Часть капитальных затрат, на строительство ТЭЦ, относящаяся к издержкам на генерацию тепловой энергии, принимаются в размере замещающих затрат на строительство котельных – 3,9 млн. руб./Гкал/час.
 - полезная тепловая мощность источников системы теплоснабжения рассчитывается по формуле:
 [Гкал/час] ()
где
 - расчетная тепловая нагрузка потребителей, Гкал/час
 - потери в тепловых сетях, %
 - коэффициент резервирования тепловой нагрузки на источнике, %. Рассчитывается в соответствии СНиП 41-02-2003 «Тепловые сети». При отсутствии данных принимается укрупнено в размере 13%.
Эксплуатационные затраты
Затраты на топливо
Затраты на топливо рассчитываются по формуле:
 [млн. руб./год] ()
где  - стоимость единицы топлива, руб./кг.у.т.
 - потребление топлива источником теплоснабжения, млн. кг.у.т./год
 [млн. руб./год] ()
 - расчетный отпуск тепловой энергии источниками теплоснабжения, млн. Гкал/год
 - удельный расход топлива на отпуск тепловой энергии, кг.у.т./Гкал, принимается в соответствии с данными ТЭО.
Для котельных на природном газе при отсутствии информации показатель принимается укрупнено в размере 157 кг.у.т./Гкал, что соответствует КПД 91% - средний показатель для современных автоматизированных котельных с учетом расхода тепла на собственные нужды – 1%.
Для газифицированных котельных при снижении t1 ниже 80ºС  принимается равным 140 кг.у.т./Гкал (отражает возможность применения конденсационных котлов).
Для ТЭЦ при отсутствии данных ТЭО  =131,9 кг.у.т./Гкал принимается на уровне среднего удельного потребления топлива ПГУ на отпуск тепловой энергии [3] при стандартном графике системы теплоснабжения 150ºС /70ºС.
Для значений температурного графика, отличного от 150ºС /70ºС, рассчитывается изменение удельного расхода топлива ТЭЦ путем использования линейной зависимости в соответствии с [4].
 ()
где  =0,314% - коэффициент зависимости потребления топлива ТЭЦ при изменении температуры сетевой воды
Количество тепловой энергии, отпускаемой источником, определяется потреблением тепловой энергии абонентами  и потерями в сетях
 [Гкал/год] ()
Затраты на электроэнергию для технологических нужд
Затраты электроэнергии на отпуск тепловой энергии определяются по формуле:
 [млн. руб./год] ()
где - стоимость электроэнергии, руб./кВт.ч,
 - удельный расход электроэнергии на полезный отпуск тепловой энергии, кВт.ч/Гкал, принимается на основании данных ТЭО. При отсутствии информации показатель принимается на уровне 20 кВт.ч/Гкал [1] для современных систем теплоснабжений с энергоффективным насосным оборудованием
Затраты на содержание эксплуатационного и ремонтного персонала
 [млн. руб./год] ()
где
 - коэффициент штатной численности эксплуатационного персонала источника теплоснабжения, принимается согласно [2] в размере 0,16 чел./Гкал/час, учитывая современный технический уровень и состояние автоматизации источников теплоснабжения.
 - начисления на фонд оплаты труда. Принимается в размере 30,2% в соответствии с действующим налоговым законодательством.
 - месяцев в году
 - средняя заработная плата производственного персонала в сфере теплоснабжения для данного региона. При отсутствии данных принимается на уровне 14 500 руб./мес. в ценах 2011 года [5] с соответствующей индексацией.
 - коэффициент численности ремонтного персонала, принимается в размере 27% в соответствии с [2].
Срок службы котельного оборудования
 [лет] ()
где  - назначенный cрок службы котельного оборудования при  =150ºС, принимается равным 16 годам [6],  - расчетная температура в подающем трубопроводе системы теплоснабжения для пониженного графика.
Зависимость  принята по линейному закону в соответствии с [7].
Срок службы котельного оборудования определяет периодичность его капитального ремонта.
Единовременные затраты на капитальный ремонт котельного оборудования
 [млн. руб.] ()
где  - доля затрат на основное котельное оборудование в стоимости строительства новой котельной, принимается равным 40%.
