную производительность котла в долях от номинальной можно принимать: для угольных котлов со слоевыми топками – 0,7; для угольных котлов с камерными топками – 0,4; для газовых и мазутный – 0,3.

7. При малоколеблющейся тепловой нагрузке предпочтение следует отдавать котельным агрегатам с большей единичной производительностью.

8. Для автономных котельных (пристроенных, встроенных или крышных) следует учитывать требования п. 5.5 СП 41-104-2000 «Автономные источники теплоснабжения» (см. прил. 4).

5.2 Водоподготовка теплогенерирующих установок малой и средней мощности

5.2.1 Расчет фильтров Na-катионирования

1. Исходные данные для расчета:

- расход обрабатываемой воды;

- результаты анализа исходной воды;

- требования к качеству питательной воды.

2. Требования к качеству питательной воды:

изложены в СНиП II-35-76 «Котельные установки»

3. Остаточная жесткость после ХВО:

- одноступенчатое Na-катионирование – 0,1 мг-экв/литр;

- двухступенчатое Na-катионирование – 0,01 мг-экв/литр;

4. Подбор диаметров фильтров по скорости фильтрования:

- нормальная (при работе всех фильтров):

- максимальная (один из фильтров на регенерации):

где: Q_Na - производительность фильтров, м3/час;

а – количество фильтров (не менее двух, кроме резервного, который в расчете не учитывается); f_{Na –} площадь фильтрования стандартного фильтра, м2;

табл. 5

Диаметр Фильтра, мм	700	1000	1500	2000	2600	3000	3400
fNa, мм	0,39	0,76	1,72	3,1	5,2	6,95	9,1

Нормальная скорость фильтрования не должна превышать:

табл. 6

Жесткость воды, мг-экв/литр	Нормальная скорость не более, м/ч
Меньше или равно 5	25
5 – 10	15
Более 10	10

Максимально допустимая скорость не должна превышать верхний предел нормальной на 10 м/ч. Для мягких вод скорость фильтрования является определяющей при выборе диаметра фильтра. Для жестких вод число регенераций может быть недопустимо большим (более трех в сутки), в этом случае выбор диаметра и числа работающих фильтров зависит от числа регенераций.

5. Число регенераций в сутки:

Ж₀ – жесткость воды, поступающей на фильтры, мг-экв/литр; Н_сл – высота слоя катионита, м. Для фильтров 1 ступени = 2-2,5 м, для фильтров 2 ступени = 1,5 м;

рабочая обменная емкость катионита, г-экв/литр:

g_уд – удельный расход воды на отмывку фильтров (на куб катионита), м3/м3

табл. 7

загрузка	gуд м3/м3 для первой ступени	gуд м3/м3 для второй ступени
сульфоуголь	5	6
Катионит	6	8

α_Na – коэффициент эффективности регенерации

табл. 8

gс удельный расход соли на регенерацию, г/г-экв (см. табл. 7)	αNa
100	0,62
150	0,74
200	0,81
250	0,86
300	0,9

β_Na – коэф. снижения обменной емкости катионита по Ca и Mg вследствие влияния ионов Na+, содержащихся в исходной воде:

табл. 9

СNa/Ж0	0,01	0,05	0,1	0,5	1	5	10
βNa	0,93	0,88	0,83	0,7	0,65	0,54	0,5

Содержание ионов Na+ в исходной воде принимается по данным анализа исходной воды (в расчете принять С_Na/Ж₀=0,05). Полная обменная емкость катионита E_пол

табл. 10

катионит	Крупность зерен, мм	Eпол, г-экв/м3
сульфоуголь	0,3-0,8	550
сульфоуголь	0,5-1,1	500
Катионит КУ-2	0,8-1,2	1700

6. расход 100% соли на одну регенерацию:

g_c – удельный расход соли на регенерацию, г/г-экв

табл. 11

Жесткость воды, мг-экв/литр	gс удельный расход соли на регенерацию, г/г-экв
Меньше или равно 5	100-120
10	120-150
15	170-250
20	275-300

7. расход технической соли в сутки:

р- содержание NaCl в технической соли, %

- соль каменная по ТУ -113-13-35-85 – 75 %,

- соль техническая очищенная «Уралкалий»по ТУ -113-13-10-77 – 98 %

- соль техническая отходы «Уралкалий»по ТУ -113-13-5-75 – 93,5 %

8. Расход воды на регенерацию фильтров включает в себя:

- расход на взрыхляющую промывку

- расход на приготовление регенерационного раствора

,

- расход на отмывку катионита от продуктов регенерации и избытка NaCl

табл. 12

показатель	для первой ступени	для второй ступени
Интенсивность промывки i при крупности зерен, л/(с м2) 0,5 – 1,1 0,8 – 1,2	4 5	4 5
Продолжительность взрыхл. промывки, мин	20-30	20-30
Концентрация регенерационного р-ра b,%	5-8	8-12
Плотность регенерационного р-ра ρр.р, гр/мл b =5% b =6% b =7% b =8% b =9% b =10% b =12%	1,0340 1,0413 1,0486 1,0559	1,0559 1,0633 1,0707 1,0857
Скорость пропуска регенер. р-ра , м/ч	3-4	3-5
Скорость отмывки , м/ч	6-8	6-8

Расход воды на одну регенерацию: .

Если отмывочные воды используются на взрыхление, то:

9. Среднечасовый расход на собственные нужды:

10. Время между регенерациями:

Время регенерации, мин:

- табл. 8

11. Количество одновременно регенерируемых фильтров:

Установить количество совпадений регенераций фильтров, когда , важно при автоматизации ХВО.

