Теплоснабжение района города с проектированием тепловых сетей

Бланк Задание к курсовой работе по источникам.doc

ФГБОУ ВПО «БАШКИРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ АГРАРНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Факультет: Энергетический
Кафедра: Теплотехники и энергообеспечения предприятий
Специальность: 140106 – «Энергообеспечение
Форма обучения: заочная
(Фамилия имя отчество студента)
Тема работы: «Теплоснабжение района города»
Исходные данные к работе: План района города вариант № ТЭЦ №
Из приложения Ю методических указаний по двум последним цифрам
зачетной книжки принимают: город; расчетную температуру наружного воздуха
для проектирования отопления t0 [p расчетную температуру наружного
воздуха для проектирования вентиляции tv [p среднюю температуру
наружного воздуха за отопительный период tот [p продолжительность
отопительного периода n сут.; располагаемый напор в квартальной камере м;
плотность населения Р челга; норму общей площади на одного человека f
м2чел; расчетные температуры теплоносителя (1 (2 [p систему
теплоснабжения (открытая закрытая); тип прокладки (канальная
бесканальная). Дополнительно для заданного города следует принять
среднемесячные температуры наружного воздуха продолжительность стояния
температур наружного воздуха с интервалом 5 [pic] в течение отопительного
Две послед-ние цифры зачет-
Район строи-тельст-ва (город)
Лист поперечный разрез участка квартальной теплотрассы (М 1:20);
формаплан и разрез квартальной теплофикационной камеры (М 1:50);
та А1план компенсаторной ниши с расчетным компенсатором (М 1:50);
вид расчетного сальникового компенсатора (М 1:20);
вид расчетного сильфонного компенсатора (М 1:20);
вид расчетной неподвижной опоры (М 1:20);
вид расчетной подвижной опоры (М 1:20);
конструкция тепловой изоляции (бм);
спецификация на основное оборудование тепловой сети.
Руководитель ст. преподаватель Шамукаев С.Б.
(ученая степень звание Ф.И.О. подпись)
теплоносителя для зданий расчетного квартала; разработка расчетной схемы
квартальных тепловых сетей гидравлический расчет квартальных тепловых
сетей с увязкой двух ответвлений; разработка графиков напоров для
отопительного и летнего периодов; подбор элеваторов для систем отопления
зданий квартала; при необходимости подбор теплообменников для независимых
схем систем отопления; расчет толщины тепловой изоляции; расчет и подбор
сальникового П-образного (или сильфонного) компенсаторов; расчет угла
поворота трассы на самокомпенсацию; расчет усилий на подвижную и
неподвижную опоры; расчет и подбор диаметров спускников и воздушников.
В пояснительной записке должен быть представлен следующий графический
– графики часовых расходов теплоты на отопление вентиляцию и горячее
– годовые графики расходов теплоты по продолжительности тепловой
нагрузки и по месяцам;
– график центрального регулирования отпуска теплоты;
– графики расходов теплоносителя;
– расчетная схема тепловой сети района;
– пьезометрический график магистрали районной тепловой сети с
ответвлением (Мв 1:1000 Мг 1:10000);
– расчетная схема квартальной тепловой сети;
– пьезометрический график квартальной магистрали с ответвлениями (Мв
– схемы участков тепловой сети к расчетам по подбору компенсаторов по
самокомпенсации по определению усилий на опоры трубопроводов по
определению диаметров спускников и воздушников.
Перечень графического материала (с точным указанием обязательных
В графическую часть работы входят следующие чертежи:
Лист однолинейная схема магистральных тепловых сетей района города (М
та А1экспликация зданий расчетного квартала;
план тепловых сетей расчетного квартала (М 1:1000);
монтажная схема квартальных тепловых сетей;
продольный профиль квартальной теплотрассы (Мв 1:100 Мг 1:1000);

Вариант 9.dwg

Поликлиника 300 посещ.
Магазин промт. 440 кв. м.
Магазин прод.. 340 кв. м.
Детский сад 250 мест