Ежегодный норматив отчислений на капитальный ремонт котельного оборудования:
 [млн. руб./год]
Капитальные затраты
 [млн. руб.] ()
 - удельные капитальные затраты на строительство тепловых сетей принимаются в соответствии с данными ТЭО.
При отсутствии информации показатель рассчитывается по формуле:
 [млн. руб.] ()
 принимается в размере 3,2 млн. руб./Гкал/час [1] при стандартной плотности тепловых нагрузок  =200 м2/Гкал/час.
Для конкретной системы теплоснабжения удельные капитальные затраты рассчитываются в соответствии с фактической плотностью тепловых нагрузок -  [2].
Эксплуатационные затраты
Тепловые потери
[Гкал/год] ()
где  [%] ()
 - удельные тепловые потери при стандартном графике системы теплоснабжения 150ºС/70ºС, принимаются в соответствии с данными ТЭО. При отсутствии информации принимаются в размере 10% [1].
 - удельные потери для пониженного температурного графика, рассчитываются пропорционально разнице между среднегодовыми температурами в трубопроводах и температурой наружного воздуха  .
Для графика 150ºС/70ºС принимается 90ºС.
для конкретного региона принимается согласно [9].
Затраты на содержание эксплуатационного и ремонтного персонала
[млн. руб./год] ()
где
- коэффициент штатной численности эксплуатационного персонала тепловой сети, принимается согласно [2] в размере 0,2 чел./Гкал/час.
- начисления на фонд оплаты труда. Принимается в размере 30,2% в соответствии с действующим налоговым законодательством.
- месяцев в году
- средняя заработная плата производственного персонала в сфере теплоснабжения для данного региона. При отсутствии данных принимается на уровне 14 500 руб./мес. [5].
- коэффициент численности ремонтного персонала, принимается в размере 27% в соответствии с [2].
Срок службы тепловых сетей
[лет] ()
где - назначенный cрок службы тепловых сетей при стандартном графике системы теплоснабжения 150ºС/70ºС, принимается равным 25 годам [6], - расчетная температура в подающем трубопроводе системы теплоснабжения для пониженного графика.
Зависимость принимается по линейному закону в соответствии с [7].
При снижении температуры в подающем трубопроводе вторичного контура до 80ºС и ниже, показатель  определяется с учетом положительного эффекта от расширения перечня применяемых материалов (Раздел 5.6).
Срок службы тепловых сетей определяет периодичность его капитального ремонта.
Единовременные затраты на перекладку (капитальный ремонт) тепловых сетей
 [млн. руб.] ()
Ежегодный норматив отчислений на капитальный ремонт тепловых сетей:
[млн. руб./год]
Внутреннее инженерное оборудование зданий
Капитальные затраты
 [млн. руб.] ()
где  - удельные капитальные затраты на внутренние инженерные системы здания определяются в соответствии с [2] по формуле:
 + [млн. руб./Гкал/час] ()
где  - удельные капитальные затраты на отопительные приборы, принимаются укрупнено в размере 0,7 млн. руб./Гкал/час при отопительном графике 95ºС /70ºС.
 - удельные капитальные затраты на внутридомовые трубопроводы, принимаются в размере 20% затрат от стоимости отопительных приборов при графике 95ºС /70ºС.
- удельные капитальные затраты на устройство ИТП, принимаются в размере 1,4 млн. руб./Гкал/час.
Для пониженного графика теплоснабжения корректируются только затраты на отопительные приборы удельные затраты рассчитываются в соответствии с [10]:
 [млн. руб./Гкал/час] ()
Стоимость внутридомовых трубопроводов и ИТП не корректируется.
где  - средние температуры теплоносителя в системах отопления потребителей при пониженном / стандартном графике теплоснабжения,  - температура внутреннего воздуха в отапливаемых зданиях.
Срок службы внутреннего инженерного оборудования зданий
[лет] ()
где - назначенный cрок службы радиаторов и внутренних трубопроводов зданий при стандартном графике системы теплоснабжения 95ºС /70ºС, принимается равным 25 годам [6], - расчетная температура в подающем трубопроводе системы теплоснабжения здания для пониженного графика.