12. Потери напора в фильтрах первой ступени:

табл. 13

Высота катионита Крупность зерен 0,5-1,1 мм(0,8-1,2 мм)	Скорость фильтрования, м/час
	5	10	15	20	25
2 м	4(5)	5(6)	5,5	6(7)	7(9)
2,5 м	4,5(5,5)	5,5(6,5)	6(7)	6,5(7,5)	7,5(9,5)

13. Расчет фильтров 2 ступени выполняется аналогично, только:

- жесткость исходной воды перед второй ступенью принимают равной Ж₀=0,1мг-экв/литр;

- жесткость воды после второй ступени принимают равной 0,01мг-экв/литр;

- скорость фильтрования до 40 м/час;

- высота слоя катионита 1,5 м

- удельный расход соли на регенерацию 300-400 гр/гр-экв;

- E_пол =250-300_, г-экв/м3

- b = 8-12%;

- потерю напора в фильтрах 13-15 метров.

На ВПУ малой производительности с целью унификации оборудования на обеих ступенях устанавливают не менее 4-х фильтров 1 ступени, из них два работают как фильтры первой ступени, один – второй, один – резервный, который при регенерации фильтра второй ступени работает вместо него.

5.2.2 Деаэрация

Порядок подбора типоразмера деаэрационной установки термической деаэрации воды для котельных, систем теплоснабжения следующий.

Производительность деаэратора определяется, как суммарный расход всех потоков воды, поступающих в деаэратор , и сконденсированного в нем пара (расход пара на деаэрацию за вычетом выпара). Т.е. производительность деаэратора определяется: .

Расход исходной воды: ,

где: - расход питательной воды на котельные агрегаты;

- расход воды на РОУ или РУ;

- расход конденсата с теплообменного оборудования котельной (сетевые подогреватели, теплообменники исходной воды и прочее)

- расход технологического конденсата с производства;

- расход подпиточной воды системы теплоснабжения.

Количество пара, поступающего в деаэратор атмосферного типа:

- энтальпия воды на выходе из деаэратора (для атмосферной деаэрации температура воды 102-104˚С);

- энтальпия воды на входе в деаэратор (для атмосферной деаэрации температура воды 60-90˚С);

-энтальпия пара, поступающего в деаэратор;

-потери пара с выпаром, которые определяются:

,

где - удельный расход выпара на выходе из деаэратора, который определяется по табл.6[5].

Табл. 14

Тип деаэратора	Область применения	Раб. давление, МПа	не более, кг/т	Диапазон производит-ти, т/ч
Повышенного давления ДП	Питательная вода ТЭЦ	0,6-0,10	1,5	225-2800
атмосферные ДА	Питательная вода ТЭЦ и котельных, подпиточная вода закрытых систем теплоснабжения	0,11-0,13	2,0	1-300
вакуумные ДВ	подпитка систем теплоснабжения, питание котлов ТЭЦ	0,015-0,08	5,0	5-1200

Технические характеристики термических деаэраторов приведены в табл. 15.

табл. 15

показатель	Тип деаэратора
	ДП	ДА	ДВ
Абсолютное давление, МПа	0,6-0,10	0,11-0,13	0,015-0,08
Нагрев воды при номинальной производительности, ˚С	10-40	10-50	15-25
Содержание растворенного кислорода в деаэрированной воде (мкг/кг) при содержании кислорода в исходной воде: - не более 13 мг/кг - не более 1,0 мг/кг	- * 10	20 20	50 50
Диапазон изменения производительности, % номинальной	30-120	30-120	30-120

Типоразмеры деаэраторов атмосферного типа приведены в табл. 16.

табл. 16

Марка деаэратора	Номинальные параметры		Полезная емкость бака, м^3
	Производительность, т/ч	Рабочее давление, кгс/см^2
ДА-5/2	5,0	1,2	2
ДА-15/4	15		4
ДА-25/8	25		8
ДА-50/15	50		15
ДА-100/25	100		25
ДА-200/50	200		50
ДА-300/75	300		75

Емкость бака должна составлять для котельных установок паропроизводительностью до 30 т/ч 40-минутный запас по максимальному расходу деаэрированной воды, а при паропроизводительности более 30 т/ч – 30 минутный. Высота установки деаэратора при температуре деаэрированной воды 104˚С 7-8 метров. Если предусмотрена установка охладителя деаэрированной воды перед подачей в насос, то высота установки может быть снижена до 4-5 метров. В общем случае высота установки деаэратора определяется условием, при котором обеспечивается бескавитационная работа питательного или подпиточного насоса.

5.2.3 Комплексонная водоподготовка

В настоящее время получило широкое применение для котельной с водогрейными котлами установок дозирования реагентов, таких как комплексон. Принцип работы установки основан на вводе реагента в подпиточную или питательную воду насосом-дозатором 1 (рис 1) в количестве, пропорциональном расходу среды, который измеряется расходомером 5.

Рис 1. Принципиальная схема дозирующей установки Комплексон-6

Подбор типоразмера дозирующей установки осуществляется по максимальному расходу подпиточной воды в соответствии с табл. 17.

Таблица 17

Максимальный расход, м^3/час кратковременный расход подпитки, м^3/ч	Масса, кг
до 2	30
до 4,0	80
до 10	120
до 20	290
до 40	290

5.3 Подбор насосных установок

5.3.1. Общие рекомендации

Подбор марки и типоразмера насосного оборудования выполняют в два этапа.

На первом этапе, когда выполнен расчет тепловой схемы, подобраны котельные агрегаты, оборудование водоподготовки и определены диаметры трубопроводов пара и воды, выполняют предварительный подбор насосов. Производительность насоса определяют исходя из расхода среды, который определен при расчете тепловой схемы с коэффициентом запаса 1,1. В связи с тем, что не подобрана арматура, узлы учета, клапаны и не разработаны чертежи котельной, то потери давления в этих элементах и трубопроводах принимаются усредненными значениями. Напор насоса на первом этапе определяется предварительно.