СНиП 41-02-2003 «Тепловые сети».doc

Неофициальная редакция
Государственный комитет Российской Федерации
по строительству и жилищно-коммунальному комплексу
разработчиков и производителей средств противокоррозионной защиты для
топливно-энергетического комплекса Ассоциации производителей и
строительства и архитектуры
ВНЕСЕНЫ Управлением технического нормирования стандартизации и
сертификации в строительстве и ЖКХ Госстроя России
ПРИНЯТЫ И ВВЕДЕНЫ В ДЕЙСТВИЕ с 1 сентября 2003 г. постановлением
Госстроя России от 24.06.2003 г. № 110
ВЗАМЕН СНиП 2.04.07-86*
область применения 4
нормативные ссылки 4
термины и определения 4
схемы теплоснабжения и тепловых сетей 6
теплоносители и их параметры 13
гидравлические режимы 14
трасса и способы прокладки тепловых сетей 16
конструкция трубопроводов 19
тепловая изоляция 25
строительные конструкции 27
защита трубопроводов от коррозии 29
электроснабжение и система управления 35
дополнительные требования к проектированию тепловых сетей в особых
природных и климатических условиях строительства 38
Приложение а Перечень нормативных документов ссылки на которые
приведены в настоящем документе 43
Приложение б Расстояния от строительных конструкций тепловых сетей или
оболочки изоляции трубопроводов при бесканальной прокладке до зданий
сооружений и инженерных сетей 44
Приложение в Требования к размещению трубопроводов при их прокладке в
непроходных каналах тоннелях надземной и в тепловых пунктах 48
Настоящие строительные нормы и правила устанавливают комплекс
обязательных нормативных требований по проектированию тепловых сетей
сооружений на тепловых сетях во взаимосвязи со всеми элементами систем
централизованного теплоснабжения в части их взаимодействия в едином
технологическом процессе производства распределения транспортирования и
потребления тепловой энергии рационального использования топливно-
энергетических ресурсов.
Установлены требования по безопасности надежности а также живучести
систем теплоснабжения.
При разработке СНиП использованы нормативные материалы ведущих российских
и зарубежных компаний учтен 17-летний опыт применения действующих норм
проектными и эксплуатирующими организациями России.
В строительных нормах и правилах впервые:
введены нормы экологической и эксплуатационной безопасности готовности
(качества) теплоснабжения; расширено применение критерия вероятности
сформулированы принципы и требования обеспечения живучести в нерасчетных
(экстремальных) условиях уточнены признаки систем централизованного
введены нормы применения при проектировании тепловых сетей критериев
даны критерии выбора теплоизоляционных конструкций с учетом
противопожарной безопасности.
В разработке СНиП приняли участие: канд. техн. наук Я.А. Ковылянский
А.И. Коротков канд. техн. наук Г.Х. Умеркин А.А. Шереметова Л.И.
Жуковская Л.В. Макарова В. И. Журина канд. техн. наук Б.М. Красовский
канд. техн. наук А.В. Гришкова канд. техн. наук Т.Н. Романова канд. техн.
наук Б.М. Шойхет Л. В. Ставрицкая д-р техн. наук А.П. Акользин канд.
техн. наук И.Л. Майзель Е.М. Шмырев Л.П. Канина Л.Д. Сатанов P.M.
Соколов д-р техн. наук Ю.В. Балабан-Ирменин А.И. Кравцов Ш.Н. Абайбуров
В.Н. Симонов канд. техн. наук В.И. Ливчак A.В. Фишер Ю.У. Юнусов Н.Г.
Шевченко канд. техн. наук В.Я. Магалиф А.А. Хандриков Л.Е. Любецкий
канд. техн. наук Р.Л. Ермаков B.C. Вотинцев Т.Ф. Миронова д-р техн. наук
А.Ф. Шаповал В.А. Глухарев В.П. Бовбель Л.С. Васильева.
СТРОИТЕЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Настоящие нормы и правила распространяются на тепловые сети (со всеми
сопутствующими конструкциями) от выходных запорных задвижек (исключая их)
коллекторов источника теплоты или от наружных стен источника теплоты до
выходных запорных задвижек (включая их) тепловых пунктов (узлов вводов)
зданий и сооружений транспортирующие горячую воду с температурой до 200 °С
и давлением до 25 МПа включительно водяной пар с температурой до 440 °С и
давлением до 63 МПа включительно конденсат водяного пара.
В состав тепловых сетей включены здания и сооружения тепловых сетей:
насосные тепловые пункты павильоны камеры дренажные устройства и т.п.
В настоящих нормах рассматриваются системы централизованного
теплоснабжения (далее - СЦТ) в части их взаимодействия в едином
потребления теплоты.
Настоящие нормы и правила следует соблюдать при проектировании новых и
реконструкции модернизации и техническом перевооружении существующих
тепловых сетей (включая сооружения на тепловых сетях).
Перечень нормативных документов ссылки на которые имеются в настоящем
документе приведен в приложении А.
ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ
В настоящих нормах используются следующие термины и определения.
Система централизованного теплоснабжения - система состоящая из одного
или нескольких источников теплоты тепловых сетей (независимо от диаметра
числа и протяженности наружных теплопроводов) и потребителей теплоты.
Вероятность безотказной работы системы [Р] - способность системы не
допускать отказов приводящих к падению температуры в отапливаемых
помещениях жилых и общественных зданий ниже +12 °С в промышленных зданиях
ниже +8 °С более числа раз установленного нормативами.
Коэффициент готовности (качества) системы [Кг] - вероятность
работоспособного состояния системы в произвольный момент времени
поддерживать в отапливаемых помещениях расчетную внутреннюю температуру
кроме периодов снижения температуры допускаемых нормативами.
Живучесть системы [Ж] - способность системы сохранять свою
работоспособность в аварийных (экстремальных) условиях а также после
длительных (более 54 ч) остановов.
Срок службы тепловых сетей - период времени в календарных годах со дня
ввода в эксплуатацию по истечении которого следует провести экспертное
обследование технического состояния трубопровода с целью определения
допустимости параметров и условий дальнейшей эксплуатации трубопровода или
необходимости его демонтажа.
1 Тепловые сети подразделяются на магистральные распределительные
квартальные и ответвления от магистральных и распределительных тепловых
сетей к отдельным зданиям и сооружениям. Разделение тепловых сетей
устанавливается проектом или эксплуатационной организацией.
2 Потребители теплоты по надежности теплоснабжения делятся на три
Первая категория - потребители не допускающие перерывов в подаче
расчетного количества теплоты и снижения температуры воздуха в помещениях
ниже предусмотренных ГОСТ 30494.
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.
1 Решения по перспективному развитию систем теплоснабжения населенных
пунктов промышленных узлов групп промышленных предприятий районов и
других административно-территориальных образований а также отдельных СЦТ
следует разрабатывать в схемах теплоснабжения. При разработке схем
теплоснабжения расчетные тепловые нагрузки определяются:
а) для существующей застройки населенных пунктов и действующих
промышленных предприятий - по проектам с уточнением по фактическим тепловым
б) для намечаемых к строительству промышленных предприятий - по
укрупненным нормам развития основного (профильного) производства или
проектам аналогичных производств;
в) для намечаемых к застройке жилых районов - по укрупненным показателям
плотности размещения тепловых нагрузок или по удельным тепловым
характеристикам зданий и сооружений согласно генеральным планам застройки
районов населенного пункта.
2 Расчетные тепловые нагрузки при проектировании тепловых сетей
определяются по данным конкретных проектов нового строительства а
существующей - по фактическим тепловым нагрузкам. Допускается при
отсутствии данных руководствоваться указаниями 5.1. Средние нагрузки на
горячее водоснабжение отдельных зданий допускается определять по СНиП
3 Расчетные потери теплоты в тепловых сетях следует определять как
сумму тепловых потерь через изолированные поверхности трубопроводов и
величины среднегодовых потерь теплоносителя.
4 При авариях (отказах) на источнике теплоты на его выходных
коллекторах в течение всего ремонтно-восстановительного периода должны
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
заданный потребителем аварийный режим расхода пара и технологической
заданный потребителем аварийный тепловой режим работы неотключаемых
вентиляционных систем;
Наименование показателя Расчетная температура наружного
воздуха для проектирования отопления
минус минус минус минус минус
Допустимое снижение подачи 78 84 87 89 91
Примечание - Таблица соответствует температуре наружного воздуха
наиболее холодной пятидневки обеспеченностью 092.
среднесуточный расход теплоты за отопительный период на горячее
водоснабжение (при невозможности его отключения).
5 При совместной работе нескольких источников теплоты на единую
тепловую сеть района (города) должно предусматриваться взаимное
резервирование источников теплоты обеспечивающее аварийный режим по 5.4.
СХЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ И ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ
1 Выбор варианта схемы теплоснабжения объекта: системы
централизованного теплоснабжения от котельных крупных и малых тепловых и
атомных электростанций (ТЭЦ ТЭС АЭС) либо от источников
децентрализованного теплоснабжения (ДЦТ) - автономных крышных котельных
от квартирных теплогенераторов производится путем технико-экономического
сравнения вариантов.
Принятая к разработке в проекте схема теплоснабжения должна обеспечивать:
нормативный уровень теплоэнергосбережения;
нормативный уровень надежности определяемый тремя критериями:
вероятностью безотказной работы готовностью (качеством) теплоснабжения и
требования экологии;
безопасность эксплуатации.
2 Функционирование тепловых сетей и СЦТ в целом не должно приводить:
а) к недопустимой концентрации в процессе эксплуатации токсичных и
вредных для населения ремонтно-эксплуатационного персонала и окружающей
среды веществ в тоннелях каналах камерах помещениях и других
сооружениях в атмосфере с учетом способности атмосферы к самоочищению в
конкретном жилом квартале микрорайоне населенном пункте и т. д.;
б) к стойкому нарушению естественного (природного) теплового режима
растительного покрова (травы кустарников деревьев) под которым
прокладываются теплопроводы.
3 Тепловые сети независимо от способа прокладки и системы
теплоснабжения не должны проходить по территории кладбищ свалок
скотомогильников мест захоронения радиоактивных отходов полей орошения
полей фильтрации и других участков представляющих опасность химического
биологического и радиоактивного загрязнения теплоносителя.
Технологические аппараты промышленных предприятий от которых могут
поступать в тепловые сети вредные вещества должны присоединяться к
тепловым сетям через водоподогреватель с дополнительным промежуточным
циркуляционным контуром между таким аппаратом и водоподогревателем при
обеспечении давления в промежуточном контуре меньше чем в тепловой сети.
При этом следует предусматривать установку пробоотборных точек для контроля
Системы горячего водоснабжения потребителей к паровым сетям должны
присоединяться через пароводяные водоподогреватели.
4 Безопасная эксплуатация тепловых сетей должна обеспечиваться путем
разработки в проектах мер исключающих:
контакт людей непосредственно с горячей водой или с горячими
поверхностями трубопроводов (и оборудования) при температурах теплоносителя
поступление теплоносителя в системы теплоснабжения с температурами выше
определяемых нормами безопасности;
снижение при отказах СЦТ температуры воздуха в жилых и производственных
помещениях потребителей второй и третьей категорий ниже допустимых величин
слив сетевой воды в непредусмотренных проектом местах.
5 Температура на поверхности теплоизоляционной конструкции
теплопроводов арматуры и оборудования не должна превышать:
при прокладке теплопроводов в подвалах зданий технических подпольях
тоннелях и проходных каналах 45 °С;
при надземной прокладке в камерах и других местах доступных для
6 Система теплоснабжения (открытая закрытая в том числе с отдельными
сетями горячего водоснабжения смешанная) выбирается на основе
представляемого проектной организацией технико-экономического сравнения
различных систем с учетом местных экологических экономических условий и
последствий от принятия того или иного решения.
7 Непосредственный водоразбор сетевой воды у потребителей в закрытых
системах теплоснабжения не допускается.
8 В открытых системах теплоснабжения подключение части потребителей
горячего водоснабжения через водоводяные теплообменники на тепловых пунктах
абонентов (по закрытой системе) допускается как временное при условии
обеспечения (сохранения) качества сетевой воды согласно требованиям
действующих нормативных документов.
9 С атомными источниками теплоты должны проектироваться как правило
открытые системы теплоснабжения исключающие вероятность недопустимых
концентраций радионуклидов в сетевой воде трубопроводах оборудовании СЦТ
и в приемниках теплоты потребителей.
10 В составе СЦТ должны предусматриваться:
аварийно-восстановительные службы (ABC) численность персонала и
техническая оснащенность которых должны обеспечивать полное восстановление
теплоснабжения при отказах на тепловых сетях в сроки указанные в таблице
собственные ремонтно-эксплуатационные базы (РЭБ) - для районов тепловых
сетей с объемом эксплуатации 1000 условных единиц и более. Численность
персонала и техническая оснащенность РЭБ определяются с учетом состава
оборудования применяемых конструкций теплопроводов тепловой изоляции и
механические мастерские - для участков (цехов) тепловых сетей с объемом
эксплуатации менее 1000 условных единиц;
единые ремонтно-эксплуатационные базы - для тепловых сетей которые
входят в состав подразделений тепловых электростанций районных котельных
или промышленных предприятий.
Схемы тепловых сетей
11 Водяные тепловые сети надлежит проектировать как правило
двухтрубными подающими одновременно теплоту на отопление вентиляцию
горячее водоснабжение и технологические нужды.
Многотрубные и однотрубные тепловые сети допускается применять при
технико-экономическом обосновании.
Тепловые сети транспортирующие в открытых системах теплоснабжения
сетевую воду в одном направлении при надземной прокладке допускается
проектировать в однотрубном исполнении при длине транзита до 5 км. При
большей протяженности и отсутствии резервной подпитки СЦТ от других
источников теплоты тепловые сети должны выполняться в два (или более)
параллельных теплопровода.
Самостоятельные тепловые сети для присоединения технологических
потребителей теплоты следует предусматривать если качество и параметры
теплоносителя отличаются от принятых в тепловых сетях.
12 Схема и конфигурация тепловых сетей должны обеспечивать
теплоснабжение на уровне заданных показателей надежности путем:
применения наиболее прогрессивных конструкций и технических решений;
совместной работы источников теплоты;
прокладки резервных теплопроводов;
устройства перемычек между тепловыми сетями смежных тепловых районов.
13 Тепловые сети могут быть кольцевыми и тупиковыми резервированными и
Число и места размещения резервных трубопроводных соединений между
смежными теплопроводами следует определять по критерию вероятности
14 Системы отопления и вентиляции потребителей должны присоединяться к
двухтрубным водяным тепловым сетям непосредственно по зависимой схеме
По независимой схеме предусматривающей установку в тепловых пунктах
водоподогревателей допускается присоединять при обосновании системы
отопления и вентиляции зданий 12 этажей и выше и других потребителей если
независимое присоединение обусловлено гидравлическим режимом работы
15 Качество исходной воды для открытых и закрытых систем теплоснабжения
должно отвечать требованиям СанПиН 2.1.4.1074 и правилам технической
эксплуатации электрических станций и сетей Минэнерго России.
Для закрытых систем теплоснабжения при наличии термической деаэрации
допускается использовать техническую воду.
16 Расчетный часовой расход воды для определения производительности
водоподготовки и соответствующего оборудования для подпитки системы
теплоснабжения следует принимать:
в закрытых системах теплоснабжения - 075 % фактического объема воды в
трубопроводах тепловых сетей и присоединенных к ним системах отопления и
вентиляции зданий. При этом для участков тепловых сетей длиной более 5 км
от источников теплоты без распределения теплоты расчетный расход воды
следует принимать равным 05 % объема воды в этих трубопроводах;