Зависимость принимается по линейному закону в соответствии с [2].
Срок службы тепловых сетей определяет периодичность его капитального ремонта.
При снижении температуры в подающем трубопроводе вторичного контура до 80ºС и ниже, показатель определяется с учетом положительного эффекта от расширения перечня применяемых материалов (Раздел 5.6).
Ежегодные затраты на капитальный ремонт внутреннего инженерного оборудования зданий (в части теплоснабжения)
 [млн. руб.] ()
Ежегодный норматив отчислений на капитальный ремонт внутреннего инженерного оборудования зданий:
[млн. руб./год]
Оценка экологического эффекта от перевода системы теплоснабжения на низкотемпературный график
Экологический эффект, измеряемый в тоннах выбросов парниковых газов, определяется снижением расхода топлива на источниках теплоснабжения  , определяемого в соответствии с (7):
 [тонн/год] ()
где  - удельные выбросы CO2 на единицу сжигаемого топлива. При необходимости определяются выбросы и других парниковых газов.
Методика учета положительного эффекта от расширения перечня допустимых к использованию материалов (в том числе пластиковых предизолированных теплопроводов и пластиковых внутридомовых систем)
Внедрение низкотемпературных графиков при проектировании и строительстве (реконструкции) систем теплоснабжения в части разводящих тепловых сетей (от тепловых пунктов до потребителей) и внутридомовых сетей позволяет шире применять полимерные предизолированные теплопроводы.
Несмотря на теоретическую возможность применения полимерных трубопроводов при температурах теплоносителя, достигающих 95ºС в соответствии с данными производителей, технологически целесообразный порог использования таких материалов находится на уровне 80ºС [11]. Это связано с интенсивными процессами деградации полимерных материалов, протекающих при высоких температурах и давлениях, характерных для централизованных систем теплоснабжения в российских условиях. Это утверждение в равной степени относится как к разводящим сетям подземной прокладки, так и к внутридомовым коммуникациям.
Согласно [12] срок службы 25-30 лет достигается при 80ºС и давлении не выше 0,9 МПа. При дальнейшем снижении температурного графика до 70ºС срок службы трубопровода растет до 50 лет при максимально возможном давлении 1 МПа. Возможность дальнейшего понижения температуры позволяет обеспечить расчетную долговечность 50 лет при больших давлениях.
Таким образом, сроки эксплуатации трубопроводов при снижении температуры в подающем трубопроводе системы отопления до 70ºС могут приниматься на уровне =50 лет.
Соответственно, показатель стоимости капитального ремонта тепловых сетей
принимается в размере 40% от рассчитываемого по формуле (20), что соответствует замене магистральных тепловых сетей (разводящие тепловые сети, выполненные из полимерных материалов, на горизонте расчета не подлежат замене).
Показатель стоимости капитального ремонта внутреннего инженерного оборудования зданий (в части теплоснабжения)  принимается в размере 50% от рассчитываемого по формуле (25), что соответствует замене только радиаторов в отапливаемых зданиях (внутренние трубопроводы, выполненные из полимерных материалов, на горизонте расчета не подлежат замене).
Литература
-
Анализ основных тенденций развития систем теплоснабжения в России и за рубежом. И.А. Башмаков.
-
Теплоснабжение. А.А. Ионин, Б.М. Хлыбов, В.Н. Братенков, Е.Н. Терлецкая. М: Стройиздат, 1982
-
Функционирование и развитие электроэнергетики Российской Федерации в 2011 году. Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике.
-
Универсальная энергетическая характеристика ТЭЦ. Богданов А.Б. Таблица 5. http://www.exergy.narod.ru/3-1.htm.
-
Дифференциация заработной платы работников по профессиональным группам. Федеральная служба государственной статистики.
-
СО 153-34.17.469-2003. Инструкция по продлению срока безопасной эксплуатации паровых котлов с рабочим давлением до 4,0 МПа включительно и водогрейных котлов с температурой воды выше 115 град. Цельсия. Минэнерго России.
-
Коррозия и ее последствия. Научно производственная компания "Теплообменные технологии".
-
Теплоснабжение. А.А. Ионин, Б.М. Хлыбов, В.Н. Братенков, Е.Н. Терлецкая. М: Стройиздат, 1982.