Второй этап выполняется после окончательной разработки проекта, когда:

1. подобрана запорная и регулирующая арматура;

2. известны марки и типоразмеры вспомогательного оборудования, такого как узлы учета, теплообменники, грязевики, фильтры и прочее, а так же потери давления на нем;

3. выполнена обвязка оборудования котельной трубопроводами. Т.е. разработан план и разрезы котельной.

Целью второго этапа является уточнение предварительно подобранного типоразмеров насосного оборудования в отношении напора.

Расчет требуемого напора насоса на втором этапе выполняют в следующей последовательности:

1. разрабатывают расчетную схему, которая выполняется в виде аксонометрической схемы с указанием оборудования, длин и диаметров участков трубопроводов. У каждого оборудования и арматуры указывают либо потери давления, либо коэффициент местного сопротивления (для арматуры коэффициенты местных сопротивлений можно принять по [5])

2. напор насоса определяют с учетом требуемого, располагаемого давлений и гидравлических потерь в трубопроводах и на местных сопротивлениях с коэффициентом запаса 1,2;

3. на характеристике насоса строят характеристику сети, исходя из квадратичного закона сопротивления и находят рабочую точку насоса.

5.3.1. Пример подбора насосного оборудования

Сетевой насос закрытой системы теплоснабжения

Рис. 2 Расчетная схема для предварительного подбора насоса

Для подбора сетевого насоса закрытой системы теплоснабжения:

- производительность определяют по расходу сетевой воды, который определен при расчете тепловой схеме по формуле:

Где , - соответственно расход сетевой воды и подключенная тепловая нагрузка закрытой системы теплоснабжения. Необходимо учитывать, что тепловая нагрузка включает в себя расход тепла на теплопотери в наружных сетях.

- коэффициент запаса по расходу, принимается равным 1,1.

- напор сетевого насоса:

Где , - гидравлические потери напора в наружных тепловых сетях и внутри котельной, соответственно.

Потери напора в наружных тепловых сетях – это перепад между точками «г» и «а». Эта величина приводится в задании на проектировании и представляет собой потери напора на транспортировку теплоносителя в наружных тепловых сетях и подключенных к ним системах отопления. Внутрикотельные потери напора складываются из потерь в оборудовании (котельный агрегат , теплообменники , фильтры, клапаны, узлы учета , и пр.) и трубопроводах с арматурой .

- коэффициент запаса по напору, принимается равным 1,2.

5.4 Трубопроводы и запорная арматура

Трубы, арматуру и изделия из стали и чугуна для трубопроводов котельных установок следует принимать в соответствии с правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды ПБ 10-573-03 Госгортехнадзора России, которые устанавливают требования к проектированию, конструкции, материалам, изготовлению, монтажу, ремонту и эксплуатации трубопроводов, транспортирующих водяной пар с рабочим давлением более 0,07 МПа (0,7 кгс/см²) или горячую воду с температурой свыше 115 °С.

Все трубопроводы, на которые распространяются Правила, делятся на четыре категории (табл. 18).

табл. 18

Категории и группы трубопроводов

Категория трубопроводов	Группа	Рабочие параметры среды		Наружный диаметр, мм
		температура, °С	давление, МПа (кгс/см^2)	свыше 50 мм
I	1	Св. 560	Не ограничено
	2	Св. 520 до 560	То же
	3	Св. 450 до 520	«
	4	До 450	Более 8,0 (80)
II	1	Св. 350 до 450	До 8,0 (80)	свыше 75 мм
	2	До 350	Более 4,0 (40) до 8,0 (80)
III	1	Св. 250 до 350	До 4,0 (40)
	2	До 250	Более 1,6 (16) до 4,0 (40)
IV		Св. 115 до 250	Более 0,07 (0,7) до 1,6 (16)

Примечание. Если значения параметров среды находятся в разных категориях, то трубопровод следует отнести к категории, соответствующей максимальному значению параметра среды (см. схему).

При определении категории трубопровода рабочими параметрами транспортируемой среды следует считать:

а) для паропроводов от котлов - давление и температуру пара по их номинальным значениям на выходе из котла (за пароперегревателем);

б) для паропроводов от турбин, работающих с противодавлением, - максимально возможное давление в противодавлении, предусмотренное техническими условиями на поставку турбины, и максимально возможную температуру пара в противодавлении при работе турбины на холостом ходу;

в) для паропроводов от нерегулируемых и регулируемых отборов пара турбины (в том числе для паропроводов промежуточного перегрева) - максимально возможные значения давления и температуры пара в отборе (согласно данным завода - изготовителя турбины);

г) для паропроводов от редукционных и редукционно-охладительных установок - максимально возможные значения давления и температуры редуцированного пара, принятые в проекте установки.

Для трубопроводов следует предусматривать стальные электросварные трубы или бесшовные стальные трубы согласно приложения № 5 [3].

Для выбора труб, арматуры, оборудования и деталей трубопроводов, рабочее давление и температуру теплоносителя следует принимать:

а) для паровых сетей:

при получении пара непосредственно от котлов - по номинальным значениям давления и температуры пара на выходе из котлов;

при получении пара из регулируемых отборов или противодавления турбин - по давлению и температуре пара, принятым на выводах от ТЭЦ для данной системы паропроводов;

при получении пара после редукционно-охладительных, редукционных или охладительных установок (РОУ, РУ, ОУ) - по давлению и температуре пара после установки;

б) для подающего и обратного трубопроводов водяных тепловых сетей:

давление - по наибольшему давлению в подающем трубопроводе за выходными задвижками на источнике теплоты при работе сетевых насосов с учетом рельефа местности (без учета потерь давления в сетях), но не менее 1,0 МПа;

температуру - по температуре в подающем трубопроводе при расчетной температуре наружного воздуха для проектирования отопления;

в) для конденсатных сетей:

давление - по наибольшему давлению в сети при работе насосов с учетом рельефа местности;

температуру после конденсатоотводчиков - по температуре насыщения при максимально возможном давлении пара непосредственно перед конденсатоотводчиком, после конденсатных насосов - по температуре конденсата в сборном баке;

г) для подающего и циркуляционного трубопроводов сетей горячего водоснабжения:

давление - по наибольшему давлению в подающем трубопроводе при работе насосов с учетом рельефа местности;

температуру - до 75 °С.