в открытых системах теплоснабжения - равным расчетному среднему расходу
воды на горячее водоснабжение с коэффициентом 12 плюс 075 % фактического
объема воды в трубопроводах тепловых сетей и присоединенных к ним системах
отопления вентиляции и горячего водоснабжения зданий. При этом для
участков тепловых сетей длиной более 5 км от источников теплоты без
распределения теплоты расчетный расход воды следует принимать равным 05 %
объема воды в этих трубопроводах;
для отдельных тепловых сетей горячего водоснабжения при наличии баков-
аккумуляторов - равным расчетному среднему расходу воды на горячее
водоснабжение с коэффициентом 12; при отсутствии баков - по максимальному
расходу воды на горячее водоснабжение плюс (в обоих случаях) 075 %
фактического объема воды в трубопроводах сетей и присоединенных к ним
системах горячего водоснабжения зданий.
17 Для открытых и закрытых систем теплоснабжения должна
предусматриваться дополнительно аварийная подпитка химически не
обработанной и недеаэрированной водой расход которой принимается в
количестве 2 % объема воды в трубопроводах тепловых сетей и присоединенных
к ним системах отопления вентиляции и в системах горячего водоснабжения
для открытых систем теплоснабжения. При наличии нескольких отдельных
тепловых сетей отходящих от коллектора теплоисточника аварийную подпитку
допускается определять только для одной наибольшей по объему тепловой сети.
Для открытых систем теплоснабжения аварийная подпитка должна обеспечиваться
только из систем хозяйственно-питьевого водоснабжения.
18 Объем воды в системах теплоснабжения при отсутствии данных по
фактическим объемам воды допускается принимать равным 65 м3 на 1 МВт
расчетной тепловой нагрузки при закрытой системе теплоснабжения 70 м3 на 1
МВт - при открытой системе и 30 м3 на 1 МВт средней нагрузки - при
отдельных сетях горячего водоснабжения.
19 Размещение баков-аккумуляторов горячей воды возможно как на
источнике теплоты так и в районах теплопотребления. При этом на источнике
теплоты должны предусматриваться баки-аккумуляторы вместимостью не менее 25
% общей расчетной вместимости баков. Внутренняя поверхность баков должна
быть защищена от коррозии а вода в них - от аэрации при этом должно
предусматриваться непрерывное обновление воды в баках.
20 Для открытых систем теплоснабжения а также при отдельных тепловых
сетях на горячее водоснабжение должны предусматриваться баки-аккумуляторы
химически обработанной и деаэрированной подпиточной воды расчетной
вместимостью равной десятикратной величине среднечасового расхода воды на
горячее водоснабжение.
21 В закрытых системах теплоснабжения на источниках теплоты мощностью
0 МВт и более следует предусматривать установку баков запаса химически
обработанной и деаэрированной подпиточной воды вместимостью 3 % объема воды
в системе теплоснабжения при этом должно обеспечиваться обновление воды в
Число баков независимо от системы теплоснабжения принимается не менее
двух по 50 % рабочего объема.
22 В СЦТ с теплопроводами любой протяженности от источника теплоты до
районов теплопотребления допускается использование теплопроводов в качестве
аккумулирующих емкостей.
23 При расположении группы баков-аккумуляторов вне территории
источников теплоты она должна быть ограждена общим валом высотой не менее
м. Обвалованная территория должна вмещать объем воды в наибольшем баке
и иметь отвод воды в канализацию.
24 Устанавливать баки-аккумуляторы горячей воды в жилых кварталах не
допускается. Расстояние от баков-аккумуляторов горячей воды до границы
жилых кварталов должно быть не менее 30 м. При этом на грунтах 1-го типа
просадочности расстояние кроме того должно быть не менее 15 толщины слоя
просадочного грунта.
При размещении баков-аккумуляторов вне территории источников теплоты
следует предусматривать их ограждение высотой не менее 25 м для исключения
доступа посторонних лиц к бакам.
25 Баки-аккумуляторы горячей воды у потребителей должны
предусматриваться в системах горячего водоснабжения промышленных
предприятий для выравнивания сменного графика потребления воды объектами
имеющими сосредоточенные кратковременные расходы воды на горячее
Для объектов промышленных предприятий имеющих отношение средней тепловой
нагрузки на горячее водоснабжение к максимальной тепловой нагрузке на
отопление меньше 02 баки-аккумуляторы не устанавливаются.
26 Для уменьшения потерь сетевой воды и соответственно теплоты при
плановых или вынужденных опорожнениях теплопроводов допускается установка в
тепловых сетях специальных баков-накопителей вместимость которых
определяется объемом теплопроводов между двумя секционирующими задвижками.
27 Способность проектируемых и действующих источников теплоты тепловых
сетей и в целом СЦТ обеспечивать в течение заданного времени требуемые
режимы параметры и качество теплоснабжения (отопления вентиляции
горячего водоснабжения а также технологических потребностей предприятий в
паре и горячей воде) следует определять по трем показателям (критериям):
вероятности безотказной работы [Р] коэффициенту готовности [Кг] живучести
Расчет показателей системы с учетом надежности должен производиться для
каждого потребителя.
28 Минимально допустимые показатели вероятности безотказной работы
следует принимать для:
источника теплоты Рит = 097;
тепловых сетей Ртс = 09;
потребителя теплоты Рпт = 099;
СЦТ в целом Рсцт = 09(097(099 = 086.
Заказчик вправе устанавливать в техническом задании на проектирование
более высокие показатели.
29 Для обеспечения безотказности тепловых сетей следует определять:
предельно допустимую длину нерезервированных участков теплопроводов
(тупиковых радиальных транзитных) до каждого потребителя или теплового
места размещения резервных трубопроводных связей между радиальными
достаточность диаметров выбираемых при проектировании новых или
реконструируемых существующих теплопроводов для обеспечения резервной
подачи теплоты потребителям при отказах;
необходимость замены на конкретных участках конструкций тепловых сетей и
теплопроводов на более надежные а также обоснованность перехода на
надземную или тоннельную прокладку;
очередность ремонтов и замен теплопроводов частично или полностью
утративших свой ресурс;
необходимость проведения работ по дополнительному утеплению зданий.
30 Готовность системы к исправной работе следует определять по числу
часов ожидания готовности: источника теплоты тепловых сетей потребителей
теплоты а также - числу часов нерасчетных температур наружного воздуха в
31 Минимально допустимый показатель готовности СЦТ к исправной работе
32 Для расчета показателя готовности следует определять (учитывать):
готовность СЦТ к отопительному сезону;
достаточность установленной тепловой мощности источника теплоты для
обеспечения исправного функционирования СЦТ при нерасчетных похолоданиях;
способность тепловых сетей обеспечить исправное функционирование СЦТ при
нерасчетных похолоданиях;
организационные и технические меры необходимые для обеспечения
исправного функционирования СЦТ на уровне заданной готовности;
максимально допустимое число часов готовности для источника теплоты;
температуру наружного воздуха при которой обеспечивается заданная
внутренняя температура воздуха.
33 Следует предусматривать следующие способы резервирования:
применение на источниках теплоты рациональных тепловых схем
обеспечивающих заданный уровень готовности энергетического оборудования;
установку на источнике теплоты необходимого резервного оборудования;
организацию совместной работы нескольких источников теплоты на единую
систему транспортирования теплоты;
резервирование тепловых сетей смежных районов;
устройство резервных насосных и трубопроводных связей;
установку баков-аккумуляторов.
При подземной прокладке тепловых сетей в непроходных каналах и
бесканальной прокладке величина подачи теплоты (%) для обеспечения
внутренней температуры воздуха в отапливаемых помещениях не ниже 12 °С в
течение ремонтно-восстановительного периода после отказа должна приниматься
34 Участки надземной прокладки протяженностью до 5 км допускается не
резервировать кроме трубопроводов диаметром более 1200 мм в районах с
расчетными температурами воздуха для проектирования отопления ниже минус 40
Резервирование подачи теплоты по тепловым сетям прокладываемым в
тоннелях и проходных каналах допускается не предусматривать.
35 Для потребителей первой категории следует предусматривать установку
местных резервных источников теплоты (стационарных или передвижных).
Допускается предусматривать резервирование обеспечивающее при отказах 100
%-ную подачу теплоты от других тепловых сетей.
36 Для резервирования теплоснабжения промышленных предприятий
допускается предусматривать местные источники теплоты.
Диаметр Время Расчетная температура наружного воздуха для
труб восстановленипроектирования отопления tо °С
сетей мм теплоснабжени
от 0 до минус 2от минус 2 до ниже минус 4
Наименьшие расстояния в свету по горизонтали м
Крупнообломочный 10 8 8
30 Здания тепловых пунктов и других сооружений на тепловых сетях
следует проектировать надземными с вентилируемыми подпольями.
31 Прокладку трубопроводов в сооружениях на тепловых сетях следует
предусматривать выше уровня пола. Устройство в полу каналов и приямков не
32 Для опорожнения оборудования и трубопроводов следует
предусматривать систему дренажа и слива воды исключающую воздействие
33 Заглубление баков горячей воды и конденсатных баков ниже
планировочных отметок земли при строительстве на вечномерзлых грунтах по
принципу I не допускается.
Подрабатываемые территории
34 При всех способах прокладки тепловых сетей для компенсации тепловых
удлинений трубопроводов и дополнительных перемещений от воздействия
деформаций земной поверхности должны приниматься гибкие компенсаторы из
труб и углы поворотов.
35 При определении размеров гибких компенсаторов расчете участков
трубопроводов на самокомпенсацию кроме расчетных тепловых удлинений
должны учитываться дополнительно перемещения от воздействия деформаций
земной поверхности (l(
где m( - коэффициент принимаемый по таблице 4;
( - ожидаемая величина относительной горизонтальной деформации земной
поверхности принимаемая для каждого участка трассы в границах зон влияния
деформаций от каждой выработки по горно-геологическим данным ммм;
L - расстояние между смежными компенсаторами при бесканальной прокладке
тепловых сетей или между неподвижными опорами труб при остальных способах
до 100 от 100 до 300 более 300
Наименьшие расстояния по горизонтали в свету м
До 5 Как для просадочных грунтов I типа по табл. Б.3
При возведении зданий и сооружений в грунтах II типа просадочные
свойства которых устранены уплотнением закреплением или при устройстве
под здания и сооружения свайных фундаментов расстояния по горизонтали от
наружной грани строительных конструкций тепловых сетей до фундаментов
зданий и сооружений в свету принимать по таблице Б.3 приложения Б как для
просадочных грунтов I типа.
44 В основании камер должно предусматриваться уплотнение грунтов на
глубину не менее 1 м.
В основании каналов при величине просадки более 40 см должно
предусматриваться уплотнение грунтов на глубину 03 м а при величине
просадки более 40 см должна предусматриваться дополнительно укладка слоя
суглинистого грунта обработанного водоотталкивающими материалами (битумами
или дегтярными) толщиной не менее 10 см на всю ширину траншеи.
45 Емкостные сооружения должны располагаться как правило на участках
с наличием дренирующего слоя и с минимальной толщиной просадочных
засоленных и набухающих грунтов. При расположении площадки строительства
для емкостных сооружений на склоне следует предусматривать нагорную канаву
для отведения дождевых и талых вод.
46 Расстояние от емкостных сооружений до зданий и сооружений
различного назначения должно быть:
при наличии засоленных и набухающих грунтов - не менее 15 толщины слоя
засоленного или набухающего грунта;
в грунтах II типа по просадочности при водопроницаемых (дренажных)
подстилающих грунтах - не менее 15 толщины просадочного слоя а при
недренирующих подстилающих грунтах - не менее тройной толщины просадочного
слоя но не более 40 м.
Примечание - Величину слоя просадочного засоленного набухающего грунта
надлежит принимать от поверхности естественного рельефа а при наличии
планировки срезкой или подсыпкой - соответственно от уровня срезки или
47 Под полами тепловых пунктов насосных и т.п. а также емкостных
сооружений следует предусматривать уплотнение грунта на глубину 20 - 25
м. Контур уплотненного грунта должен быть больше габаритов сооружения не
менее чем на 30 м в каждую сторону.
Полы должны быть водонепроницаемые и иметь уклон не менее 001 в сторону
водосборного водонепроницаемого приямка. В местах сопряжения полов со
стенами должны предусматриваться водонепроницаемые плинтусы на высоту 01 -
48 Для обеспечения контроля за состоянием и работой тепловых сетей при
проектировании их на просадочных засоленных и набухающих грунтах
необходимо предусматривать возможность свободного доступа к их основным
49 Пропуск труб и каналов через стены сооружений необходимо
осуществлять с помощью сальников обеспечивающих их горизонтальное смещение
внутри и за пределы сооружения на 15 возможной величины просадки
суффозионной осадки или набухания грунтов в основании.
50 Вводы тепловых сетей в здания следует принимать герметичными.
В фундаментах (стенах подвалов) зазор между поверхностью
теплоизоляционной конструкции трубы и перемычкой над проемом должен
предусматриваться не менее 30 см и не менее расчетной величины просадки при
возведении зданий с применением комплекса мероприятий. Зазор следует
заделывать эластичными материалами.
Дно канала примыкающего к зданию должно быть выше подошвы фундамента на
величину не менее 50 см.
51 При величине просадки основания здания более 20 см каналы на вводах
в здания на расстоянии указанном в таблице 5 должны приниматься
52 При проектировании тепловых сетей и сооружений на них следует также
соблюдать требования 16.10.
Биогенные грунты (торф) и илистые грунты
53 Трассу тепловых сетей следует предусматривать на участках:
с наименьшей суммарной мощностью слоев торфа илов и насыпных грунтов;
с уплотненным или осушенным торфом;
с прочными грунтами подстилающими торфы.
54 При подземной прокладке тепловых сетей бесканальную прокладку
принимать не допускается.
55 Для отдельно стоящих опор и опор эстакад следует принимать свайные
56 Основания под каналы и камеры при подземной прокладке тепловых
сетей следует принимать:
при мощности слоя торфа до 1 м - с полной выторфовкой с устройством
песчаной подушки по всему дну траншеи и монолитной железобетонной плиты под
основание каналов и камер;
при мощности слоя торфа более 1 м - на свайном основании с устройством
сплошного железобетонного ростверка под каналы и в случае попутного дренажа
под дренажные трубы.
57 Пересечение тепловыми сетями жилых общественных и производственных
зданий при подземной прокладке не допускается.
ПЕРЕЧЕНЬ НОРМАТИВНЫХ ДОКУМЕНТОВ ССЫЛКИ НА КОТОРЫЕ ПРИВЕДЕНЫ В НАСТОЯЩЕМ
ГОСТ 9238-83 Габариты приближения строений и подвижного состава железных
дорог колеи 1520 (1524) мм
ГОСТ 9720-76 Габариты приближения строений и подвижного состава железных
ГОСТ 23120-78 Лестницы маршевые площадки и ограждения стальные.
ГОСТ 30494-96 Здания жилые и общественные. Параметры микроклимата в
ГОСТ 30732-2001 Трубы и фасонные изделия стальные с тепловой изоляцией из
пенополиуретана в полиэтиленовой оболочке. Технические условия
СНиП 2.02.04-88 Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах
СНиП 2.04.01-85* Внутренний водопровод и канализация зданий
СНиП 41-03-2003 Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов
СанПиН 2.1.4.1074-01 Питьевая вода. Гигиенические требования к качеству
воды централизованных систем питьевого водоснабжения. Контроль качества
НПБ 105-03 Определение категорий помещений зданий и наружных установок
по взрывопожарной и пожарной безопасности
ПБ 10-573-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов
ПУЭ Правила устройства электроустановок
Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей
РД 10-249-98 Нормы расчета на прочность стационарных котлов и
трубопроводов пара и горячей воды
РД 10-400-01 Нормы расчета на прочность трубопроводов тепловых сетей
РД 153-34.0-20.518-2003 Типовая инструкция по защите трубопроводов
тепловых сетей от наружной коррозии