-
СНиП 23-01-99. Строительная климатология
-
Проектирование систем водяного отопления. О.Н. Зайцев, А.П. Любарец.
-
Долговечность пластиковых труб. Мифы и реальность. И. Шибиченко "Трубопроводы и экология", 1999 г.
-
СП 40-101 "Проектирование и строительство трубопроводов из полимера "Рандом сополимер"
6. Нормативные требования в области теплоснабжения к пониженному температурному графику. Подготовка предложений по перечню и содержанию мер государственной политики, направленных на стимулирование масштабного внедрения систем теплоснабжения, работающих на пониженных температурных графиках.
Принятие в схеме теплоснабжения оптимального температурного графика для конкретных систем теплоснабжения обуславливается рядом технических, режимных, эксплуатационных и экономических факторов. В настоящее время в составе действующих нормативно-правовых актов отсутствуют директивные установления какого-либо конкретного температурного графика для централизованных систем теплоснабжения. Отсутствуют также и методики оптимизации выбора температурного графика. По нашему мнению, предложенная в п. 5 настоящего отчёта Методика оценки инвестиционных проектов по переходу на низкотемпературные графики и проведённые в п. 4 расчёты по этой Методике могут быть предложены в качестве обоснования перехода на пониженный температурный график.
Представляется целесообразным разработку нормативно-правовых актов, направленных на стимулирование мероприятий по переходу на пониженный температурный график, сконцентрировать на тех, которые регламентируют инвестиционные программы теплоснабжающих организаций. Такими документами могут быть, например, находящиеся на разных стадиях подготовки следующие проекты постановлений Правительства РФ:
Проект «Правил согласования и утверждения инвестиционных программ организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности в сфере теплоснабжения, а также требований к составу и содержанию таких программ (за исключением таких программ, утверждаемых в соответствии с законодательством Российской Федерации об электроэнергетике)» - подготовлен Минрегионом России;
Проект «Требований к инвестиционным программам организаций коммунального комплекса и энергетики» - готовится Минэкономразвития России на основании Плана действий по привлечению в жилищно-коммунальное хозяйство частных инвестиций (Распоряжение Правительства РФ от 22.08.2011 № 1493 в редакции от 04.02.2013)
В долгосрочной перспективе представляется целесообразным утвердить переход на пониженные температурные графики в качестве одной из наилучших доступных технологий, лежащей в основе формирования индикативного уровня цены на тепловую энергию (мощность) - в соответствии с проектом федерального закона «О внесении изменений в Федеральный закон «О теплоснабжении» и иные Федеральные законы по вопросам совершенствования системы отношений в сфере теплоснабжения» от 27.12.2013 (http://minenergo.gov.ru/documents/razrabotka/17326.html)
7. Типовые технические решения, использующие пониженные температурные графики.
Примеры технического решения по созданию системы централизованного теплоснабжения, использующего пониженные температурные графики, на основе применения геотермальных энерготехнологий
Пониженные температурные графики в России в системах централизованного теплоснабжения использовались практически только в тех случаях, когда исходная температура теплоносителя была ограничена внешними условиями. Одним из таких примеров является использование геотермальных источников тепла. Типовым в полном смысле данный случай считать нельзя, так как природная вода как теплоноситель отличается повышенным содержанием растворённых в воде веществ и температурой в диапазоне 80 - 1000С. Однако некоторые описанные ниже технологические решения можно использовать для котельных и ТЭЦ, работающих на углеводородном топливе.
7.1. Основные предпосылки к созданию системы геотермального теплоснабжения г. Вилючинска (Камчатка)
Сегодня в России на теплоснабжение населения, промышленных и сельскохозяйственных предприятий расходуется более 45% всех потребляемых энергоресурсов. В системах централизованного теплоснабжения (ЦТ) производится более 71%, а децентрализованными источниками около 29% всего тепла. Электростанциями отпускаются более 34% всего тепла, котельными порядка 50%. По данным энергетической стратегии России до 2020г. планируется рост теплопотребления в стране не менее чем в 1,3 раза, причем доля децентрализованного теплоснабжения будет возрастать с 28,6% в 2000г. до 33% в 2020г.