5.5 Теплообменное оборудование

Методика расчета количества секций теплообменников и гидравлических потерь давления, а так же выбор схемы их присоединения изучается в курсе «Тепловые сети». По выбору количества теплообменников и их производительности существуют следующие требования:

1. СНиП 42-01-2003 «Тепловые сети» п. 14.12 и СП 41-01-95 «Проектирование тепловых пунктов» п. 4.8:

Минимальное число водо-водяных водоподогревателей следует принимать:

два, параллельно включенных, каждый из которых должен рассчитываться на 100 % тепловой нагрузки - для систем отопления зданий, не допускающих перерывов в подаче теплоты;

два, рассчитанных на 75 % тепловой нагрузки каждый, - для систем отопления зданий, сооружаемых в районах с расчетной температурой наружного воздуха ниже минус 40 °С;

один - для остальных систем отопления;

два, параллельно включенных в каждой ступени подогрева, рассчитанных на 50 % тепловой нагрузки каждый, - для систем горячего водоснабжения.

При максимальной тепловой нагрузке на горячее водоснабжение до 2 МВт допускается предусматривать в каждой ступени подогрева один водоподогреватель горячего водоснабжения, кроме зданий, не допускающих перерывов в подаче теплоты на горячее водоснабжение.

При установке в системах отопления, вентиляции или горячего водоснабжения пароводяных водоподогревателей число их должно приниматься не менее двух, включаемых параллельно, резервные водоподогреватели можно не предусматривать.

Для технологических установок, не допускающих перерывов в подаче теплоты, должны предусматриваться резервные водоподогреватели, рассчитанные на тепловую нагрузку в соответствии с режимом работы технологических установок предприятия.

2. СНиП II-35-76* «Котельные установки»:

п. 9.18.* Производительность водоподогревательных установок определяется по максимальным часовым расходам теплоты на отопление и вентиляцию и расчетным расходам теплоты на горячее водоснабжение, определяемым в соответствии со строительными нормами и правилами по проектированию горячего водоснабжения. Производительность подогревателей для горячего водоснабжения для автономных котельных определяется по максимальному расходу.

п. 9.19. Количество подогревателей для систем отопления и вентиляции должно быть не менее двух. Резервные подогревателя не предусматриваются; при этом в котельных первой категории при выходе из строя одного подогревателя оставшиеся должны обеспечивать отпуск тепла в режиме самого холодного месяца.

п. 9.20. Для отпуска воды различных параметров (на отопление и вентиляцию, бытовое и технологическое горячее водоснабжение), а также для работы подогревателей в разных режимах (пиковом или базисном) допускается предусматривать отдельные группы водоподогревательных установок.

5.6 Теплоизоляция

Теплоизоляционные конструкции следует предусматривать из следующих элементов:

-теплоизоляционного слоя;

-армирующих и крепежных деталей;

-пароизоляционного слоя;

-покровного слоя.

Защитное покрытие изолируемой поверхности от коррозии не входит в состав теплоизоляционной конструкции.

Выбор и расчет тепловой изоляции оборудовании, газоходов, воздуховодов, пылепроводов и трубопроводов следует выполнять исходя из условий:

-соблюдения норм тепловых потерь, в соответствии с которыми изолируются поверхности, потери тепла которыми снижают технико-экономические показатели котельных;

-соблюдения требований техники безопасности, в соответствии с которыми изолируются поверхности с температурой, превышающей 45 °С;

-предотвращения конденсации влаги окружающего воздуха на наружных поверхностях трубопроводов, воздуховодов и емкостей; изоляция предусматривается при температуре среды внутри трубопроводов, воздуховодов и емкостей ниже 10 °С;

-предотвращения конденсации влаги на внутренних поверхностях золоуловителей и стальных газоходов.

Обмуровку и изоляцию котлов и (хвостовых» поверхностей нагрева) следует принимать в соответствии с указаниями заводов - изготовителей котлов.

Окраска покровного слоя тепловой изоляции должна предусматриваться в зависимости от вида транспортируемой среды в цвета, предусмотренные Правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды.

5.7 Клапаны регулирующие

При расчете тепловой схемы котельной и подборе запорно-регулирующей арматуры возникает необходимость регулировать расход среды в трубопроводах, в зависимости от определенных параметров. Для этого используют в качестве рабочих органов регулирующие клапаны. Подбор клапанов выполняют по известной методике, которая излагается в каталогах по подбору клапанов. Там же приводится номенклаткрный ряд.

Расчет диаметра клапана и выбор его типоразмера:

Определяют расчетный расход через клапан при принятом перепаде давления:

,

Где G_кл- объемный расход жидкости через полностью открытый клапан, м³/ч,

Р_кл- падение давления на полностью открытом клапане.

По этой величине подбирают конкретный типоразмер.

6. Расчет выбросов загрязняющих веществ в атмосферу с дымовыми газами

Перечень вредных веществ, выбрасываемых с дымовыми газа­ми, включает следующие ингредиенты: твердые частицы, окис­лы сери, окись углерода, окислы азота, пятиокись ванадия и некоторые продукты неполного сгорания топлива.

Выбросы вредных веществ рассчитываются в массовых едини­цах за рассматриваемый период времени, например, т/год или г/с.

Необходимо учитывать периодичность работы котельной ус­тановки в рассматриваемый период времени и различные вида применяемых топлив. Для этого рассматриваемый период времени (год) делится на промежутки времени, в течение каждого из которых производилась работа на одном виде топлива. Рас­сматриваются выбросы в каждом промежутке времени, и суммиру­ется количество выбросов за год.