РАССТОЯНИЯ ОТ СТРОИТЕЛЬНЫХ КОНСТРУКЦИЙ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ ИЛИ ОБОЛОЧКИ ИЗОЛЯЦИИ
ТРУБОПРОВОДОВ ПРИ БЕСКАНАЛЬНОЙ ПРОКЛАДКЕ ДО ЗДАНИЙ СООРУЖЕНИЙ И ИНЖЕНЕРНЫХ
Таблица Б.1 - Расстояния по вертикали
Сооружения и инженерные сети Наименьшие
Подземная прокладка тепловых сетей
До водопровода водостока газопровода 02
До бронированных кабелей связи 05
До силовых и контрольных кабелей напряжением до 05 (025 в
кВ стесненных условиях)
До маслонаполненных кабелей напряжением св. 110 10 (05 в
До блока телефонной канализации или до 015
бронированного кабеля связи в трубах
До подошвы рельсов железных дорог промышленных 10
То же железных дорог общей сети 20
» трамвайных путей 10
До верха дорожного покрытия автомобильных дорог 10
общего пользования I II и III категорий
До дна кювета или других водоотводящих сооружений05
или до основания насыпи железнодорожного
земляного полотна (при расположении тепловых
сетей под этими сооружениями)
До сооружений метрополитена (при расположении 10
тепловых сетей над этими сооружениями)
Надземная прокладка тепловых сетей
До головки рельсов железных дорог Габариты «С» «Сп»
«Су» по ГОСТ 9238 и
До верха проезжей части автомобильной дороги 50
До верха пешеходных дорог 22
До частей контактной сети трамвая 03
То же троллейбуса 02
До воздушных линий электропередачи при наибольшей
стреле провеса проводов при напряжении кВ:
Заглубление тепловых сетей от поверхности земли или дорожного покрытия
(кроме автомобильных дорог I II и III категорий) следует принимать не
а) до верха перекрытий каналов и тоннелей - 05 м;
б) до верха перекрытий камер - 03 м;
в) до верха оболочки бесканальной прокладки 07 м. В непроезжей части
допускаются выступающие над поверхностью земли перекрытия камер и
вентиляционных шахт для тоннелей и каналов на высоту не менее 04 м;
г) на вводе тепловых сетей в здание допускается принимать заглубления от
поверхности земли до верха перекрытия каналов или тоннелей - 03 м и до
верха оболочки бесканальной прокладки - 05 м;
д) при высоком уровне грунтовых вод допускается предусматривать
уменьшение величины заглубления каналов и тоннелей и расположение
перекрытий выше поверхности земли на высоту не менее 04 м если при этом
не нарушаются условия передвижения транспорта.
При надземной прокладке тепловых сетей на низких опорах расстояние в
свету от поверхности земли до низа тепловой изоляции трубопроводов должно
при ширине группы труб до 15 м - 035;
» » » » более 15 м - 05.
При подземной прокладке тепловые сети при пересечении с силовыми
контрольными кабелями и кабелями связи могут располагаться над или под
При бесканальной прокладке расстояние в свету от водяных тепловых сетей
открытой системы теплоснабжения или сетей горячего водоснабжения до
расположенных ниже или выше тепловых сетей канализационных труб принимается
Температура грунта в местах пересечения тепловых сетей с
электрокабелями на глубине заложения силовых и контрольных кабелей
напряжением до 35 кВ не должна повышаться более чем на 10 °С по отношению к
высшей среднемесячной летней температуре грунта и на 15 °С - к низшей
среднемесячной зимней температуре грунта на расстоянии до 2 м от крайних
кабелей а температура грунта на глубине заложения маслонаполненного кабеля
не должна повышаться более чем на 5 °С по отношению к среднемесячной
температуре в любое время года на расстоянии до 3 м от крайних кабелей.
Заглубление тепловых сетей в местах подземного пересечения железных
дорог общей сети в пучинистых грунтах определяется расчетом из условий при
которых исключается влияние тепловыделений на равномерность морозного
пучения грунта. При невозможности обеспечить заданный температурный режим
за счет заглубления тепловых сетей предусматривается вентиляция тоннелей
(каналов футляров) замена пучинистого грунта на участке пересечения или
надземная прокладка тепловых сетей.
Расстояния до блока телефонной канализации или до бронированного кабеля
связи в трубах следует уточнять по специальным нормам.
В местах подземных пересечений тепловых сетей с кабелями связи блоками
телефонной канализации силовыми и контрольными кабелями напряжением до 35
кВ допускается при соответствующем обосновании уменьшение расстояния по
вертикали в свету при устройстве усиленной теплоизоляции и соблюдении
требований пунктов 5 6 7 настоящих примечаний.
Таблица Б.2 - Расстояния по горизонтали от подземных водяных тепловых сетей
открытых систем теплоснабжения и сетей горячего
водоснабжения до источников возможного загрязнения
Источник загрязнения Наименьшие
Сооружения и трубопроводы бытовой и
производственной канализации:
при прокладке тепловых сетей в каналах и тоннелях 10
при бесканальной прокладке тепловых сетей Ду ( 20015
То же Ду > 200 мм 30
Кладбища свалки скотомогильники поля
при отсутствии грунтовых вод 100
при наличии грунтовых вод и в фильтрующих грунтах 500
с движением грунтовых вод в сторону тепловых сетей
Выгребные и помойные ямы:
при отсутствии грунтовых вод 70
при наличии грунтовых вод и в фильтрующих грунтах 200
Примечание - При расположении сетей канализации ниже тепловых сетей
при параллельной прокладке расстояния по горизонтали должны
приниматься не менее разности в отметках заложения сетей выше
тепловых сетей - расстояния указанные в таблице должны увеличиваться
на разницу в глубине заложения.
Таблица Б.3 - Расстояния по горизонтали от строительных конструкций
тепловых сетей или оболочки изоляции трубопроводов при
бесканальной прокладке до зданий сооружений и инженерных
Здания сооружения и инженерные сети Наименьшие
До фундаментов зданий и сооружений:
а) при прокладке в каналах и тоннелях и
непросадочных грунтах (от наружной стенки канала
тоннеля) при диаметре труб мм:
Ду = 900 и более 80
То же в просадочных грунтах I типа при:
б) при бесканальной прокладке в непросадочных
грунтах (от оболочки бесканальной прокладки) при
Ду > 100 до Ду 500 70
До оси ближайшего пути железной дороги колеи 152040 (но не менее
То же колеи 750 мм 28
До ближайшего сооружения земляного полотна 30 (но не менее
железной дороги глубины траншеи
До оси ближайшего пути электрифицированной 1075
До оси ближайшего трамвайного пути 28
До бортового камня улицы дороги (кромки проезжей 15
части укрепленной полосы обочины)
До наружной бровки кювета или подошвы насыпи 10
До фундаментов ограждений и опор трубопроводов 15
До мачт и столбов наружного освещения и сети 10
До фундаментов опор мостов путепроводов 20
До фундаментов опор контактной сети железных 30
То же трамваев и троллейбусов 10
До силовых и контрольных кабелей напряжением до 20 (см. примечание
кВ и маслонаполненных кабелей (до 220 кВ) 1)
До фундаментов опор воздушных линий
электропередачи при напряжении кВ (при сближении
До блока телефонной канализации бронированного 10
кабеля связи в трубах и до радиотрансляционных
То же в просадочных грунтах I типа 25
До дренажей и дождевой канализации 10
До производственной и бытовой канализации (при 10
закрытой системе теплоснабжения)
До газопроводов давлением до 06 МПа при 20
прокладке тепловых сетей в каналах тоннелях а
также при бесканальной прокладке с попутным
То же более 06 до 12 МПа 40
До газопроводов давлением до 03 МПа при 10
бесканальной прокладке тепловых сетей без
То же более 03 до 06 МПа 15
То же более 06 до 12 МПа 20
До ствола деревьев 201 (см. примечание
До кустарников 10 (см. примечание
До каналов и тоннелей различного назначения (в 20
том числе до бровки каналов сетей орошения -
До сооружений метрополитена при обделке с 50 (но не менее
наружной оклеечной изоляцией глубины траншей
То же без оклеечной гидроизоляции 80 (но не менее
До ограждения наземных линий метрополитена 5
До резервуаров автомобильных заправочных станций
а) при бесканальной прокладке 100
б) при канальной прокладке (при условии 150
устройства вентиляционных шахт на канале тепловых
До ближайшего сооружения земляного полотна 3
До оси железнодорожного пути от промежуточных Габариты «С» «Сп»
опор (при пересечении железных дорог) «Су» по ГОСТ 9238 и
До бортового камня или до наружной бровки кювета 05
автомобильной дороги
До воздушной линии электропередачи с наибольшим (см. примечание 8)
отклонением проводов при напряжении кВ:
До ствола дерева 20
До жилых и общественных зданий для водяных
тепловых сетей паропроводов давлением Ру ( 063
МПа конденсатных тепловых сетей при диаметрах
Ду от 500 до 1400 25 (см. примечание
Ду от 200 до 500 20 (см. примечание
Ду 200 10 (см. примечание
До сетей горячего водоснабжения 5
То же до паровых тепловых сетей:
Ру от 10 до 25 МПа 30
св. 25 до 63 МПа 40
Допускается уменьшение приведенного в таблице Б.3 расстояния при
соблюдении условия что на всем участке сближения тепловых сетей с
кабелями температура грунта (принимается по климатическим данным) в
месте прохождения кабелей в любое время года не будет повышаться по
сравнению со среднемесячной температурой более чем на 10 °С для
силовых и контрольных кабелей напряжением до 10 кВ и на 5 °С - для
силовых контрольных кабелей напряжением 20 - 35 кВ и маслонаполненных
При прокладке в общих траншеях тепловых и других инженерных сетей
(при их одновременном строительстве) допускается уменьшение расстояния
от тепловых сетей до водопровода и канализации до 08 м при
расположении всех сетей в одном уровне или с разницей в отметках
заложения не более 04 м.
Для тепловых сетей прокладываемых ниже основания фундаментов опор
зданий сооружений должна дополнительно учитываться разница в
отметках заложения с учетом естественного откоса грунта или
приниматься меры к укреплению фундаментов.
При параллельной прокладке подземных тепловых и других инженерных
сетей на разной глубине заложения приведенные в таблице Б.3 расстояния
должны увеличиваться и приниматься не менее разности заложения сетей.
В стесненных условиях прокладки и невозможности увеличения расстояния
должны предусматриваться мероприятия по защите инженерных сетей от
обрушения на время ремонта и строительства тепловых сетей.
При параллельной прокладке тепловых и других инженерных сетей
допускается уменьшение приведенных в таблице Б.3 расстояний до
сооружений на сетях (колодцев камер ниш и т.п.) до величины не менее
м предусматривая мероприятия по обеспечению сохранности
сооружений при производстве строительно-монтажных работ.
Расстояния до специальных кабелей связи должны уточняться по
соответствующим нормам.
Расстояние от наземных павильонов тепловых сетей для размещения
запорной и регулирующей арматуры (при отсутствии в них насосов) до
жилых зданий принимается не менее 15 м. В особо стесненных условиях
допускается уменьшение его до 10 м.
При параллельной прокладке надземных тепловых сетей с воздушной
линией электропередачи напряжением свыше 1 до 500 кВ вне населенных
пунктов расстояние по горизонтали от крайнего провода следует
принимать не менее высоты опоры.
При надземной прокладке временных (до 1 года эксплуатации) водяных
тепловых сетей (байпасов) расстояние до жилых и общественных зданий
может быть уменьшено при обеспечении мер по безопасности жителей (100
%-й контроль сварных швов испытание трубопроводов на 15 от
максимального рабочего давления но не менее 10 МПа применение
полностью укрытой стальной запорной арматуры и т.п.).
В исключительных случаях при необходимости прокладки тепловых сетей
под землей ближе 2 м от деревьев 1 м от кустарников и других зеленых
насаждений толщина теплоизоляционного слоя трубопроводов должна
приниматься удвоенной.
ТРЕБОВАНИЯ К РАЗМЕЩЕНИЮ ТРУБОПРОВОДОВ ПРИ ИХ ПРОКЛАДКЕ В НЕПРОХОДНЫХ
КАНАЛАХ ТОННЕЛЯХ НАДЗЕМНОЙ И В ТЕПЛОВЫХ ПУНКТАХ
В.1 Минимальные расстояния в свету при подземной и надземной прокладках
тепловых сетей между строительными конструкциями и трубопроводами следует
принимать по таблицам В.1 - В.3.
Таблица В.1 - Непроходные каналы
Условный проход Расстояние от поверхности теплоизоляционной
трубопроводов конструкции трубопроводов в свету не менее
до до поверхности до до дна
стенки теплоизоляционной перекрытиканала
канала конструкции смежного я канала
Примечание - При реконструкции тепловых сетей с использованием
существующих каналов допускается отступление от размеров указанных в
Таблица В.2 - Тоннели надземная прокладка и тепловые пункты
Условный Расстояние от поверхности теплоизоляционной конструкции
проход трубопроводов в свету не менее
до до до дна до поверхности теплоизоляционной
стенкиперекрытоннеляконструкции смежного трубопровода
тоннелтия в тоннелях при надземной
я тоннеля прокладке и в тепловых пунктах
по вертикали по горизонтали
существующих строительных конструкций допускается отступление от
размеров указанных в данной таблице.
Таблица В.3 - Узлы трубопроводов в тоннелях камерах павильонах и тепловых
Наименование Расстояние в
От пола или перекрытия до поверхности 700
теплоизоляционных конструкций трубопроводов (для
Боковые проходы для обслуживания арматуры и
сальниковых компенсаторов (от стенки до фланца
арматуры или до компенсатора) при диаметрах труб мм:
от 1000 и более 1000
От стенки до фланца корпуса сальникового компенсатора
(со стороны патрубка) при диаметрах труб мм:
до 500 600 (вдоль оси
0 и более 800 (вдоль оси
От пола или перекрытия до фланца арматуры или до оси 400
болтов сальникового уплотнения
То же до поверхности теплоизоляционной конструкции 300
От выдвинутого шпинделя задвижки (или штурвала) до 200
стенки или перекрытия
Для труб диаметром 600 мм и более между стенками 500
смежных труб со стороны сальникового компенсатора
От стенки или от фланца задвижки до штуцеров для 100
выпуска воды или воздуха
От фланца задвижки на ответвлении до поверхности 100
теплоизоляционных конструкций основных труб
Между теплоизоляционными конструкциями смежных
сильфонных компенсаторов при диаметрах компенсаторов
В.2 Минимальные расстояния от края подвижных опор до края опорных
конструкций (траверс кронштейнов опорных подушек) должны обеспечивать
максимально возможное смещение опоры в боковом направлении с запасом не
менее 50 мм. Кроме того минимальные расстояния от края траверсы или
кронштейна до оси трубы без учета смещения должны быть не менее 05 Dy.
В.3 Максимальные расстояния в свету от теплоизоляционных конструкций
сильфонных компенсаторов до стенок перекрытий и дна тоннелей следует
при Dy ( 500 - 100 мм;
при Dy = 600 и более - 150 мм.
При невозможности соблюдения указанных расстояний компенсаторы следует
устанавливать в разбежку со смещением в плане не менее 100 мм относительно
В.4 Расстояние от поверхности теплоизоляционной конструкции трубопровода
до строительных конструкций или до поверхности теплоизоляционной
конструкции других трубопроводов после теплового перемещения трубопроводов
должно быть в свету не менее 30 мм.
В.5 Ширина прохода в свету в тоннелях должна приниматься равной диаметру
большей трубы плюс 100 мм но не менее 700 мм.
В.6 Подающий трубопровод двухтрубных водяных тепловых сетей при прокладке
его в одном ряду с обратным трубопроводом следует располагать справа по
ходу теплоносителя от источника теплоты.
В.7 К трубопроводам с температурой теплоносителя не выше 300 °С
допускается при надземной прокладке крепить трубы меньших диаметров.
В.8 Сальниковые компенсаторы на подающих и обратных трубопроводах водяных
тепловых сетей в камерах допускается устанавливать со смещением на 150 -
0 мм относительно друг друга в плане а фланцевые задвижки Dy ( 150 мм и
сильфонные компенсаторы - в разбежку с расстоянием (по оси) в плане между
ними не менее 100 мм.
В.9 В тепловых пунктах следует принимать ширину проходов в свету м не
между насосами с электродвигателями напряжением до 1000 В - 10;
то же 1000 В и выше - 12;
между насосами и стенкой - 10;
между насосами и распределительным щитом или щитом КИПиА - 20;
между выступающими частями оборудования или между этими частями и стеной
Насосы с электродвигателями напряжением до 1000 В и диаметром напорного
патрубка не более 100 мм допускается устанавливать:
у стены без прохода; при этом расстояние от выступающих частей насосов и
электродвигателей до стены должно быть в свету не менее 03 м;
два насоса на одном фундаменте без прохода между ними; при этом
расстояние между выступающими частями насосов с электродвигателями должно
быть в свету не менее 03 м.
В.10 В ЦТП следует предусматривать монтажные площадки размеры которых
определяются по габаритам наиболее крупной единицы оборудования (кроме бака
вместимостью более 3 м3) или блока оборудования и трубопроводов
поставленного для монтажа в собранном виде с обеспечением прохода вокруг