В то же время значительную долю органических энергоресурсов, расходуемых на теплоснабжение, можно заменить экологически чистым и более дешевым теплом Земли.
Например, наряду с высокопотенциальными ресурсами Камчатки и Курильских островов, позволяющими непосредственно вырабатывать электроэнергию из геотермального пара, практически на всей территории России имеются запасы теплоэнергетических вод, которые могут быть использованы для теплоснабжения населенных пунктов, а также в промышленности и сельском хозяйстве. Особо следует выделить район Северного Кавказа чрезвычайно богатый термальными водами, температура которых достигает здесь 125-130 оС.
В Камчатской области и, в частности, в г. Вилючинске и населенных пунктов Елизовского района, энергоснабжение традиционно ориентировано на дорогостоящее привозное топливо (мазут, уголь и дизтопливо). В то же время Елизовский район на территории которого расположены крупнейшие в России Паратунское и Верхне-Паратунское месторождения термальных вод, а также Больше-Банное и Мутновское месторождения парогидотерм, обладает уникальными геотермальными ресурсами, достаточными для полного энергообеспечения г.Вилючинска теплом и электроэнергией. Особая актуальность проблемы теплоснабжения вызвана суровыми климатическими условиями и большой продолжительностью отопительного периода на Камчатке - около 260 суток в году при минимальной температуре наружного воздуха до минус 25 0С.
Существующая система теплоснабжения г. Вилючинска основана на сжигании дорогостоящего органического топлива.
С целью перевода теплоснабжения г. Вилючинска на местные геотермальные ресурсы предполагается создать экологически чистую геотермальную систему теплоснабжения, использующую термальные воды Верхне-Паратунского месторождения.
На рисунке 7.1 представлена прогнозная гидрогеотермическая карта Центра Камчатки из которой видно, что вблизи городов Петропавловска-Камчатского, Елизово и Вилючинска располагаются геотермальные месторождения и термоаномалии, использование ресурсов которых позволяет обеспечить население и предприятия дешевым и экологически-чистым теплом.
Паратунское месторождение термальных вод расположено в бассейне среднего течения р. Паратунка вблизи пос. Паратунка и Термальный в 30,0 км к Юго-Юго–Западу от г. Елизово.
Южнее его в девяти км находится Верхне–Паратунское месторождение, расположенное в бассейне верхнего течения р. Паратунка. С запада к ним примыкает Карымшинская (гидрогеотермическая аномалия п. Термальный – р. Карымшина), с Юга – Южно – Паратунская (гидрогеотермическая аномалия ручей Тунрин – р. Лев. Тополевая и п. Паратунка – устье р. Быстрой).
Месторождения разведывались в 60 – 70 гг. ХХ века. На Паратунском месторождении было пробурено около 100 поисково – разведочных скважин с общей проходкой 68745,0 м, в эксплуатацию передано 22 скважины, на Верхне–Паратунском месторождении пробурено 46 скважин с общей проходкой 55428,0 м, из них 24 скважины – эксплуатационные.
Рисунок .7.1 - Прогнозная гидрогеотермическая карта Центра Камчатки
1) Разведанные месторождения: I – Кеткинское, II – Паратунское; 2) гидрогеотермические аномалии: I – руч. Тунрин – р. Лев. Тополовая, II – п. Паратунка – устье р. Быстрой, III – п. Термальный – р. Карымшина, IV - р. Тихая – р. Мирная, V - р. 1-я Мутная – р. 2-я Мутная; 3) прочие гидрогеотермические аномалии; 4) разведочные скважины на термальные воды.
Глубина залегания подземных теплоэнергетических вод месторождений от нескольких десятков метров до 2500 м, температура вод на устьях скважин от 40,0 оС до 96,0 оС.
Эксплуатационные запасы воды по Паратунскому месторождению составляют 23300 м3/сут, а по Верхне – Паратунскому 21600,0 м3/сут.
Из этих двух месторождений в настоящее время практически разрабатывается только Паратунское месторождение, термальная вода в основном используется для теплоснабжения теплиц МУСП «Термальное», частных теплиц жителей пос. Паратунка и Термальный, для теплоснабжения жилых и общественных зданий, незначительный объем добытой воды идет на бальнеологию. Верхне-Паратунское месторождение сегодня практически не используется.