При использовании нескольких видов топлива в одной котельной установке одновременно, выбросы рассчитываются, как сумма выбросов от раздельного использования этих топлив.

Текущие выбросы в рассматриваемый момент времени, как правило, измеряются в г/с.

Максимальные текущие выбросы соответствуют режиму номи­нальной (установленной) мощности.

Наиболее распространенный случай - работа котельной уста­новки в режиме установленной мощности в течение отопитель­ного периода в году на одном виде топлива. В этом случае выбросы за год равны выбросам за отопительный период года.

Расчет вредных выбросов рекомендуется вести в следующем порядке:

1. Расход топлива за рассматриваемый период

где -КПД котельной установки, в долях;

-низшая теплота сгорания, ккал/кг.

Для определения весового расхода природного газа рекомендуется использовать формулы:

_,

где: -плотность природного газа, кг/м³,

- низшая теплота сгорания, ккал/м³.

2. Годовой коэффициент нагрузки

где: - отопительный период.

3. Расход топлива за год

.

4. Расчет выбросов окислов серы

где -доля окислов серы, связываемых летучей золой топлива

( см.ниже):

-доля окислов серы, улавливаемых в золоуловителях по пути с улавливанием твердых частиц. Для сухих золоуловителей принимается равной нулю. В мокрых золоуловителях она зависит от приведенной сернистости топлива , (% кг)/МДж и от расхода общей щелочности орошаемой воды рис. 1.

5. _{Расход выбросов окиси углерода}

- выход окиси углерода при сжигании 1 т топлива:

,кг/т

где размерность - выражается в кДж/кг; =10,13 МДж/кг; - для мазута и газа при отсутствии системы автоматического регулирования горения равно 0,5 ( ), при отлаженное системе равно 0,15 ( ); R - безразмерная доля q₃, обусловленная наличием продукта неполного сгорания. Для твердого топлива R=1, газа R=0,5, для мазута R=0,65.

При размерности Q_ном Гкал/ч Q_со2=2420 ккал/кг, расчетное секундное количество выбросов равно

6. Расчет выбросов диоксида азота

,

,

где -количество окислов азота, образующихся на 1 ГДж тепла, в зависимости от вида сжигаемого топлива и номинальной производительности котельной установки, определяется по рис.2.

7. Удельный объем стехиометрического количества воздуха

.

8. Удельный объем уходящих газов при нормальных условиях

,

где - коэффициент избытка воздуха.

9. Удельный объем уходящих газов по формуле пересчета на фактическую температуру газов

,

где t - температура уходящих газов.

10. Массовая концентрация ингредиентов в уходящих газах

где - массовая доля для окислов серы, окиси углерода, диоксида азота.

11. Объемная концентрация в уходящих газах:

где , , .

12. Определение диаметра устья дымовой трубы

где - объемный расход продуктов сгорания через трубу при температуре их в выходном сечении,

где В - расход топлива одним котлом, м³/с;

n - число установленных котлов;

V₀ - суммарный объем продуктов сгорания, получающийся при сжигании 1 м³ газа;

t_ух - температура уходящих газов за котлами, ⁰С;

- скорость продуктов сгорания на выходе из дымовой трубы,

13. _{Определяем предварительную минимальную высоту дымовой трубы}

_{где А- коэффициент зависящий от метеорологических условий местности;}

, - предельно допустимые концентрации SO₂, NO₂;

Предельно допустимые концентрации некоторых вредных веществ в атмосферном воздухе

Загрязняющее вещество	Предельно допустимая концентрация, мг/м^3
	максимально-разовая ПДКCC.i	среднесуточная ПДКCC.i
Неорганическая пыль,сажа Диоксид серы Оксид углерода Диоксид азота Бенз(а)пирен Оксид азота	0,15 0,5 5,0 0,085 - 0,6	0,05 0,05 3,0 0,04 0,1 мкг/100 м^3 0,06

z- число дымовых труб ;

- разность температуры выбрасываемых газов и средней температуры воздуха, под которой понимается средняя температура самого жаркого месяца в полдень.

14. Определяем коэффициенты f и v_м:

Определяем коэффициент m в зависимости от параметра f:

Определяем безразмерный коэффициент n в зависимости от параметра v:

при v_м ≤ 0,3, n=3

при 0,3 ≤v_м ≤2,

при v_м ≥2, n=1

Определяется минимальная высота дымовой трубы во втором приближении:

При необходимо выполнить второй уточняющий расчет.

Пересчитываем поправочные коэффициенты при Н₁.

7. Технико-экономические показатели котельной

Технико–экономические показатели котельной бывают 2 видов: количественные и качественные.

Количественные показатели определяются для выбранного промежутка времени работы котельной (за год работы).

1. Расчетная производительность котельной.

2. Установленная производительность котельной.

3. Отпуск теплоты потребителю:

,ГДж/год,

где ,ГДж/год- годовая выработка теплоты на нужды отопления и вентиляции,

где Q_расч- расчетная производительность теплоты на нужды отопления и вентиляции, МВт;

t_в – температура внутреннего воздуха в котельной, ⁰С;

t_ср^от.п.- средняя температура наружного воздуха в отопительный период, ⁰С;

t_ср^от.р.- средняя расчетная температура наружного воздуха в отопительный период, ⁰С;

z_от- продолжительность отопительного периода. Все климатические данные см. в п.1.

ГДж/год – годовая выработка теплоты на нужды горячего водоснабжения;

Q_расч- расчетная производительность теплоты на нужды горячего водоснабжения, МВт.

4. Выработка теплоты:

ГДж/год;

где ГДж/год,

Q_сн^ср.оп- расчетная производительность теплоты на собственные нужды котельной в отопительный период, МВт;

Q_сн^лет- расчетная производительность теплоты на собственные нужды котельной в летний период, МВт;

5. Расход теплоты на собственные нужды котельной:

ГДж/год;

6. Расход натурального топлива:

тыс. м³/год,

где η_ка- КПД котла (из паспортных данных на водогрейный котел);

Q_н^р- низшая теплота сгорания природного газа (из исходных данных).