Вариант 6.frw

Вариант 6.dwg

Магазин прод. 400 кв. м.
Магазин промт. 440 кв. м.
Детский сад 270 мест

СНиП 3-05-03-85 «Тепловые сети».doc

Неофициальная редакция
Государственный комитет СССР по делам строительства
СНиП 3.05.03-85. Тепловые сетиГосстрой СССР. -М.:ЦИТП Госстроя СССР
руководитель темы; канд. техн. наук С. С. Якобсон).
ВНЕСЕНЫ Минэнорго СССР.
ПОДГОТОВЛЕНЫ К УТВЕРЖДЕНИЮ Главтехнормированием Госстроя СССР (Н. А.
С введением в действие СНиП 3.05.03-85 Тепловые сети" утрачивает силу
СНиП III-30-74 (Водоснабжение канализация и теплоснабжение. Наружные сети
Согласованы с Госгортехнадзором СССР 15 апреля 1985 г.
При пользовании нормативным документом следует учитывать утвержденные
изменения строительных норм и правил и государственных стандартов
публикуемые в журнале Бюллетень строительной техники" Сборнике изменений
к строительным нормам и правилам" Госстроя СССР и информационном указателе
Государственные стандарты СССР" Госстандарта.
ГосударственныйСтроительные СНиП
комитет СССР нормы и правила 3.05.03-85
строительства Тепловые сети СНиП
(Госстрой СССР) III-30-74
Настоящие правила распространяются на строительство новых расширение и
реконструкцию действующих тепловых сетей транспортирующих горячую воду
температурой t ( 200 (С и давлением Py ( 25 МПа (25 кгссм2) и пар
температурой t ( 440 (С и давлением Рy ( 64 МПа (64 кгссм2) от источника
тепловой энергии до потребителей тепла (зданий сооружений).
1. При строительстве новых расширении и реконструкции действующих
тепловых сетей кроме требований рабочих чертежей проектов производства
работ (ППР) и настоящих правил следует соблюдать также требования СНиП
01.01-85 СНиП 3.01.03-84 СНиП III-4-80 и стандартов.
2. Работы по изготовлению и монтажу трубопроводов на которые
распространяются требования Правил устройства и безопасной эксплуатации
трубопроводов пара и горячей воды Госгортехнадзора СССР (в дальнейшем —
Правила Госгортехнадзора СССР) необходимо производить в соответствии с
указанными Правилами и требованиями настоящих норм и правил.
3. Законченные строительством тепловые сети следует принимать в
эксплуатацию в соответствии с требованиями СНиП III-3-81.
1. Земляные работы и работы по устройству оснований необходимо
выполнять в соответствии с требованиями СНиП III-8-76. СНиП 3.02.01-83 СН
6—81 и настоящего раздела.
2. Наименьшая ширина дна траншеи при бесканальной прокладке труб должна
быть равной расстоянию между наружными боковыми
Внесены Утверждены Срок
Минэнерго СССРпостановлением введения
Государственного в действие
комитета СССР по 1 июля 1986
делам строительства г.
Гранями изоляции крайних трубопроводов тепловых сетей (попутного дренажа) с
добавлением на каждую сторону для трубопроводов условным диаметром Dy до
0 мм - 030 м свыше 250 до 500 мм - 040 м свыше 500 до 1000 мм — 050
м; ширину приямков в траншее для сварки и изоляции стыков труб при
бесканальной прокладке трубопроводов следует принимать равной расстоянию
между наружными боковыми гранями изоляции крайних трубопроводов с
добавлением 06 м на каждую сторону длину приямков — 10 м и глубину от
нижней грани изоляции трубопроводов — 07 м если другие требования не
обоснованы рабочими чертежами.
3. Наименьшая ширина дна траншеи при канальной прокладке тепловых сетей
должна быть равной ширине канала с учетом опалубки (на монолитных
участках) гидроизоляции попутного дренажа и водоотливных устройств
конструкции крепления траншеи с добавлением 02 м. При этом ширина траншеи
должна быть не менее 10 м.
При необходимости работы людей между наружными гранями конструкции канала
и стенками или откосами траншеи ширина между наружными гранями конструкции
канала и стенками или откосами траншеи в свету должна быть не менее: 070 м
—для траншей с вертикальными стенками и 030 м - для траншей с откосами.
4. Обратную засыпку траншей при бесканальной и канальной прокладке
трубопроводов следует выполнять после проведения предварительных испытаний
трубопроводов на прочность и герметичность полного выполнения изоляционных
и строительно-монтажных работ.
Обратную засыпку необходимо производить в указанной технологической
подбивка пазух между трубопроводами бесканальной прокладки и основанием;
одновременная равномерная засыпка пазух между стенками траншей и
трубопроводов при бесканальной прокладке а также между стенками траншеи и
канала камеры при канальной прокладке на высоту не менее 020 м над
трубопроводами каналами камерами;
засыпка траншеи до проектных отметок.
Обратную засыпку траншей (котлованов) на которые не передаются
дополнительные внешние нагрузки (кроме собственного веса грунта) а также
траншей (котлованов) на участках пересечения с существующими подземными
коммуникациями улицами дорогами проездами площадями и другими
сооружениями населенных пунктов и промышленных площадок следует выполнять в
соответствии с требованиями СНиП III-8-76.
5. После отключения устройств временного водопонижения каналы и камеры
должны быть визуально освидетельствованы на отсутствие в них грунтовых вод.
СТРОИТЕЛЬНЫХ КОНСТРУКЦИЙ
1. Производство работ по сооружению и монтажу строительных конструкций
следует выполнять в соответствии с требованиями настоящего раздела и
СНиП III-15-76 — при сооружении монолитных бетонных и железобетонных
конструкций фундаментов опор под трубопроводы камер и других конструкций
а также при замоноличивании стыков;
СНиП III-16-80 — при монтаже сборных бетонных и железобетонных
СНиП III-18-75 — при монтаже металлических конструкций опор пролетных
строений под трубопроводы и других конструкций;
СНиП III-20-74—при гидроизоляции каналов (камер) и других строительных
конструкций (сооружений);
СНиП III-23-76 - при защите строительных конструкций от коррозии.
2. Наружные поверхности поставляемых на трассу элементов каналов и
камер должны быть покрыты обмазочным покрытием или оклеечной гидроизоляцией
в соответствии с рабочими чертежами.
Установку элементов каналов (камер) в проектное положение следует
выполнять в технологической последовательности увязанной с проектом
производства работ по монтажу и предварительному испытанию трубопроводов на
прочность и герметичность.
Опорные подушки под скользящие опоры трубопроводов должны устанавливаться
на расстояниях предусмотренных в СНиП II-Г. 10-73* (II-36-73*).
3. Монолитные неподвижные щитовые опоры необходимо выполнять после
монтажа трубопроводов на участке щитовой опоры.
4. В местах ввода трубопроводов бесканальной прокладки в каналы камеры
и здания (сооружения) футляры проходных сальников необходимо надевать на
трубы во время их монтажа.
На вводах трубопроводов подземной прокладки в здания должны быть
выполнены (в соответствии с рабочими чертежами) устройства предотвращающие
проникание газа в здания.
5. До установки верхних лотков (плит) каналы должны быть очищены от
грунта мусора и снега.
6. Отклонение уклонов дна канала тепловой сети и дренажных
трубопроводов от проектного допускается на величину ( 00005 при этом
фактический уклон должен быть не менее минимально допустимого по СНиП II-Г.
Отклонение параметров установки других строительных конструкций от
проектных должно соответствовать требованиям СНиП III-15-76. СНиП III-16-80
7. Проектом организации строительства и проектом производства работ
должно быть предусмотрено опережающее строительство дренажных насосных и
устройств по выпуску воды в соответствии с рабочими чертежами.
8. До укладки в траншею дренажные трубы должны быть осмотрены и очищены
9. Послойную фильтрующую обсыпку дренажных трубопроводов (кроме
трубофильтров) гравием и песком необходимо выполнять с использованием
инвентарных разделительных форм.
10. Прямолинейность участков дренажных трубопроводов между смежными
колодцами следует проверять осмотром на свет" с помощью зеркала до и после
засыпки траншеи. Отраженная в зеркале окружность трубы должна иметь
правильную форму. Допустимая величина отклонения от окружности по
горизонтали должна быть не более 025 диаметра трубы но не более 50 мм в
Отклонение от правильной формы окружности по вертикали не допускается.
МОНТАЖ ТРУБОПРОВОДОВ
1. Монтаж трубопроводов должен быть выполнен специализированными
монтажными организациями при этом технология монтажа должна обеспечивать
высокую эксплуатационную надежность работы трубопроводов.
2. Детали .элементы трубопроводов (компенсаторы грязевики
изолированные трубы а также узлы трубопроводов и другие изделия) должны
быть изготовлены централизованно (в заводских условиях цехах мастерских)
в соответствии со стандартами техническими условиями и проектной
3. У кладку трубопроводов в траншею канал или на надземные конструкции
следует производить по технологии предусмотренной проектом производства
работ и исключающей возникновение остаточных деформаций в трубопроводах
нарушение целостности противокоррозионного покрытия и тепловой изоляции
путем применения соответствующих монтажных приспособлений правильной
расстановки одновременно работающих грузоподъемных машин и механизмов.
Конструкция крепления монтажных приспособлений к трубам должна
обеспечивать сохранность покрытия и изоляции трубопроводов.
4. Прокладку трубопроводов в пределах щитовой опоры необходимо
выполнять с применением труб максимальной поставочной длины. При этом
оварные поперечные швы трубопроводов должны быть как правило расположены
симметрично относительно щитовой опоры.
5. Укладку труб диаметром свыше 100 мм с продольным или спиральным швом
следует производить со смещением этих швов не менее чем на 100 мм. При
укладке труб диаметром менее 100 мм смещение швов должно быть не менее
трехкратной толщины стенки трубы.
Продольные швы должны находиться в пределах верхней половины окружности
Крутоизогнутые и штампованные отводы трубопроводов разрешается сваривать
между собой без прямого участка.
Приварка патрубков и отводов в сварные стыки и гнутые элементы не
6. При монтаже трубопроводов подвижные опоры и подвески должны быть
смещены относительно проектного положения на расстояние указанное в
рабочих чертежах в сторону обратную перемещению трубопровода в рабочем
При отсутствии данных в рабочих чертежах подвижные опоры и подвески
горизонтальных трубопроводов должны быть смещены с учетом поправки на
температуру наружного воздуха при монтаже на следующие величины:
скользящие опоры и элементы крепления подвесок к трубе - на половину
теплового удлинения трубопровода в месте крепления;
катки катковых опор - на четверть теплового удлинения.
7. Пружинные подвески при монтаже трубопроводов необходимо затягивать в
соответствии с рабочими чертежами.
Во время выполнения гидравлических испытаний паропроводов диаметром 400
мм и более следует устанавливать в пружинных подвесках разгружающее
8. Трубопроводную арматуру надлежит монтировать в закрытом состоянии.
Фланцевые и приварные соединения арматуры должны быть выполнены без натяга
Отклонение от перпендикулярности плоскости фланца приваренного к трубе
по отношению к оси трубы не должно превышать 1 % наружного диаметра фланца
но быть не более 2 мм по верху фланца.
9. Сильфонные (волнистые) и сальниковые компенсаторы следует
монтировать в собранном виде.
При подземной прокладке тепловых сетей установка компенсаторов в
проектное положение допускается только после выполнения предварительных
испытаний трубопроводов на прочность и герметичность обратной засыпки
трубопроводов бесканальной прокладки каналов камер и щитовых опор.
10. Осевые сильфонные и сальниковые компенсаторы следует устанавливать
на трубопроводы без перелома осей компенсаторов и осей трубопроводов.
Допускаемые отклонения от проектного положения присоединительных
патрубков компенсаторов при их установке и сварке должны быть не более
указанных в технических условиях на изготовление и поставку компенсаторов.
11. При монтаже сильфонных компенсаторов не разрешаются их скручивание
относительно продольной оси и провисание под действием собственного веса и
веса примыкающих трубопроводов. Строповку компенсаторов следует производить
12. Монтажная длина сильфонных и сальниковых компенсаторов должна быть
принята по рабочим чертежам с учетом поправки на температуру наружного
воздуха при монтаже.
Растяжку компенсаторов до монтажной длины следует производить с помощью
приспособлений предусмотренных конструкцией компенсаторов или натяжными
монтажными устройствами.
13. Растяжку П-образного компенсатора следует выполнять после
окончания монтажа трубопровода контроля качества сварных стыков (кроме
замыкающих стыков используемых для натяжения) и закрепления конструкций
Растяжка компенсатора должна быть произведена на величину указанную в
рабочих чертежах с учетом поправки на температуру наружного воздуха при
сварке замыкающих стыков.
Растяжку компенсатора необходимо выполнять одновременно с двух сторон на
стыках расположенных на расстоянии не менее 20 и не более 40 диаметров
трубопровода от оси симметрии компенсатора с помощью стяжных устройств
если другие требования не обоснованы проектом.
На участке трубопровода между стыками используемыми для растяжки
компенсатора не следует производить предварительное смещение опор и
подвесок по сравнению с проектом (рабочим проектом).
14. Непосредственно перед сборкой и сваркой труб необходимо произвести
визуальный осмотр каждого участка на отсутствие в трубопроводе посторонних
15. Отклонение уклона трубопроводов от проектного допускается на
величину ( 00005. При этом фактический уклон должен быть не менее
минимально допустимого по СНиП II-Г.10-73* (II-36-73*) .
Подвижные опоры трубопроводов должны прилегать к опорным поверхностям
конструкций без зазора и перекоса.
16. При выполнении монтажных работ подлежат приемке с составлением
актов освидетельствования по форме приведенной в СНиП 3.01.01-85
следующие виды скрытых работ: подготовка поверхности труб и сварных стыков
под противокоррозионное покрытие; выполнение противокоррозионного покрытия
труб и сварных стыков.
О проведении растяжки компенсаторов следует составить акт по форме
приведенной в обязательном приложении 1.
17. Защита тепловых сетей от электрохимической коррозии должна быть
выполнена в соответствии с Инструкцией по защите тепловых сетей от
электрохимической коррозии утвержденной Минэнерго СССР и Минжилкомхозом
РСФСР и согласованной с Госстроем СССР.
СБОРКА СВАРКА И КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА
1. К прихватке и сварке трубопроводов допускаются сварщики при наличии
документов на право производства сварочных работ в соответствии с Правилами
аттестации сварщиков утвержденными Госгортехнадзором СССР.
2. Перед допуском к работе по сварке стыков трубопроводов сварщик
должен сварить допускной стык в производственных условиях в следующих
при перерыве в работе более 6 мес;
при сварке трубопроводов с изменением группы стали сварочных материалов
технологии или сварочного оборудования.
На трубах диаметром 529 мм и более разрешается сваривать половину
периметра допускного стыка; при этом если допускной стык является
вертикальным неповоротным сварке должны подвергаться потолочные и
вертикальные участки шва.
Допускной стык должен быть однотипным с производственным (определение
однотипного стыка приведено в Правилах аттестации сварщиков
Госгортехнадзора СССР).
Допускной стык подвергается тем видам контроля которым подвергаются
производственные сварные соединения в соответствии с требованиями
3. Сварщик обязан выбивать или наплавлять клеймо на расстоянии 30-50 мм
от стыка со стороны доступной для осмотра.
4. Перед сборкой и сваркой необходимо удалить торцевые заглушки
зачистить до чистого металла кромки и прилегающие к ним внутреннюю и
наружную поверхности труб на ширину не менее 10 мм.
5. Способы сварки а также типы конструктивные элементы и размеры
сварных соединений стальных трубопроводов должны соответствовать ГОСТ 16037-
6. Стыки трубопроводов диаметром 920 мм и более свариваемые без
остающегося подкладного кольца должны быть выполнены с подваркой корня шва
внутри трубы. При выполнении сварки внутри трубопровода ответственному
исполнителю должен быть выдан наряд-допуск на производство работ повышенной
опасности. Порядок выдачи и форма наряда-допуска должны соответствовать
требованиям СНиП III-4-80.
7. При сборке и сварке стыков труб без подкладного кольца смещение
кромок внутри трубы не должно превышать:
для трубопроводов на которые распространяются требования Правил
Госгортехнадзора СССР — в соответствии с этими требованиями;
для других трубопроводов — 20% толщины стенки трубы но не более 3 мм.
В стыках труб собираемых и свариваемых на остающемся подкладном кольце
зазор между кольцом и внутренней поверхностью трубы не должен превышать 1
8. Сборку стыков труб под сварку следует производить с помощью
монтажных центровочных приспособлений.
Правка плавных вмятин на концах труб для трубопроводов на которые не
распространяются требования Правил Госгортехнадзора СССР допускается если
их глубина не превышает 35 % диаметра трубы. Участки труб с вмятинами
большей глубины или имеющие надрывы следует вырезать. Концы труб с
забоинами или задирами фасок глубиной от 5 до 10 мм следует обрезать или
исправлять наплавкой.
9. При сборке стыка с помощью прихваток число их должно быть для труб
диаметром до 100 мм — 1—2 диаметром свыше 100 до 426 мм — 3—4. Для труб
диаметром свыше 426 мм прихватки следует располагать через каждые 300—400
Прихватки должны быть расположены равномерно по периметру стыка.
Протяженность одной прихватки для труб диаметром до 100 мм — 10—20 мм
диаметром свыше 100 до 426 мм — 20—40 диаметром свыше 426 мм — 30—40 мм.
Высота прихватки должна быть при толщине стенки S до 10 мм — (06—07) S
но не менее 3 мм при большей толщине стенки — 5—8 мм.
Применяемые для прихваток электроды или сварочная проволока должны быть
тех же марок что и для сварки основного шва.
10. Сварку трубопроводов на которые не распространяются требования
Правил Госгортехнадзора СССР допускается производить без подогрева
при температуре наружного воздуха до минус 20 (С — при применении труб из
углеродистой стали с содержанием углерода не более 024 % (независимо от
толщины стенки труб) а также труб из низколегированной стали с толщиной
стенки не более 10 мм;
при температуре наружного воздуха до минус 10 (С - при применении труб из
углеродистой стали с содержанием углерода свыше 024 % а также труб из
низколегированной стали с толщиной стенки свыше 10 мм.
При болев низкой температуре наружного воздуха сварку следует производить
в специальных кабинах в которых температура воздуха в районе свариваемых
стыков должна поддерживаться не ниже указанной.
Разрешается производить сварочные работы на открытом воздухе при
подогреве свариваемых концов труб на длине не менее 200 мм от стыка до
температуры не ниже 200 (С. После окончания сварки должно быть обеспечено
постепенное понижение температуры стыка и прилегающей к нему зоны труб
путем укрывания их асбестовым полотном или применения другого способа.
Сварка (при отрицательной температуре) трубопроводов на которые
распространяются требования Правил Госгсртехнадзора СССР должна
выполняться с соблюдением требований указанных Правил.
При дожде ветре и снегопаде сварочные работы могут выполняться только
при условии защиты сварщика и места сварки.
11. Сварку оцинкованных труб следует выполнять о соответствии со СНиП 3-
12. Перед сваркой трубопроводов каждая партия сварочных материалов
(электродов сварочной проволоки флюсов защитных газов) и труб должна
быть подвергнута входному контролю:
на наличие сертификата с проверкой полноты приведенных в нем данных и их
соответствия требованиям государственных стандартов или технических
на наличие на каждом ящике или другой упаковке соответствующей этикетки
или бирки с проверкой приведенных на ней данных;
на отсутствие повреждений (порчи) упаковки или самих материалов. При
обнаружении повреждений вопрос о возможности применения этих сварочных
материалов должен быть решен организацией выполняющей сварку;
на технологические свойства электродов в соответствии с ГОСТ 9466-75
или ведомственными нормативными документами утвержденными в соответствии
13. При наложении основного шва необходимо полностью перекрыть и
переварить прихватки.
14. Контроль качества сварочных работ и сварных соединений
трубопроводов следует выполнять путем:
проверки исправности сварочного оборудования и измерительных приборов
качества применяемых материалов;
операционного контроля в процессе сборки и сварки трубопроводов;
внешнего осмотра сварных соединений и измерений размеров швов;
проверки сплошности стыков неразрушающими методами контроля —
радиографическим (рентгеновскими или гамма-лучами) или ультразвуковой
дефектоскопией в соответствии с требованиями Правил Госгортехнадзора СССР
ГОСТ 7512-82 ГОСТ 14782-76 и других стандартов утвержденных в
установленном порядке. Для трубопроводов на которые не распространяются
Правила Госгортехнадзора СССР допускается взамен радиографического или
ультразвукового контроля применять магнитографический контроль;
механических испытаний и металлографических исследований контрольных
сварных соединений трубопроводов на которые распространяются требования
Правил Госгортехнадзора СССР в соответствии с этими Правилами;
испытаний на прочность и герметичность.
15. При операционном контроле качества сварных соединений стальных