Самая низкая температура (от 50,0 до 60,0 оС) воды отмечается на восточной и юго – восточной окраине месторождения, самая высокая – в районе сопки Горячей - до 88,0 оС. Здесь же отмечаются и самые высокие пьезометрические уровни воды – от 106,7 до 119,1м над поверхностью земли.
Средневзвешенная температура на устьях скважин в целом по месторождению 79,5 оС
Для Проекта теплоснабжения отобраны 12 скважин, характеристики которых (температура воды и дебит при избыточном давлении на устьях 0,15 МПа) приведены в таблице 7.1.
Расчет суммарного дебета скважин и средневзвешенной температуры, показывает, что при использовании вышеперечисленных скважин с суммарным дебитом 371,1 л/с средняя температура составит 83,8 ̊С.
Общая схема использования ресурсов Верхне-Паратунского геотермального месторождения для теплоснабжения г. Вилючинска представлена на рисунке 7.2.
Термальная вода от каждой из скважин, работающих в режиме самоизлива, собирается по отдельным трубопроводам в сборные ёмкости. Для отдаленных скважин предусмотрены местные сборные емкости, из которых вода с помощью насосов собирается в главные аккумулирующие баки запаса воды объемом 2×1000,0 м3. В сборных баках осуществляется дегазация воды. Из резервуаров вода с температурой 83,8 ºС. насосами подается в магистральный теплопровод диаметром 500 мм и длиной 35,6 км, изготовленный из базальтопластиковых труб. Высокоэффективная пенополиуретановая изоляция, нанесенная в заводских условиях, позволяет доставить теплоноситель с месторождения в город с минимальными потерями тепла и обеспечить температуру термальной воды на входе в систему теплоснабжения не менее 80оС.
Таблица 7.1 - Характеристики скважин Верхне – Паратунского месторождения, которые представляют наибольший интерес для эксплуатации
№
|
Скважина
|
Температура воды на устье, ̊С
|
Дебит, л/с
|
Статус скважины в настоящее время
|
1
|
88
|
87,5
|
9,4
|
Эксплуатационная
|
2
|
ГК-37
|
95,6
|
7,1
|
Законсервированная
|
3
|
Э-2
|
87,0
|
83,0
|
Эксплуатационная
|
4
|
Э-1
|
85,0
|
65,0
|
Эксплуатационная
|
5
|
ГК-22
|
77,5
|
12,4
|
Эксплуатационная
|
6
|
ГК-44
|
78,0
|
13,8
|
Наблюдательная
|
7
|
ГК-43
|
77,5
|
24,5
|
Законсервированная
|
8
|
ГК-42
|
75,1
|
11,7
|
Законсервированная
|
9
|
ГК-29
|
78,0
|
30,5
|
Законсервированная
|
10
|
ГК-30
|
84,0
|
30,1
|
Законсервированная
|
11
|
Э-5
|
87,0
|
67,0
|
Наблюдательная
|
12
|
ГК-36
|
79,0
|
16,6
|
Эксплуатационная
|
Среднее значение
|
83,8
|
371,1
|
|
Для обеспечения транспортировки воды по длине трубопровода предусмотрена промежуточная насосная станция в районе пос. Термальный. Концепция Проекта геотермального теплоснабжения г. Вилючинска предусматривает поэтапный переход к использованию геотермальных ресурсов для отопления и ГВС потребителей.
Рисунок 7.2 - Общая принципиальная схема системы
геотермального теплоснабжения г. Вилючинска
Первая стадия Проекта предполагает обеспечение за счет геотермальных ресурсов современных потребностей Приморского района г. Вилючинска, которые составляют около 39,0 Гкал/ч. В том числе отопительная нагрузка составляет 31,5 Гкал/ч, а 7,3 Гкал/ч составляет нагрузка горячего водоснабжения.
Проблема перевода существующей системы теплоснабжения на использование геотермальной воды заключается в том, что существующая система рассчитана на работу с температурным графиком тепловой сети 95/70оС. Это означает, что при температурах наружного воздуха ниже минус 20оС, температура воды в подающем трубопроводе тепловой сети должна составлять 95оС, а в обратном трубопроводе - 70оС.