7. Расход условного топлива:

, тыс. м³/год,

где Q_расп^ут= 29,33 МДж/кг.

8. Расход натурального топлива на выработку 1Гкал тепла:

тыс.м³/ГДж.

9. Расход условного топлива на выработку 1Гкал тепла:

тыс.м³/ГДж.

10. Расход подпиточной воды:

м³/год;

G_подп^от.п.- расход воды на подпитку и потери в схеме в отопительный период, м³/ч;

G_сн^лет- расход воды на подпитку и потери в тепловой схеме в летний период, м³/ч.

Качественные показатели:

1. Число часов использования установленной мощности в году:

час;

где Q_год^выр- годовая выработка теплоты, МДж/год;

Q_уст- суммарная установленная мощность котельного оборудования, МВт.

2. Коэффициент использования установленной мощности:

,

3. Коэффициент загрузки котлов:

,

где Q_max-максимальная расчетная мощность котельной, МВт.

4. Коэффициент расхода на собственные нужды:

;

где η_ка – КПД установленного котельного агрегата, (по паспортным данным оборудования).

5. Экономический коэффициент брутто:

6. Удельный расход топлива брутто (для натурального и условного топлив):

.

7. Экономический КПД нетто:

.

8. Удельный расход топлива нетто (для натурального и условного топлив):

, тыс. м³ /ГДж.

8. Литература

1. СНиП II-35-76 Котельные установки. – М.: Госстрой России, 1999 г. с изменением № 1.

2. СНиП 23-01-99. Строительная климатология. / Госстрой СССР. − М.: Стройиздат, 2002 г. −№164.

3. ПБ 10-573-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды. Утверждены постановлением Госгортехнадзора России от 11.06.2003 № 90. Москва, 2003.

4. Лебедев В. И., Пермяков Б. А., Хаванов П. А. Расчет и проектирование теплогенерирующих установок систем теплоснабжения. – М.: Стройиздат, 1992. – 360 с.

5. Справочник проектировщика. Внутренние санитарно-технические устройства. Часть 1. Отопление/ В. Н. Богословский, Б. А. Крупнов А. Н. Сканави. Под. ред. И. Г. Староверова и Ю. И. Шиллера. – М: Стройиздат, 1990. – 344 с.

6. В. И. Шарапов, Д. В. Цюра. Термические деаэраторы. Ульяновск: УлГТУ, 2003. – 560 с.

7. Е. А. Бойко «Котельные установки и парогенераторы», Красноярск, 2006 г.

8. Роддатис К.Ф.,Полтарецкий А.Н., «Справочник по котельным установкам малой производительности», Москва, «Энергоатомиздат», 1989г.

9. Рекомендации по проектированию установок натрий-катионирования / Госстрой СССР. − М.: ГПИ Сантехпроект Главпромстройпроекта Госстроя СССР, 1975г. − 26 с.

Приложения Приложение 1 Построение температурного графика тепловых сетей

Построение температурного графика тепловых сетей для тепловой схемы водогрейной котельной с точкой излома выполняется в следующем порядке:

1. Система координат выполняется в осях «температура наружного воздуха» - «температура сетевой воды»

2. На оси «температура наружного воздуха – tн» откладываются температуры наружного воздуха для расчетных режимов;

3. На оси «температура сетевой воды – tс» откладываются температуры сетевой воды для температуры наружного воздуха, расчетной на отопление (средняя температура наиболее холодной пятидневки. На рисунке – это 150˚С в подающей магистрали и 70˚С в обратной магистрали тепловых сетей.

4. График изменения температуры воды в тепловых сетях в зависимости от температуры наружного воздуха строятся путем соединения точек, характеризующих температуру воды в магистралях при температуре наружного воздуха, расчетной на отопление с точкой с координатами (tн=+8˚С; tс=30˚С).

5. Из точки 70˚С на оси ординат проводим прямую линию, параллельную оси абсцисс, право до пересечения с графиком температур в подающей магистрали. Координаты этой точки соответствуют точке излома температурного графика.

6. При температуре точки излома температурного графика определяем температуру сетевой воды в обратном трубопроводе.

Пример построения температурного графика тепловых сетей 150-70˚С

Расчет тепловой схемы водогрейной котельной без точки излома ведется для тех же режимов, исключая излом графика. В схеме с точкой излома при повышении наружной температуры от tизл до +8˚С возникает значительный «перетоп» в системах отопления и вентиляции потребителей. Поэтому, в целях экономии в настоящее время широко используется схема водогрейной котельной без точки излома.

Приложение 2

Расчет тепловой схемы отопительной котельной.

Принципиальная тепловая схема отопительной теплогенерирующей установки для закрытой системы теплоснабжения

1 – водогрейный котельный агрегат, 2 – насос сетевой, 3 – насос рециркуляционный, 4 – насос исходной воды, 5 - насос подпиточный, 6- деаэратор вакуумного типа, 7 – ХВО, 8, 9 – теплообменники, 10 - охладитель выпара, 11 – бак рабочей воды (бак-газоотделитель), 12 – насос подачи воды к эжектору, 13 – водоструйный эжектор, 14 – клапан погодного регулирования.