трубопроводов надлежит проверить соответствие стандартам конструктивных
элементов и размеров сварных соединений (притупление и зачистку кромок
величину зазоров между кромками ширину и усиление сварного шва) а также
технологию и режим сварки качество сварочных материалов прихваток и
16. Все сварные стыки подлежат внешнему осмотру и измерению.
Стыки трубопроводов сваренные без подкладного кольца с подваркой корня
шва подвергаются внешнему осмотру и измерению размеров шва снаружи и
внутри трубы в остальных случаях — только снаружи. Перед осмотром сварной
шов и прилегающие к нему поверхности труб должны быть очищены от шлака
брызг расплавленного металла окалины и других загрязнений на ширину не
менее 20 мм (по обе стороны шва) .
Результаты внешнего осмотра и измерения размеров сварных соединений
считаются удовлетворительными если:
отсутствуют трещины любых размеров и направлений в шве и прилегающей
зоне а также подрезы наплывы прожоги незаваренные кратеры и свищи;
размеры и количество объемных включений и западаний между валиками не
превышают значений приведенных в табл. 1;
размеры непровара вогнутости и превышение проплава в корне шва стыковых
соединений выполненных без остающегося подкладного кольца (при возможности
осмотра стыка изнутри трубы) не превышают значений приведенных в табл.
Стыки не удовлетворяющие перечисленным требованиям подлежат исправлению
МаксимальнМаксимальн
Дефект допустимыйдопустимое
округлой или удлиненной
формы при номинальной
стыковых соединениях или
меньшем катете шва в 08 2
угловых соединениях мм: 08 3
Западание (углубление)
чешуйчатое строение
поверхности шва при
номинальной толщине
стенки свариваемых труб в15 Не
стыковых соединениях или ограничи-в
при меньшем катете шва в 20 ается
угловых соединениях мм: То же
Трубопроводы ьно ьно
на которые Дефект допустимадопустима
Госгортехнадзора (глубина)суммарная
РаспространяютсяВогнутость 10 но не20%
и непровар более 2 периметра
Превышение 20 но неТо же
распространяютсяпревышение 10 периметра
17. Проверке сплошности неразрушающими методами контроля подвергаются
трубопроводов на которые распространяются требования Правил
Госгортехнадзора СССР наружным диаметром до 465 мм - в объеме
предусмотренном этими Правилами диаметром свыше 465 до 900 мм — в объеме
не менее 10% (ноне менее четырех стыков) диаметром свыше 900 мм — в объеме
не менее 15% (но не менее четырех стыков) общего числа однотипных стыков
выполненных каждым сварщиком;
трубопроводов на которые не распространяются требования Правил
Госгортехнадзора СССР наружным диаметром до 465 мм — в объеме не менее 3%
(но не менее двух стыков) диаметром свыше 465 мм — в объеме 6% (ноне менее
трех стыков) общего числа однотипных стыков выполненных каждым сварщиком;
в случае проверки сплошности сварных соединений с помощью
магнитографического контроля 10% общего числа стыков подвергнутых
контролю должно быть проверено кроме того радиографическим методом.
18. Неразрушающим методам контроля следует подвергать 100% сварных
соединений трубопроводов тепловых сетей прокладываемых в непроходных
каналах под проезжей частью дорог в футлярах тоннелях или технических
коридорах совместно с другими инженерными коммуникациями. а также при
железных дорог и трамвайных путей - на расстоянии не менее 4 м
электрифицированных железных дорог - не менее 11 м от оси крайнего пути;
железных дорог общей сети - на расстоянии не менее 3 м от ближайшего
сооружения земляного полотна;
автодорог - на расстоянии не менее 2 м от края проезжей части
укрепленной полосы обочины или подошвы насыпи;
метрополитена - на расстоянии не менее 8 м от сооружений;
кабелей силовых контрольных и связи - на расстоянии не менее 2 м;
газопроводов - на расстоянии не менее 4 м;
магистральных газопроводов и нефтепроводов - на расстоянии не менее 9 м;
зданий и сооружений - на расстоянии не менее 5 м от стен и фундаментов.
19. Сварные швы следует браковать если при проверке неразрушающими
методами контроля обнаружены трещины незаваренные кратеры прожоги свищи
а также непровары в корне шва выполненного на подкладном кольце.
20. При проверке радиографическим методом сварных швов трубопроводов
на которые распространяются требования Правил Госгортехнадзора СССР
допустимыми дефектами считаются поры и включения размеры которых не
превышают значений указанных в табл. 3.
Предельно допустимые размеры Суммар
Номинальнапор и включений мм ная
толщина отдельныхскопленийцепочек пор и
мм шири шири ширин ний на
на длинна длина длинлюбые
(диаа (диаа (диама 100 мм
До 20 05 20 08 20 05 30 40
Св. 20 06 25 10 25 06 40 60
до 30 08 35 12 35 08 50 100
Высота (глубина) непровара вогнутости и превышения проплава в корне шва
соединения выполненного односторонней сваркой без подкладного кольца не
должны превышать значений указанных в табл. 2.
Допустимыми дефектами сварных швов по результатам ультразвукового
контроля считаются дефекты измеряемые характеристики число которых не
превышает указанных в табл. 4.
Номинальная Размер ДопустимаЧисло
толщина искусствея дефектов на
стенки нного условная любые 100 мм
трубы мм углового длина крупны
отражателотдельногх и крупны
(зарубкидефекта суммар
От 40 до 20Х10 100 7 2
Св. 80 35Х20 200 8 3
Примечания: 1. Крупным считается дефект условная протяженность которого
превышает 50 мм при толщине стенки до 55 мм и 10 мм при толщине стенки
свыше 55 мм. Если условная протяженность дефекта не превышает указанных
значений он считается мелким.
При электродуговой сварка без подкладного кольца при одностороннем
доступе к шву допускается суммарная условная протяженность дефектов
расположенных в корне шва до 13 периметра трубы.
Уровень амплитуды эхо-сигнала от измеряемого дефекта не должен
превышать уровень амплитуды эхо-сигнала от соответствующего искусственного
углового отражателя (зарубки") или эквивалентного сегментного отражателя.
21. Для трубопроводов на которые не распространяются требования Правил
Госгортехнадзора СССР допустимыми дефектами при радиографическом методе
контроля считаются поры и включения размеры которых не превышают
максимально допустимых по ГОСТ 23055— 78 для сварных соединений 7-го
класса а также непровары вогнутость и превышение проплава в корне шва
выполненного односторонней электродуговой сваркой без подкладного кольца
высота (глубина) которых не должна превышать значений указанных в табл. 2.
22. При выявлении неразрушающими методами контроля недопустимых
дефектов в сварных швах трубопроводов на которые распространяются
требования Правил Госгортехнадзора СССР должен проводиться повторный
контроль качества швов установленный этими Правилами а в сварных швах
трубопроводов на которые не распространяются требования Правил — в
удвоенном числе стыков по сравнению с указанным в п. 5.17.
В случав выявления недопустимых дефектов при повторном контроле должны
быть проконтролированы все стыки выполненные данным сварщиком.
23. Исправлению путем местной выборки и последующей подварки (без
повторной сварки всего соединения) подлежат участки сварного шва с
недопустимыми дефектами если размеры выборки после удаления дефектного
участка не превышают значений указанных в табл. 5.
Сварные стыки в швах которых для исправления дефектного участка
требуется произвести выборку размерами болев допускаемых по табл. 5 должны
быть полностью удалены.
Глубине выборки Длина
% номинальной толщины % номинального
стенки свариваемых трубнаружного периметра
Св. 25 до 50 Не более 50
Примечание. При исправлении в одном соединении нескольких участков их
суммарная протяженность может превышать указанную в табл. 5 не болев чем в
раза при тех же нормах по глубине.
24. Подрезы следует исправлять наплавкой ниточных валиков шириной не
более 20 — 30 мм. Трещины необходимо засверливать по концам вырубать
тщательно зачищать и заваривать в несколько слоев.
25. Все исправленные участки сварных стыков должны быть проверены
внешним осмотром радиографической или ультразвуковой дефектоскопией.
26. На исполнительном чертеже трубопровода составленном в соответствии
со СНиП 3.01.03-84 следует указывать расстояния между сварными
соединениями а также от колодцев камер и абонентских вводов до ближайших
ТЕПЛОВАЯ ИЗОЛЯЦИЯ ТРУБОПРОВОДОВ
1. Монтаж теплоизоляционных конструкций и защитных покрытий необходимо
производить в соответствии с требованиями СНиП III-20-74 и настоящего
2. Сварные и фланцевые соединения не должны быть изолированы на ширину
0 мм по обе стороны соединений до выполнения испытаний трубопроводов на
3. Возможность производства изоляционных работ на трубопроводах
-подлежащих регистрации в соответствии с Правилами Госгортехнадзора СССР
до выполнения испытаний на прочность и герметичность необходимо согласовать
с местным органом Госгортехнадзора СССР.
4. При выполнении заливной и засыпной изоляции при бесканальной
прокладке трубопроводов^ проекте производства работ необходимо
предусматривать временные устройства предотвращающие всплытие
трубопровода а также попадание в изоляцию грунта.
ПЕРЕХОДЫ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ
ЧЕРЕЗ ПРОЕЗДЫ И ДОРОГИ
1. Производство работ при подземном (надземном) пересечении тепловыми
сетями железнодорожных и трамвайных путей автодорог городских проездов
следует выполнять в соответствии с требованиями настоящих правил а также
2. При прокопе продавливании горизонтальном бурении или других
способах бестраншейной прокладки футляров сборку и прихватку звеньев (труб)
футляра необходимо выполнять с помощью центратора. Торцы свариваемых
звеньев (труб) должны быть перпендикулярны их осям. Переломы осей звеньев
(труб) футляров не допускаются.
3. Армированное торкрет-бетонное противокоррозионное покрытие футляров
при их бестраншейной прокладке следует производить в соответствии с
требованиями СНиП III-15-76.
4. Трубопроводы в пределах футляра следует выполнять из труб
максимальной поставочной длины.
5. Отклонение оси футляров переходов от проектного положения для
самотечных конденсатопроводов не должно превышать:
по вертикали - 06 % длины футляра при условии обеспечения проектного
уклона конденсатопроводов;
по горизонтали - 1 % длины футляра.
Отклонение оси футляров переходов от проектного положения для остальных
трубопроводов не должно превышать 1 % длины футляра.
ИСПЫТАНИЕ И ПРОМЫВКА
(ПРОДУВКА) ТРУБОПРОВОДОВ
1. После завершения строительно-монтажных работ трубопроводы должны
быть подвергнуты окончательным (приемочным) испытаниям на прочность и
герметичность. Кроме того конденсатопроводы и трубопроводы водяных
тепловых сетей должны быть промыты паропроводы — продуты паром а
трубопроводы водяных тепловых сетей при открытой системе теплоснабжения и
сети горячего водоснабжения — промыты и продезинфицированы.
Трубопроводы прокладываемые бесканально и в непроходных каналах
подлежат также предварительным испытаниям на прочность и герметичность в
процессе производства строительно-монтажных работ.
2. Предварительные испытания трубопроводов следует производить до
установки сальниковых (сильфонных) компенсаторов секционирующих задвижек
закрывания каналов и обратной засыпки трубопроводов бесканальной прокладки
Предварительные испытания трубопроводов на прочность и герметичность
следует выполнять как правило гидравлическим способом.
При отрицательных температурах наружного воздуха и невозможности
подогрева воды а также при отсутствии воды допускается в соответствии с
проектом производства работ выполнение предварительных испытаний
пневматическим способом.
Не допускается выполнение пневматических испытаний надземных
трубопроводов а также трубопроводов прокладываемых в одном канале
(секции) или в одной траншее с действующими инженерными коммуникациями.
3. Трубопроводы водяных тепловых сетей следует испытывать давлением
равным 125 рабочего но не менее 16 МПа (16 кгссм2) паропроводы
конденсатопроводы и сети горячего водоснабжения —давлением равным 125
рабочего если другие требования не обоснованы проектом (рабочим проектом).
4. Перед выполнением испытаний на прочность и герметичность надлежит:
произвести контроль качества сварных стыков трубопроводов и исправление
обнаруженных дефектов в соответствии с требованиями разд. 5;
отключить заглушками испытываемые трубопроводы от действующих и от первой
запорной арматуры установленной в здании (сооружении);
установить заглушки на концах испытываемых трубопроводов и вместо
сальниковых (сильфонных) компенсаторов секционирующих задвижек при
предварительных испытаниях;
обеспечить на всем протяжении испытываемых трубопроводов доступ для их
внешнего осмотра и осмотра сварных швов на время проведения испытаний;
открыть полностью арматуру и байпасные линии.
Использование запорной арматуры для отключения испытываемых трубопроводов
Одновременные предварительные испытания нескольких трубопроводов на
прочность и герметичность допускается производить в случаях обоснованных
проектом производства работ.
5. Измерения давления при выполнении испытаний трубопроводов на
прочность и герметичность следует производить по аттестованным в
установленном порядке двум (один — контрольный) пружинным манометрам класса
не ниже 15 с диаметром корпуса не менее 160 мм и шкалой с номинальным
давлением 43 измеряемого.
6. Испытания трубопроводов на прочность и герметичность (плотность) их
продувку промывку дезинфекцию необходимо производить по технологическим
схемам (согласованным с эксплуатационными организациями) регламентирующим
технологию и технику безопасности проведения работ (в том числе границы
7. О результатах испытаний трубопроводов на прочность и герметичность
а также об их промывке (продувке) следует составить акты по формам
приведенным в обязательных приложениях 2 и 3.
ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ИСПЫТАНИЯ
8. Испытания трубопроводов следует выполнять с соблюдением следущих
основных требований:
испытательное давление должно быть обеспечено в верхней точке (отметке)
температура воды при испытаниях должна быть не ниже 5 (С;
при отрицательной температуре наружного воздуха трубопровод необходимо
заполнить водой температурой не выше 70 (С и обеспечить возможность
заполнения и опорожнения его в течение 1 ч;
при постепенном заполнении водой из трубопроводов должен быть полностью
испытательное давление должно быть выдержано в течение 10 мин и затем
снижено до рабочего;
при рабочем давлении должен быть произведен осмотр трубопровода по всей
9. Результаты гидравлических испытаний на прочность и герметичность
трубопровода считаются удовлетворительными если во время их проведения не
произошло падения давления не обнаружены признаки разрыва течи или
запотевания в сварных швах а также течи в основном металле фланцевых
соединениях арматуре компенсаторах и других элементах трубопроводов
отсутствуют признаки сдвига или деформации трубопроводов и неподвижных
ПНЕВМАТИЧЕСКИЕ ИСПЫТАНИЯ
10. Выполнение пневматических испытаний следует производить для
стальных трубопроводов с рабочим давлением не выше 16 МПа (16 кгссм2) и
температурой до 250° С монтируемых из труб и деталей испытанных на
прочность и герметичность (плотность) заводами-изготовителями в
соответствии с ГОСТ 3845—75 (при этом заводское испытательное давление для
труб арматуры оборудования и других изделий и деталей трубопровода должно
быть на 20% выше испытательного давления принятого для смонтированного
Установка чугунной арматуры (кроме вентилей из ковкого чугуна) на время
испытаний не допускается.
11. Заполнение трубопровода воздухом и подъем давления следует
производить плавно со скоростью не более 03 МПа (3 кгссм2) в 1 ч.
Визуальный осмотр трассы (вход в охранную [опасную) зону но без спуска в
траншею] допускается при величине давления равной 03 испытательного но
не более 03 МПа (3 кгссм2).
На период осмотра трассы подъем давления должен быть прекращен.
При достижении величины испытательного давления трубопровод должен быть
выдержан для выравнивания температуры воздуха по длине трубопровода. После
выравнивания температуры воздуха испытательное давление выдерживается 30
мин и затем плавно снижается до 03 МПа (3 кгссм2) но не выше величины
рабочего давления теплоносителя; при этом давлении производится осмотр
трубопроводов с отметкой дефектных мест.
Места утечки определяются по звуку просачивающегося воздуха по пузырям
при покрытии сварных стыков и других мест мыльной эмульсией и применением
Дефекты устраняются только при снижении избыточного давления до нуля и
отключении компрессора.
12. Результаты предварительных пневматических испытаний считаются
удовлетворительными если во время их проведения не произошло падения
давления по манометру не обнаружены дефекты в сварных швах фланцевых
соединениях трубах оборудовании и других элементах и изделиях
трубопровода отсутствуют признаки сдвига или деформации трубопровода и
13. Трубопроводы водяных сетей в закрытых системах теплоснабжения и
конденсатопроводы должны быть как правило подвергнуты гидропневматической
Допускается гидравлическая промывка с повторным использованием
промывочной воды путем пропуска ее через временные грязевики
устанавливаемые по ходу движения воды на концах подающего и обратного
Промывка как правило должна производиться технической водой.
Допускается промывка хозяйственно-питьевой водой с обоснованием в проекте
14. Трубопроводы водяных сетей открытых систем теплоснабжения и сетей
горячего водоснабжения необходимо промывать гидропневматическим способом
водой питьевого качества до полного осветления промывочной воды. По
окончании промывки трубопроводы должны быть продезинфицированы путем их
заполнения водой с содержанием активного хлора в дозе 75-100 мгл при
времени контакта не менее 6 ч. Трубопроводы диаметром до 200 мм и
протяженностью до 1 км разрешается по согласованию с местными органами
санитарно-эпидемиологической службы хлорированию не подвергать и
ограничиться промывкой водой соответствующей требованиям ГОСТ 2874—82.
После промывки результаты лабораторного анализа проб промывной воды
должны соответствовать требованиям ГОСТ 2874-82. О результатах промывки
(дезинфекции) санитарно-эпидемиологической службой составляется заключение.
15. Давление в трубопроводе при промывке должно быть не выше рабочего.
Давление воздуха при гидропневматической промывке не должно превышать
рабочее давление теплоносителя и быть не выше 06 МПа (6 кгссм2).
Скорости воды при гидравлической промывке должны быть не ниже расчетных
скоростей теплоносителя указанных в рабочих чертежах а при
гидропневматической — превышать расчетные не менее чем на 05 мс.
16. Паропроводы должны быть продуты паром со сбросом в атмосферу через
специально установленные продувочные патрубки с запорной арматурой. Для
прогрева паропровода перед продувкой должны быть открыты все пусковые
дренажи. Скорость прогрева должна обеспечивать отсутствие гидравлических
ударов в трубопроводе.
Скорости пара при продувке каждого участка должны быть не менее рабочих
скоростей при расчетных параметрах теплоносителя.
ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
тепловых сетей меры по охране окружающей среды следует принимать в
соответствии с требованиями СНиП 3.01.01-85 и настоящего раздела.
2. Не разрешается без согласования с соответствующей службой:
производить земляные работы на расстоянии менее 2 м до стволов деревьев и
менее 1 м до кустарника; перемещение грузов на расстоянии менее 05 м до
крон или стволов деревьев; складирование труб и других материалов на
расстоянии менее 2 м до стволов деревьев без устройства вокруг них
временных ограждающих (защитных) конструкций.
3. Промывку трубопроводов гидравлическим способом следует выполнять с
повторным использованием воды. Опорожнение трубопроводов после промывки и
дезинфекции следует производить в места указанные в проекте производства
работ и согласованные с соответствующими службами.
4. Территория строительной площадки после окончания строительно-
монтажных работ должна быть очищена от мусора.
ПРИЛОЖЕНИЕ 1 Обязательное
О ПРОВЕДЕНИИ РАСТЯЖКИ КОМПЕНСАТОРОВ
(фамилия имя отчество должность)
(наименование строительно-монтажной организации)
и составила настоящий акт о нижеследующем:
К освидетельствованию и приемке предъявлена растяжка компенсаторов
Номер Номер Тип Величина Темпера
компенсатора чертежкомпенрастяжки мм-тура
саторапроектфактичого
(наименование проектной организации номера чертежей и дата их
Работы выполнены в соответствии с проектно-сметной документацией
государственными стандартами строительными нормами и правилами и отвечают
требованиям их приемки.
На основании изложенного считать растяжку компенсаторов перечисленных в
О ПРОВЕДЕНИИ ИСПЫТАНИЙ ТРУБОПРОВОДОВ
НА ПРОЧНОСТЬ И ГЕРМЕТИЧНОСТЬ
(гидравлические или пневматические)
трубопроводы испытанные на прочность и герметичность и перечисленные в
(наименование трубопровода)
ТрубопровоИспытательнПродолжителНаружный
д ое ьность миносмотр при
стандартами строительными нормами и правилами и отвечают требованиям их
На основании изложенного считать испытания на прочность и герметичность
трубопроводов перечисленных в акте выполненными.
О ПРОВЕДЕНИИ ПРОМЫВКИ (ПРОДУВКИ) ТРУБОПРОВОДОВ
К освидетельствованию и приемке предъявлена промывка (продувка)
(наименование среды давление расход)
На основании изложенного считать промывку (продувку) трубопроводов
перечисленных в акте выполненной.