Наиболее эффективным и простым решением для теплоснабжения является прямое использование геотермального тепла, однако, температура геотермального теплоносителя (80оС) не достаточна для нагрева сетевой воды до требуемой в максимум нагрузки температуры 95оС, и, поэтому, сетевую воду необходимо дополнительно подогревать в котлах.
Такое положение обусловлено тем, что температурный график 95/70 оС, является типовым для традиционных систем теплоснабжения, основанных на сжигании органического топлива, и оправдан с технической точки зрения в том случае, если выработка тепла производится в паровых или водогрейных котлах. Достаточно высокая средняя температура отопительных приборов в помещениях позволяет сделать эти приборы достаточно компактными и эффективными. Расчетное падение температуры в отопительных приборах составляет 25оС. Тепло обратной сетевой воды при температуре 70оС не теряется и возвращается в котел и поэтому, для такой системы практически не имеет значения, какой температурный график используется. При этом, конечно, температура воды в отопительных приборах имеет значение, и чем она выше, тем более компактными могут быть эти приборы.
Обычно, для населенных пунктов подобных г. Вилючинску нагрузка ГВС составляет от 12% до 15% от общей нагрузки системы теплоснабжения. В то же время в материалах, представленных МУП «Городское тепловодоснабжение» г. Вилючинска (МУП ГТВС) (Таблица 2.7.2), указанные нагрузки составляют:
- по району Приморский :
Отопление и вентиляция 31,55 Гкал/ч;
ГВС 29,53 Гкал/ч
- по району Рыбачий :
Отопление и вентиляция 20,74 Гкал/ч;
ГВС 10,30 Гкал/ч
Что касается отопительных нагрузок, то данные по ним могут быть приняты для дальнейших расчетов. В случае с нагрузками ГВС, необходимо иметь ввиду, что указанные нагрузки являются максимальными, имеющими место при максимальном разборе горячей воды. Для дальнейших расчетов необходимо определить среднюю нагрузку ГВС и расчетные расходы сетевой воды и подпиточной воды, имея ввиду, что пиковые нагрузки в период максимального водоразбора будут компенсироваться за счет баков-аккумуляторов сетевой воды.
Таблица 7.2 - Нагрузки отопления, вентиляции и ГВС по данным МУП ГТВС
Проектная нагрузка системы теплоснабжения г. Вилючинска Qт.с.=75 Гкал/ч.
Среднюю расчетную нагрузку ГВС принимаем:
Qср. ГВС = 0,15×Qт.с.=75×0,15 = 11,25 Гкал/ч.
В дальнейших расчетах в данной работе нагрузка ГВС принимается постоянной, равной 11,25 Гкал/ч.
Рассмотрим расчет расхода подпиточной воды. Согласно данным МУП «ГТВС» потребление холодной воды для подпитки системы теплоснабжения составило за 5 мес. 2008 г.:
Vх.в. = 480927 м3
Данный объем холодной воды расходуется на ГВС и покрывает потери сетевой воды, тогда, принимая коэффициент неравномерности разбора ГВС в течении суток равный 2,4 можно считать:
 м3/ч
Определение расхода сетевой воды.
Определим расход сетевой воды для различных нагрузок системы теплоснабжения при различных температурах воздуха.
Тепловые нагрузки системы теплоснабжения г. Вилючинска в зависимости от температуры окружающего воздуха представлены в табл. 2.7.3.
Таблица 2.7.3 - Тепловые нагрузки системы теплоснабжения г. Вилючинска в зависимости от температуры окружающего воздуха
tвозд.
|
Параметр
|
Температура наружного воздуха, ̊C
|
-20
|
-15
|
-10
|
-5,1
|
-2,1
|
-0,3
|
8
|
|
Температура сетевой воды
|
|
|
|
|
|
|
|
t1
|
в прямом труб-де
|
95,0
|
86,7
|
77,7
|
68,7
|
63,0
|
60,0
|
60,0
|
t2
|
в обратном труб-де
|
70,0
|
64,8
|
59,3
|
53,6
|
49,8
|
46,7
|
46,7
|
qОВ
|
Относительная отопительная нагрузка
|
1,000
|
0,868
|
0,737
|
0,605
|
0,529
|
0,481
|
0,263
|
QОВ
|
Нагрузка отопления и вентиляции
|
63,75
|
55,34
|
46,98
|
38,57
|
33,72
|
30,66
|
16,77
|
QГВС ср.