Табл. 3.1 Расчет тепловой схемы отопительной теплогенерирующей установки для закрытой системы теплоснабжения

№	Показатели	Метод определения	режим
			Макс. Зим- ний	Средн Наибол Холодн месяца	Сред. Отоп. Пери ода	Точка Излома Темпер. графика	Лет ний
1	Температура наружного воздуха, С	Климатологические таблицы (12) температурный график (рис. 2,20)	-26	-9,3	-3,7	+0,7	+8
2	Расход теплоты, МВт: На ОВ На ГВС	Формула(2,37) По заданию формула (2,27)	15 60	15 42,9	15 37,1	15 32,7	12,3 12,3
3	Общая тепловая мощность ТГУ (без учета потерь и расхода на собственные нужды), МВт		60	42,9	37,1	32,7	12,3
4	Температура прямой сетевой воды на выходе из ТГУ, С	По температурному графику (см рис. 2,20)	150	100	83	70	70
5	Температура обратной сетевой воды на входе в ТГУ, С	По температурному графику (см рис. 2,20)	70	50	43	39,2	39,2
6	Расход сетевой воды, кг/с: Для ОВ Для ГВС Общий		134,2 44,7 179,0	133,2 71,6 204,8	132,5 89,5 222,0	137,2 116,2 253,4	- 95,3 95,3
7	Расход воды на подпитку и потери в тепловой схеме, кг/с	Формула(2,35)	3,64	4,19	4,54	5,22	1,98
8	Расход теплоты на собственные нужды ТГУ, МВт	(предварительно принимается до 3% от )	1,0	1,0	1,0	1,0	0,5
9	Общая тепловая мощность ТГУ с учетом затрат теплоты на собственные нужды. МВт		61	43,9	38,1	33,7	12,8
10*	Расход воды, кг/с, через котельные агрегаты ТГУ	(определяется по расчетному режиму, постоянному во всех режимах)	182,0	182,0	182,0	182,0	182,0
11	Температура воды на выходе из котельного агрегата при С=const		150	127.6	120.0	114.2	86.8
12	Расход воды (через котельный агрегат) на собственные нужды, кг/с		3.0	4.1	4.8	5.4	7.1
13	Расход воды, кг/с, на линии рециркуляции при		0	46.9	63.8	74.7	117.8
14	Расход воды , кг/с: по перемычке исходной	Формула(2,41) Формула(2,12) (принимая см. п. 7)	0 4,37	74,5 5,03	109,1 5,45	153,8 6,27	33,9 2,38
15	Расход греющей воды на теплообменник химочищенной воды Т N2, кг/с	Принимаем ;	1,82	2,91	3,63	4,72	4,71

№	Показатели	Метод определения	режим
			Макс. Зим- ний	Средн Наибол Холодн месяца	Сред. Отоп. Пери ода	Точка Излома Темпер. графика	Лет ний
16	Температура греющей воды после теплообменника исходной воды Т N1, С	Принимаем – зима – лето	22,0	35,4	40,0	43,4	65,0
17	Расход выпара из деаэратора, кг/с	Формула(2,18) ;	0,1 0,1 0,1 0,1 (в дальнейшем эти значения в расчете не учитываются)				0,004
18	Расход греющей воды на деаэрацию, кг/с	Формула(2,46)- без учета выпара	0,23	0,36	0,45	0,59	0,6
19	Расчетный расход воды, кг/с: На собственные нужды Через котельный агрегат	(см. рис 2,18) Определяется в расчетном режиме	2,05 181,1	3,27 182,3	4,08 183,1	5,31 184,3	5,31 184,3
20	Относительная погрешность расчета %	( принимается по п 10)	0,5	0,2	0,6	1,25	1,25

• Расчет тепловой схемы выполнен (в учебных целях) для условий работы при расчетных режимах всех установленных котельных агрегатов теплогенерирующей установки. При уменьшении числа работающих котельных агрегатов соответственно уменьшается и

Приложение 3

Расчет тепловой схемы производственно-отопительной котельной с закрытой системой теплоснабжения.

Принципиальная тепловая схема производственно-отопительной теплогенерирующей установки для закрытой системы теплоснабжения

1 – водогрейный котельный агрегат, 2 – насос сетевой, 3 – РОУ, 4 – насос подпиточный, 5 – насос питательный, 6- насос исходной воды, 7 – ХВО, 8 - деаэратор, 9 – охладитель выпара, 10 - сетевые теплообменники, 11 – охладитель воды после СНП, 12, 13, 14 – теплообменники, 15 – сепаратор непрерывной продувки, 16 – барботер, 17 – регулятор давления.

№	Показатели	Метод определения	Режим
			Макс. зим	Лет ний
	Исходные данные
1	Расчетная температура наружного воздуха. С		-26	+8
2	Параметры технологического пара, давление. МПа		0,7 Насыщ.
3	Технологическая нагрузка. кг/с	Режим максимального потребления ,	7,2	6,8
4	Доля возвращаемого конденсата от технологического потребителя . %	µ	60
5	Температура конденсата от технологического потребителя, С		55	60
6	Отопительная нагрузка, МВт		12,0	-
7	Нагрузка горячего водоснабжения (зима), МВт		2,8	-
8	Солесодержание исходной воды, мг/кг		360
9	Температура. С и энтальпия сетевой воды в трубопроводе: Подающем обратном	температурный график температурный график	95 628,5 398,05 293,3	70 293,3 42,5 178,1
10	Энтальпия насыщенного пара кДж/кг При давлении МПа 1,4 0,7 0,15 0,12		2785,13 2775,1 2711,5 2683
11	Энтальпия кДж/кг: технологического конденсата конденсата (tк =80 С) питательной воды (tпв=90 С) воды в деаэраторе ( tд=100 С) исходной воды ( tив=5 С) насыщенной воды ( Р=0,15 МПа) котловой воды ( Р=1,4 МПа)	(по паровым таблицам) (по паровым таблицам)	230,5 251,4 335,2 377,1 419 21 467 830
	Результаты расчета
12	расход с технологического конденсата с производства, кг/с	Формула(2,1)	4.32	4.08
13	Потери технологического конденсата, кг/с	-	2.88	2.72
14	Нагрузка горячего водоснабжения (лето), МВт	Формула(2,27)	См п 7	2,3