Вариант 1.frw

Лист 1.cdw

Теплоснабжение промышленного
План квартальной тепловой сети (М 1:2000)
Поликлиника 300 посещ.
Магазин промт. 440 кв. м.
Магазин прод.. 340 кв. м.
Детский сад 250 мест
Теплофикационная камера
Экспликация зданий и сооружений
Проектная отметка земли
Натуральная отметка земли
Отметка потолка канала
Внутренний диаметр каналамм
Продольный профиль участка тепловой сети 9-10

Вариант 7.dwg

Магазин прод.. 360 кв. м.
Аптека на 15 работающих

Фонд контрольных вопросов по дисциплине ИИСТППиСС.docx

Фонд контрольных вопросов по дисциплине «Источники и системы теплоснабжения промышленных предприятий и социальной сферы».
Классификация тепловой нагрузки теплопотребителей
Сезонная нагрузка теплопотребителей
Тепловые потери помещения
Теплопотеря теплопередачей через наружные ограждения
Теплопотеря инфильтрацией
Воздушные тепловые завесы
Внутренние тепловыделения в помещении
Расчет тепловой мощности на вентиляцию помещений
Круглогодовая нагрузка теплопотребителей
Расчет тепловой мощности на горячее водоснабжение бытовых теплопотребителей
Расчет тепловой мощности на горячее водоснабжение промышленными теплопотребителями
Расчет тепловой мощности отпускаемой промышленным паром
Расчет тепловой мощности потребляемой системами кондиционирования воздуха (скв)
Расчет годового теплопотребления и расхода топлива
Годовое теплопотребление на отопление и вентиляцию
Годовой отпуск теплоты на горячее водоснабжение
Годовой отпуск теплоты с промышленным паром
Годовой расход натурального топлива источником
Гидравлический расчет тепловых сетей
Расчет паропровода. Предварительный расчет.
Расчет паропровода. Проверочный расчет
Расчет водяных сетей. Предварительный расчет
Расчет водяных сетей. Проверочный расчет
Тепловой расчет магистральной тепловой сети
Расчет мощности тепловых потерь теплопроводом
Расчет толщины тепловой изоляции
Гидравлический удар в водяных тепловых сетях
Расчет на прочность трубопроводов тепловых сетей
Расчет гидравлического режима водяных тепловых сетей
Закрытые водяные тепловые сети
Открытые водяные тепловые сети
Расчет потокораспределения в сети питаемой от нескольких источников
Оборудование и назначение центральных тепловых
Подстанций (цтп) и индивидуальных тепловых пунктов (итп)
Закрытые системы теплоснабжения
Открытые системы теплоснабжения
Расчет мощности тепловых потерь внутриквартальными тепловыми сетями
Снабжение хозяйственно-питьевой и технической
Водой бытовых и промышленных потребителей
Источники систем теплоснабжения теплопотребителей
Производственные и отопительные котельные. Котельные с паровыми котлами
Производственные и отопительные котельные. Водогрейная котельная
Производственные и отопительные котельные. Котельная с паровыми и водогрейными котлами.
Выбор основного и вспомогательного оборудования
Энергетическая эффективность централизации теплоснабжения
Промышленные теплоэлектроцентрали (тэц)
Регулирование тепловой мощности отдаваемой
Теплопотребителю от источника теплоснабжения
Топливоподача и золошлакоудаление
Методы и средства экономии энергетических ресурсов в системах централизованного теплоснабжения
Основные элементы проектирования конструкции тепловых сетей. Общие положения.
Основные элементы проектирования конструкции тепловых сетей. Конструкции тепловых сетей.
Основные элементы проектирования конструкции тепловых сетей. Выбор конструкции теплопроводов.
Основные положения по расчету конструкции тепловых сетей.
Канальные конструкции теплопроводов.
Бесканальные конструкции теплопроводов.
Конструкции по трассе теплопроводов.
Конструкции надземных теплопроводов.
Теплофикационные трубопроводы и их конструктивные элементы.
Расчет теплофикационных трубопроводов на прочность.
Теплоизоляционные конструкции теплопроводов.

Вариант 1.dwg

Детский сад 300 мест
Адм.. здание на 20 чел.
Прачечная 1065 кгсмен

Вариант 4.frw

Вариант 9.frw

Вариант 10.frw

0721894 2F39E lekcii istochniki i sistemy teplosnabzheniya predpriyatiy 1.doc

I Курс лекций за первое полугодие
Источники и системы теплоснабжения предприятий
Системы теплоснабжения производственных предприятий
Виды тепловых нагрузок
Классификация систем теплоснабжения
-по схеме подачи тепла потребителю (децентрализованные и
-по виду теплоносителя (паровые системы и водяные системы);
-по способу отпуска теплоты потребителю;(для отопления: зависимые и
независимые; для горячего теплоснабжения: закрытые и открытые)
-по числу параллельно идущих теплопроводов;
-по числу ступеней присоединения.
Схемы тепловых сетей (Тупиковая Радиальная Кольцевая)
Паровые системы теплоснабжения (ПСТ).
Оборудование тепловых сетей
Системы теплоснабжения предприятий (СТСПП) - это комплекс устройств по
выработке транспортированию и обеспечению потребителей необходимым
количеством теплоты требуемых параметров.
Система теплоснабжения (рис. 1) включает в себя:
Источник (ТЭЦ котельная);
Магистральные сети (тепловые);
Распределительные сети (тепловые);
Потребители тепла (промышленные
жилые и общественные объекты ЖКХ);
Абонентский ввод (тепловой узел
местный тепловой пункт МТП
Центральный тепловой пункт ЦТП.
Рис.1. Система теплоснабжения.
Виды тепловых нагрузок:
Потребление тепловых нагрузок:
- отопление (нагрузка на отопление);
- вентиляцию (тепло в калорифере (теплообменнике);
- горячее водоснабжение;
- технологические нужды п.п.
Тепловые нагрузки различают:
- сезонные (отопление вентиляция);
- круглогодичные (горячее водоснабжение технологические нужды).
Классификация систем теплоснабжения:
- по схеме подачи тепла потребителю;
- по виду теплоносителя;
- по способу отпуска теплоты потребителю;
- по числу параллельно идущих теплопроводов;
- по числу ступеней присоединения.
По схеме подачи тепла потребителю:
- децентрализованные – источник тепла на месте потребления. В этом случае
отсутствуют тепловые сети; применяются в районах с малой концентрацией
тепловой нагрузки когда небольшие здания расположены на неплотно
застраиваемых участках а также при технико-экономических обоснованиях.
- централизованные – источник теплоснабжения (ТЭЦ или котельная)
располагаются на значительном расстоянии от потребителей теплоты. Поэтому
каждая СТС состоит из трех звеньев (источник теплоты – тепловые сети –
местные системы теплоснабжения). Местные СТС – тепловые подстанции и
Централизованные системы отопления имеют преимущества перед
децентрализованными и в настоящее время ЦCТ определяют ведущую роль в
развитии теплоснабжения крупных городов и промышленных предприятий. В г.
Петрозаводске ТЭЦ введена в строй в 1977 году.
По виду теплоносителя:
- паровые системы (теплоноситель – водяной пар);
- водяные системы (теплоноситель – горячая вода).
Горячая вода используется для удовлетворения нагрузок на отопление
вентиляцию и горячее водоснабжение. Водяной пар используется на
предприятиях для технологических нужд (редко используют перегретую воду).
При требуемой температуре теплоносителя у потребителя до 150С используют
горячую воду а при более высоких параметрах – водяной пар. К
теплоносителям предъявляют специальные требования:
а. санитарно – гигиенические (в помещениях ЖКС температура нагреваемых
приборов не допускается выше 90С в промышленных цехах она может быть и
б. технико – экономические (стоимость материала монтажа и
эксплуатации должна быть оптимальной);
в. эксплуатационные (теплоноситель должен обладать качествами
которые позволяли бы производить централизованную регулировку теплоотдачи
систем потребления).
Сравнительная характеристика воды и пара как теплоносителя:
Преимущества воды: диапазон изменения температур в широких пределах (от
до 150С); возможность транспортирования на большие расстояния без
уменьшения ее теплового потенциала (15-20 км); возможность
централизованного регулирования температуры теплоносителя на источнике;
простота присоединения местных систем к тепловым сетям.
Недостатки воды: требуется значительный расход электроэнергии на работу
насосов по перекачке тепла; температура теплоносителя может быть меньше
Преимущества пара: применяют как для тепловых потребителей так и для
силовых и технологических нужд; быстрый прогрев и остывание системы что
ценно для помещений где периодически требуется отопление; в паровых
системах можно не учитывать гидростатическое давление по причине низкой
объемной массы (в 1650 раз меньше объема воды). Паровые системы могут
применяться в гористой местности и в многоэтажных зданиях; отсутствие
расхода электроэнергии на транспортировку пара (без насосов); простота
начальной регулировки вследствие саморегулировки пара.
Недостатки пара: при транспортировке на значительные расстояния имеют место
большие потери температуры и давления поэтому радиус паровых систем всего
-15 км а водяных – от 30 до 60 км. Срок службы паровых систем значительно
ниже чем водяных из-за коррозии труб.
По способу отпуска теплоты потребителю:
- для отопления – схемы подключения ТС: зависимые и независимые;
- для горячего теплоснабжения – схемы подключения ТС: закрытые и открытые.
Зависимая схема подключения – когда вода из теплосети непосредственно
поступает в нагревательные приборы местной отопительной системы (МОС).
Независимая схема подключения – когда имеется два раздельных контура
(первичный – вода циркулирующая в тепловой сети и вторичный – собственный
контур дома вода циркулирующая в МОС) при этом вода из теплосети через
теплообменник отдает тепло воде собственного контура. Вода из ТС доходит
только до тепловой подстанции МОС (тепловая подстанция – это ЦТП или МТП)
где в подогревателях (теплообменниках ТА) нагревают воду которая
циркулирует в МОС. В этом случае имеет место два теплоносителя: греющий
(вода из ТС) и нагреваемый (вода в МОС). Давление первичного контура никак
не передается на давление вторичного который работает за счет собственного
циркуляционного насоса.
Открытый водоразбор – напрямую из тепловой сети. Закрытый водоразбор –
через теплообменник вода из ТС нагревает воду питьевого водопровода.
Оборудование тепловой подстанции при зависимой схеме проще и дешевле чем
при независимой однако необходимо учитывать что в зависимых схемах
давление передается из тепловой сети в МОС которая выдерживает давление до
-10 атм. в зависимости от типа нагревательных приборов. Пример: чугунные
радиаторы выдерживают 6 атм.
Схемы присоединения систем отопления к тепловым сетям:
Зависимая схема без смешения (рис.2).
Т1 – подающий теплопровод ТС
-1 -1 Т2 – обратный трубопровод
– арматура отключающего устройства.
Рис. 2. Зависимая схема без смешения
Температура в подающем трубопроводе ТС не превышает предела установленного
санитарными нормами для приборов местных систем. Это возможно в случае
малого источника тепла когда котельная вырабатывает теплоноситель
параметрами 95-70С или в системе отопления промышленных зданий t ≥ 100
Зависимая схема с элеваторным смешением (рис. 3).
Рис. 3. Зависимая схема с элеваторным смешением
Вода из подающего трубопровода Т1 с t = 130C поступает в элеватор
(рис. 4) через патрубок к элеватору подсасывается вода из обратной местной
сети Т2 t =70C. Благодаря соплу которое встроено в элеватор и по
принципу инжекции происходит смешение t= 130C и t=70C смешанная вода t
= 90С поступает в нагревательные приборы. Элеваторы рассчитываются и
подбирается диаметр сопла. У нас в стране большинство вводов в здания
снабжено элеваторами там где по теплосетям транспортируют перегретую воду.
Необходимо учитывать что для работы элеватора требуется напор на воде 15 м
Зависимая схема с насосным смешением ( рис. 5).
В случае недостаточного напора ставят
центробежный насос на перемычке между
подающим и обратным трубопроводом и он
← как элеватор подмешивает к
обратную охлажденную воду. Но насос
Существует схема и с элеватором и с насосом.
Рис. 5. Зависимая схема с насосным смешением
Независимая схема (с теплообменником) (рис.6).
Независимая схема делит МОС на два контура не допуская колебаний
давлений. Оба контура гидравлически изолированы и независимы друг от
друга. В данной схеме легко учитывать потребность в тепле регулировать
подачу тепла т.е. устранять проблему перетопа а следовательно
Местная отопительная система;
Циркуляционный насос;
Отключающая арматура.
Рис. 6. Независимая схема (с теплообменником)
Схемы подключения ГВС к тепловым сетям.
В закрытых системах теплоснабжения теплоноситель полностью
источнику теплоснабжения (за исключением утечек). Теплоноситель
используют как греющую среду в теплообменных аппаратах. Закрытые системы
гидравлически изолированы от тепловых сетей что обеспечивает стабильное
качество воды в ГВС т.к. нет выноса шлаковых отложений в систему ГВС
(это плюс). Однако в систему ГВС (в трубы) поступает вода из холодного
водопровода который не подвергается деаэрации (удалению кислорода и
углекислого газа) нагревается и усугубляет коррозионную активность
следовательно быстрее происходит разрушение труб от коррозии чем в
открытых схемах. Поэтому в закрытых системах рекомендуют применять
неметаллические пластиковые трубы.
Закрытые схемы различают одноступенчатые и многоступенчатые. Выбор
схемы зависит от соотношения расхода тепла на отопление и ГВС. Выбор
схемы присоединения производится на основании расчета.
В открытых системах ГВС используют не только теплоту подводимую
теплоносителем из тепловой сети в местную сеть но и сам теплоноситель.
В открытых схемах трубы ГВС коррозируют в меньшей степени чем в закрытых
системах т.к. вода поступает из тепловой сети после химводочистки
(ХВО) но при этом возможно нарушение стабильности санитарных норм
показателей воды. Открытые схемы дешевле. Чем закрытые т.к. не требуются
затраты на теплообменники и насосное оборудование.
Схемы присоединения систем горячего водоснабжения зданий к тепловым
Одноступенчатые схемы (рис. 7 8):
Один теплообменник и нагрев на
ГВС происходит перед МОС).
Рис. 7. Одноступенчатая предвключенная
Рис. 8. Одноступенчатая параллельная
Многоступенчатые схемы (рис. 9 10):
Рис. 9. Последовательная
Двухступенчатые схемы эффективны в применении тем что
происходит глубокое снижение температуры обратной воды а также имеет место
независимый расход тепла на отопление и ГВС т.е. колебание расхода в
системе ГВС не отражается на работе МОС что может происходить в открытых
По числу параллельно идущих теплопроводов.
В зависимости от числа труб передающих теплоноситель в одном
направлении различают одно- двух- и многотрубные системы ТС. По
минимальному числу труб может быть:
- открытая однотрубная система – применяется при централизованном отоплении
на технологические и бытовые нужды когда вся сетевая вода разбирается
потребителями при подаче теплоты на отопление вентиляцию и ГВС т.е. когда
Qот + Qвент. =Qгвс. Такие ситуации характерны для южных районов и
технологических потребителей (редко встречаются).
- двухтрубная система – самая распространенная состоит из подающего (Т1) и
обратного (Т2) трубопроводов.
- трехтрубная – состоит из соединения двухтрубной системы водоснабжения на
отопление и вентиляцию и третьей трубы для целей ГВС что не очень удобно.
- четырехтрубная – когда добавляется циркуляционный трубопровод на ГВС.
Условные обозначения трубопроводов в соответствии с ГОСТом:
подающий трубопровод (Т1)
обратный трубопровод (Т2)
трубопровод ГВС (Т3)
циркуляционный трубопровод ГВС (Т4)
трубопровод технологических нужд (Тт).
По числу ступеней присоединения.
Различают одноступенчатые и многоступенчатые схемы систем
Одноступенчатая схема (рис. 11) – когда потребители теплоты
присоединяются к тепловым сетям при помощи МТП.
Рис. 11. Одноступенчатая схема
- местные тепловые узлы (МТП)
- элемент промышленной котельной с паровыми и водогрейными котлами
- водогрейный котел (пиковый)
- сетевой паро- водяной подогреватель
- перемычка с отключающей арматурой для создания различных режимов работы
(для отключения водогрейного котла)
Двухступенчатая схема (рис. 12).
Рис. 12. Двухступенчатая
Многоступенчатая схема – когда между источником теплоты и потребителями
размещают ЦТП и групповые тепловые пункты (ГТП). Эти пункты предназначены
для приготовления теплоносителей требуемых параметров для регулирования
расхода теплоты и распределения по местным системам потребителей а также
для учета и контроля расхода теплоты и воды.
Схемы тепловых сетей
Схемы тепловых сетей зависят от:
Размещения источников теплоты по отношению к району потребления;
От характера тепловой нагрузки;
От вида теплоносителя (пар вода).
При выборе схемы тепловых сетей исходят из условий надежности
экономичности стремясь к получению наиболее простой конфигурации сети и
наименьшей длины трубопроводов.
Тепловые сети делятся на категории:
Распределительные сети;
Внутриквартальные сети;
Ответвления к потребителям (зданиям).
Тепловые сети проектируются по следующим схемам:
Тупиковая (рис. 13) – наиболее простая имеет распространение в поселках
-распределительные сети
Рис. 13 Тупиковая схема
Радиальная (рис. 14) – устраивается когда нет возможности предусмотреть
кольцевую но перерыв в теплоснабжении недопустим:
Рис. 14 Радиальная схема
Кольцевая – наиболее дорогая сооружается в крупных городах
обеспечивает бесперебойное теплоснабжение для чего должен быть
предусмотрен второй источник тепловой энергии:
Рис . 15 Кольцевая схема
Паровые системы теплоснабжения применяются в основном на крупных
промышленных предприятиях и могут иметь место на объектах окружающих
промышленных потребителей а так же в городах с неблагоприятным рельефом
Виды паровых систем:
-однотрубные (рис. 16) (нет возврата конденсата в систему):
-источник (паровой котел)
-стена промышленного
потребителя – граница
-пароводяной теплообменник
-технологический агрегат
Рис. 16 Однотрубная паровая система 7-
- сброс конденсата в дренаж.
Рис. 17 Автоматический конденсатоотводчик.
Однотрубную схему целесообразно применять когда по условиям
технологического процесса конденсат имеет значительные загрязнения и
качество этих загрязнений неэффективно для очистки. Данная схема
применяется для прогрева мазута пропарки железобетонных изделий.
-двухтрубные (рис. 18):
-конденсатоотводчики
Рис. 18 Двухтрубная паровая система 8-
-конденсатный насос.
Двухтрубные системы с возвратом конденсата применяют если конденсат
не содержит агрессивных солей и других загрязнений (т.е. он условно-
чистый). Схемы прокладывают как правило таким образом что в конденсатный
бак конденсат поступает самотеком.
-многотрубные (рис. 19):
Рис. 19 Трёхтрубная паровая система
Трехтрубная (многотрубная) схема применяется когда потребителю требуется
пар различных параметров. Котельная вырабатывает пар с максимальным
давлением и температурой которые требуются одному из потребителей. Если
имеются потребители которым требуется пар с более низкими параметрами то
пар пропускают через редукционную установку (РУ) в которой пар снижает
только давление или через редукционную охладительную установку (РОУ) если
необходимо понизить и давление и температуру.
Различают следующие способы прокладки тепловых сетей:
Надземная (наземная) прокладка – имеет место на территории промышленных
предприятий при пересечении дорог и препятствий в районах вечной
Подземная прокладка бывает:
-в непроходных каналах
-в полупроходных каналах
-в проходных каналах (коллекторах)
Коллекторы и полупроходные каналы имеют место в крупных городах на
территории промышленных предприятий где имеет смысл прокладывать различные
инженерные сети (коммуникации) совместно. Этот способ прокладки удобен в
обслуживании сетей но дорогостоящий. Трубы тепловых сетей прокладываемые
в непроходных каналах и бесканально не обслуживаются. Таким образом выбор
прокладки сетей зависит от условий территории вида грунта застройки и
технико-экономического обоснования.
Глубина прокладки тепловых сетей зависит от места прокладки.
Максимальная глубина в непроезжей части составляет 05 м до верха канала в
проезжей части – 07 м. Тепловые сети прокладываются с уклоном
[pic]min=0.002 (min=hL).
Оборудование тепловых сетей которое требует постоянного контроля и
обслуживания устанавливается в теплофикационных камерах (рис. 20). Это:
задвижки дисковые затворы регулирующие клапаны устройства для выпуска
воздуха и спуска воды (опорожнения сети). Как правило совместно с камерой
сооружают неподвижные опоры. Необходимо сооружать (в водонасыщенных
грунтах) дренажные сети ( на песчаную подготовку укладывают трубы с
отверстиями сверху и по бокам и засыпают щебнем).
железобетонный лоток (канал)
скользящая опора (высота
скользящей опоры выше толщины
дренажный трубопровод (в
водонасыщенных грунтах)
Рис. 20 Теплофикационная камера
В тепловых сетях применяют электросварные или бесшовные трубы а также
возможны варианты и чугунные трубы из высокопрочного чугуна с шаровидным
Для дворовых сетей при рабочем давлении Рраб до 16 МПа и температурой Т до
5С можно применять неметаллические (пластиковые) трубы.
Опорные конструкции.
Различают: - подвижные (свободные) опоры
- неподвижные (мертвые) опоры.
Подвижные опоры предназначены для восприятия веса трубы и обеспечения
свободного перемещения труб (при температурных удлинениях). Количество
подвижных опор определяется по таблицам в зависимости от диаметра и веса
трубы. По принципу свободного перемещения подвижные опоры различаются на:
скользящие опоры (скользячки) катковые шариковые подвижные.
Подвижные опоры используют во всех способах прокладки кроме бесканальной.
Неподвижные опоры служат для восприятия температурной деформации методом
закрепления трубопровода а также для разграничения участков компенсации
тепловых удлинений. Различают неподвижные опоры:
-щитовые (при подземной прокладке)
-на балке на фундаменте на стойках (при наземной прокладке или в
Компенсация тепловых удлинений.
Компенсаторы предназначены для восприятия температурных удлинений
теплопровода и разгрузки труб от температурных напряжений и деформаций. В
тепловых сетях применяют следующие виды компенсаторов:
гибкие (п-образные):
- вылет компенсатора
- спинка компенсатора
- сварные крутоизогнутые
устанавливаются на Рис. 21 Гибкая (П-образная) опора
l = αL (max-min) где α – коэффициент линейного расширения
L – длина между неподвижными опорами (участок компенсации).
П- образные компенсаторы растягиваются на половину тепловых удлинений.
Растяжку делают на первых сварных стыках от компенсатора.
П-образные компенсатора как и углы поворота не требуют обслуживания.
углы поворота трассы (самокомпенсация)
сильфонные линзовые (одна или много гофр)
Компенсирующая способность сильфонного компенсатора
составляет 50-150 мм.
Сильфонный трехволновый компенсатор.
сальниковые (рис. 22):
-сальниковая набивка
Рис. 22 Сальниковый компенсатор
Сальниковый компенсатор может быть односторонним и двухсторонним.
Углы поворота трассы и п-образные компенсаторы работают как радиальные а
сильфонные линзовые и сальниковые – как осевые.
Бесканальная прокладка.
Для тепловых сетей бесканальной прокладки используют трубопроводы с
пенополиуретановой изоляцией (ППУ-изоляция). Россия – страна с самым
высоким уровнем централизованного теплоснабжения протяженность тепловых
сетей в нашей стране составляет примерно 260 тысяч километров а в Карелии
– примерно 999 тыс. метров. Из них 50% тепловых сетей требуют капитального
ремонта. Тепловые сети теряют 30% отпускного тепла что составляет примерно
млн. тутгод. Для решения этих проблем предлагается бесканальная
прокладка с ППУ-изоляцией. Преимущества данной прокладки:
- повышение долговечности с 10 до 30 лет
- снижение теплопотерь с 30% до 3%
- снижение эксплуатационных расходов в 9 раз
- снижение расходов на ремонт теплотрасс в 3 раза
- снижение сроков строительства
- наличие системы оперативно-дистанционного контроля (ОДК) за увлажнением
Статистика накопленных дефектов:
% -повреждение сторонними лицами системы ОДК
%-повреждение стальных оболочек
%- повреждение стыковых соединений
%-некачественная сварка
%-внутренняя коррозия металла.
При бесканальной прокладке используют полиэтиленовую оболочку.