|
Нагрузка ГВС
|
11,25
|
11,25
|
11,25
|
11,25
|
11,25
|
11,25
|
11,25
|
Qт
|
Итоговая тепловая нагрузка
|
75,00
|
66,59
|
58,23
|
49,82
|
44,97
|
41,91
|
28,02
|
V1 м3/ч, t1 ̊C Q1=t1×V1
Qт=QОВ+QГВ
Q2=t2×V2 t2 ̊C, V2 м3/ч
V2= V1 – Vподп.
Расходы в прямой и обратной линиях тепловой сети определяются из материального и теплового баланса для различных температур окружающего воздуха.
Дано: Qт=75 Гкал/ч, t1=95 ̊C, t2=70 ̊C, Vподп.= 320 м3/ч.
Для tв = минус 20 ̊C
Qт=75 Гкал/ч,
t1×V1 – t2×V2=75000, 95× V1 –70× V2=75000
V2= V1 – 320,
V1 =2104 м3/ч.
V2= V1 – 320 = 1784 м3/ч.
Для tв= минус 15 ̊C
Qт =66,59 Гкал/ч,
t1=86,7 ̊C, t2=64,8 ̊C,
Vподп.= 320 м3/ч.
t1×V1 – t2×V2=66590,
V2= V1 – 320,
V1 =2094 м3/ч.
V2= V1 – 320 = 1774 м3/ч.
-
Для tв= минус 10 ̊C
Qт =58,23 Гкал/ч,
t1=77,7 ̊C, t2=59,3 ̊C,
Vподп.= 320 м3/ч.
t1×V1 – t2×V2=58230,
V2= V1 – 320,
V1 =2133 м3/ч.
V2= V1 – 320 = 1813 м3/ч.
Для tв= минус 5 ̊C
Qт =49,82 Гкал/ч,
t1=68,7 ̊C, t2=53,6 ̊C,
Vподп.= 320 м3/ч.
t1×V1 – t2×V2=49820,
V2= V1 – 320,
V1 =2163 м3/ч.
V2= V1 – 320 = 1843 м3/ч.
Для tв= минус 2,1 ̊C
Qт =44,97 Гкал/ч,
t1=63,0 ̊C, t2=49,8 ̊C,
Vподп.= 320 м3/ч.
t1×V1 – t2×V2=44970,
V2= V1 – 320,
V1 =2200 м3/ч.
V2= V1 – 320 = 1880 м3/ч.
Для tв= минус 0,3 ̊C
Qт =41,91 Гкал/ч,
t1=60,0 ̊C, t2=46.7 ̊C,
Vподп.= 320 м3/ч.
t1×V1 – t2×V2=41910,
V2= V1 – 320,
V1 =2028 м3/ч.
V2= V1 – 320 = 1708 м3/ч.
Для tв= плюс 8 ̊C
Qт =28,02 Гкал/ч,
t1=60,0 ̊C, t2=46,7 ̊C,
Vподп.= 320 м3/ч.
t1×V1 – t2×V2=28020,
V2= V1 – 320,
V1 =983 м3/ч.
V2= V1 – 320 = 663 м3/ч.
Расходы сетевой воды в подающем и обратном трубопроводе, в зависимости от температуры наружного воздуха представлены в таблице 7.4.
Таблица 7.4 - Расходы сетевой воды в подающем и обратном трубопроводе
Расход сетевой воды, м3/ч
|
Температура наружного воздуха, ̊C
|
минус 20,0
|
минус 15,0
|
минус 10,0
|
минус 5,1
|
минус 2,1
|
минус 0,3
|
плюс 8,0
|
в прямом трубопроводе
|
2104
|
2094
|
2133
|
2163
|
2200
|
2028
|
983
|
в обратном трубопроводе
|
1784
|
1774
|
1813
|
1843
|
1880
|
1708
|
663
|
|