Табл. 3.2 Порядок расчета тепловой схемы производственно-отопительной теплогенерирующей установки для закрытой системы теплоснабжения

№	Показатели	Метод определения	Режим
			Макс. Зим.	Лет ний
15	Общая нагрузка отопления, вентиляции и горячего водоснабжения, МВт		14,8	2,3
16	Расход пара на сетевые подогреватели, кг/с		6,09	0,95
17	Общий расход пара на внешние потребители теплоты, кг/с		13.29	7.75
18	Потери пара в тепловой схеме, кг/с	Формула(2,7)	0.4	0.23
19	Расход пара на собственные нужды ТГУ, кг/с	Формула(2,7)	0,66	0,39
20	расход сетевой воды, кг/с: для ОВ для ГВС		35.8 8,35	- 19,96
21	общий расход сетевой воды, кг/с	+	44,15	19,96
22	Расход воды на подпитку тепловых сетей, кг/с	Формула(2,28)	0.66	0.3
23	Паропроизводительность ТГУ Р=0,7 МПа, кг/с		14.35	8.37
24	Сумма потерь пара, конденсатора и сетевой воды (без учета воды с выпаром и водой из сепаратора непрерывной продувки) кг/с		3.94	3.25
25	Доля потерь теплоносителя		0.27	0.38
26	Солесодержание воды, мг/кг: Химобработанной Котловой	Принимаем (принимается по данным таб. 3)	360 3000
27	Процент продувки, %		3,22	4,7
28	Расход питательной воды на РОУ, кг/с	Формула(2,4)	0,16	0,1
29	Паропроизводительность ТГУ (Р=1,4 МПа) кг/с	Формула(2,2)	14,19	8,27
30	Расход продувочной воды, кг/с	Формула(2,8)	0,46	0,39
31	Расход пара (Р=0,15 МПа) из сепаратора непрерывной продувки, кг/с	Формула(2,11)	0.08	0.07
32	Расход воды из сепаратора непрерывной продувки, кг/с	Формула(2,9)	0,38	0,32
33	Расход воды из деаэратора, кг/с	Формула(2,21)	15,47	9,06
34	Расход выпара из деаэратора, кг/с	Формула(2,21)	0.03	0.02
35	Суммарные потери пара и конденсата (уточненные см п 2,6) кг/с		4.35	3.59

№	Показатели	Метод определения	Режимы
			Макс. Зим.	Лет- ний
36	Расход воды, мг/кг: Химобработанной Котловой	Формула(2,12)	4,35 5,0	3,59 4,13
37	Расход пара на подогреватель исходной воды Т N2, кг/с	Формула(2,14) (принято C)	0.17	0.07
38	Температура исходной воды после подогревателя Т N1, С	Формула(2,19)	27,4	27,5
39	Температура воды на входе Т N4 (на выходе из Т3). С	Где	44,4	54,8
40	Расход пара на подогреватель Т N3, кг/с	Формула(2,17) Где	0,13	0,19
41	Температура химобработанной воды после охладителя выпара, С		83.8	83.1
42	Расход пара на деаэрацию, кг/с	Формула(2,23)	0.59	0.25
43	Расчетный расход пара на собственные нужды, кг/с	Формула(2,24) По п. 19	0,89 0,66	0,51 0,39
44	Расчетная паропроизводительность ТГУ, кг/с	Формула(2,25) По п. 9	14,58 14,35	8,49 8,37
45	Ошибка расчета, %	Формула(2,26) =	1,6<2	1.4<2

Приложение 4 Полезные ссылки

СНиП 41-02-2003 «Тепловые сети»:

4.2 Потребители теплоты по надежности теплоснабжения делятся на три категории:

Первая категория - потребители, не допускающие перерывов в подаче расчетного количества теплоты и снижения температуры воздуха в помещениях ниже предусмотренных #M12291 1200003003ГОСТ 30494#S.

Например, больницы, родильные дома, детские дошкольные учреждения с круглосуточным пребыванием детей, картинные галереи, химические и специальные производства, шахты и т.п.

Вторая категория - потребители, допускающие снижение температуры в отапливаемых помещениях на период ликвидации аварии, но не более 54 ч:

жилых и общественных зданий до 12 °С;

промышленных зданий до 8 °С.

Третья категория - остальные потребители.

5.4 При авариях (отказах) на источнике теплоты на его выходных коллекторах в течение всего ремонтно-восстановительного периода должны обеспечиваться:

подача 100% необходимой теплоты потребителям первой категории (если иные режимы не предусмотрены договором);

подача теплоты на отопление и вентиляцию жилищно-коммунальным и промышленным потребителям второй и третьей категорий в размерах, указанных в таблице 1;

заданный потребителем аварийный режим расхода пара и технологической горячей воды;

заданный потребителем аварийный тепловой режим работы неотключаемых вентиляционных систем;

среднесуточный расход теплоты за отопительный период на горячее водоснабжение (при невозможности его отключения).

Таблица 1

#G0Наименование показателя	Расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления , °С
	минус 10	минус 20	минус 30	минус 40	минус 50
Допустимое снижение подачи теплоты, %, до	78	84	87	89	91
Примечание - Таблица соответствует температуре наружного воздуха наиболее холодной пятидневки обеспеченностью 0,92.

СП 41-104-2000 «Автономные источники теплоснабжения»

5.5 Количество и единичную производительность котлов, устанавливаемых в автономной котельной, следует выбирать по расчетной производительности котельной, но не менее двух, проверяя режим работы котлов для ночного летнего периода года; при этом в случае выхода из строя наибольшего по производительности котла оставшиеся должны обеспечить отпуск теплоты на:

- технологическое теплоснабжение и системы вентиляции - в количестве, определяемом минимально допустимыми нагрузками (независимо от температуры наружного воздуха);

- отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение - в количестве, определяемом режимом наиболее холодного месяца.