СНиП 23-01-99 Строительная климатология.doc

утв. постановлением Госстроя России
от 11 июня 1999 г. N 45
Строительная климатология
Building climatology
(с изменениями от 24 декабря 2002 г.)
Взамен СНиП 2.01.01-82
введения - 2000-01-01
Таблица 1 Климатические параметры холодного периода года
Таблица 2 Климатические параметры теплого периода года
Таблица 3 Средняя месячная и годовая температура воздуха °С
Таблица 4 Суммарная солнечная радиация (прямая и рассеянная) на
горизонтальную поверхность при безоблачном небе
Таблица 4а Максимальная суточная амплитуда температуры воздуха
Таблица 5 Суммарная солнечная радиация (прямая и рассеянная) на
вертикальную поверхность при безоблачном небе МДжм2
Рисунок 1 Схематическая карта климатического районирования для
Рисунок 3 Схематическая карта районирования северной
строительно-климатической зоны
Рисунок 4 Схематическая карта распределения среднего за год
числа дней с переходом температуры воздуха через 0°С
Таблица 5а Среднее месячное и годовое парциальное давление
Таблица 6* Климатические параметры для проектирования отопления
вентиляции и кондиционирования
Приложение А Методы расчета климатических параметров
1 Настоящие строительные нормы устанавливают климатические параметры
которые применяют при проектировании зданий и сооружений систем отопления
вентиляции кондиционирования водоснабжения при планировке и застройке
городских и сельских поселений.
2 Климатические параметры представлены в виде таблиц и схематических
карт. В случае отсутствия в таблицах данных для района строительства
значения климатических параметров следует принимать равными значениям
климатических параметров ближайшего к нему пункта приведенного в таблице и
расположенного в местности с аналогичными условиями. Для пунктов не
указанных в таблицах расположенных в прибрежных районах морей и крупных
водохранилищ и в местности с абсолютной отметкой более 500 м а также
удаленных от метеостанции более чем на 100 км климатические параметры
следует определять по данным НИИСФ РААСН Главной геофизической
обсерватории им.А.И.Воейкова или территориальных управлений по
гидрометеорологии и мониторингу окружающей среды Росгидромета.
3 Расчетные параметры наружного воздуха для проектирования отопления
вентиляции и кондиционирования следует принимать в соответствии с таблицей
Таблица 1 - Климатические параметры холодного периода года
Республика край область пункт Т
Акмолинская область
Иссык-Кульская область
Андижанская область
Винница -29 -26 -25 -21 -10 -36 — 107 -37 180 -07 198 02
— — 194 Ю — — Волынская область
Ковель -28 -25 -23 -21 -9 -35 — 97 -32
0 0 200 09 — — 176 З — — Луцк -27 -24 -22 -20 -8 -34
— 99 -33 179 -01 199 08 — — 162 ЮВ — — Днепропетровская
Днепропетровск -29 -27 -26 -24 -10 -38 — 100 -37 172 -06 187
— — 209 В — — Комиссаровка -27 -25 -22 -20 -8 -34 —
0 -37 175 -06 191 02 — — 180 СВ — — Кривой Рог -21 -
-18 -17 -7 -28 — 95 -33 170 -02 186 06 — — 177 В — —
Донецк -28 -26 -24 -22 -9 -34 — 105 -41 176 -09 190 -
— — 204 ЮВ — — Житомирская область
Житомир -29 -25 -24 -22 -9 -35 —
9 -39 182 -08 201 01 — — 174 З — — Овруч -28 -25 -23
-21 -8 -34 — 111 -4 185 -09 202 0 — — 205 З — —
Закарпатская область
Ужгород -25 -23 -21 -18 -7 -32 — 63 2 154 15 176 24 —
— 278 ЮВ 44 — Запорожская область
Запорожье -27 -24 -23 -21 -7 -32 — 86 -
166 03 181 1 — — 219 СВ — — Кирилловка -28 -25 -23 -
-8 -33 — 99 -35 174 -04 191 04 — — 236 В — — Ивано-
Франковская область
Ивано-Франковск -26 -24 -22 -20 -9 -34 — 96 -33 178 0
8 09 — — 172 ЮВ — — Киевская область
Киев -29 -26 -25 -22 -10 -32 —
3 -37 176 -06 193 03 — — 235 З 43 — Кировоградская
Гайворон -29 -26 -25 -22 -9 -35 — 95 -34 173 -02 190 06 —
— 220 ЮВ — — Знаменка -29 -27 -25 -22 -10 -35 — 105 -39
7 -08 193 0 — — 200 Ю — — Кировоград -30 -26 -25 -22 -
-35 — 102 -38 175 -07 191 01 — — 167 Ю — — Луганская
-32 -29 -27 -25 -10 -42 — 100 -41 172 -08 188 0 — — 179
В — — Львовская область
Львов -25 -24 -20 -19 -9 -34 — 99 -3 179 0 201
— — 231 ЮВ 58 — Николаевская область
Николаев -26 -23 -22 -20 -7 -30
— 76 -22 160 09 176 1 — — 178 СВ — — Одесская область
-15 -2 -25 — 54 -13 153 19 172 27 — — 188 С 64 —
Любашевка -24 -21 -21 -19 -7 -30 — 93 -33 171 -02 187 06
— — 194 ЮВ — — Одесса -24 -21 -20 -18 -6 -29 — 61 -14
8 17 178 25 — — 204 С 65 — Раздельное -24 -21 -20 -17
-7 -29 — 83 -25 164 06 181 14 — — 178 СВ — — Сарата -
-23 -22 -20 -7 -30 — 64 -15 157 16 177 24 — — 163 С
— — Полтавская область
Лубны -29 -26 -25 -23 -11 -34 — 112 -42 179 -12
5 -04 — — 247 ЮВ — — Полтава -30 -27 -25 -23 -11 -34 —
2 -43 177 -13 193 -05 — — 215 В — — Ровенская область
-22 -21 -9 -35 — 105 -35 181 -05 200 04 — — 157 З — —
Сарны -27 -25 -23 -21 -10 -35 102 -35 180 -04 199 05 —
— 182 Ю — — Сумская область
Ромны -29 -26 -25 -23 -11 -34 — 118 -48 184
-17 200 -08 — — 237 В — — Сумы -30 -29 -27 -25 -13 -36
— 121 -5 185 -19 201 -11 — — 220 ЮВ — — Тернопольская
Тернополь -25 -23 -22 -20 -9 -32 — 109 -38 183 -07 203 02
— — 175 ЮВ — — Харьковская область
Лозовая -30 -27 -26 -22 -10 -35 — 108
-43 176 -13 192 -04 — — 230 В — — Харьков -31 -28 -26 -
-11 -36 — 113 -46 179 -15 194 -07 — — 192 В 65 —
Аскания-Нова -26 -23 -22 -20 -7 -31 — 75 -22 165 1 182
— — 154 В 72 — Геническ -27 -24 -23 -19 -7 -32 — 70
-17 161 14 178 21 — — 166 В 66 — Херсон -27 -23 -23 -
-7 -32 — 77 -21 163 1 180 18 — — 165 В — —
Хмельницкая область
Хмельницкий -26 -25 -22 -21 -9 -32 — 106 -36 181 -05
0 04 — — 195 ЮВ — — Черкасская область
Золотоноша -29 -26 -24 -21 -8 -
— 104 -39 177 -08 194 01 — — 205 ЮВ — — Умань -29 -
-23 -20 -8 -35 — 104 -37 178 -06 195 02 — — 220 СЗ —
— Черниговская область
Чернигов -31 -28 -27 -23 -10 -36 — 115 -45 185 -14
2 -05 — — 210 Ю — — Черновицкая область
Черновцы -26 -24 -22 -20 -9 -
— 92 -32 173 0 191 09 — — 173 СЗ 63 — Автономная
Ай-Петри -24 -22 -20 -18 -6 -27 — 105 -26 209 07 237 17 —
— 638 СЗ — — Клепинино -27 -25 -23 -21 -9 -33 — 55 -11
6 2 175 28 — — 160 В — — Симферополь -22 -20 -18 -15 -
-30 — 37 -05 153 26 174 34 — — 210 СВ 74 — Феодосия
-22 -19 -17 -15 -2 -25 — 0 140 34 162 41 — — 185 СЗ
— Ялта -10 -8 -7 -6 1 -15 — 0 119 51 149 59 — —
Примечание - Абсолютная минимальная температура воздуха выбрана из ряда
наблюдений за период 1881-1985 гг.; в СНиП 2.01.01-82 "Строительная
климатология и геофизика" абсолютная минимальная температура воздуха для
отдельных пунктов определялась методом приведения.
Таблица 2 - Климатические параметры теплого периода года
———————————————————————————————————————————————————————————————————————————
——————————————————————————————————————————————————————————
Республика край Баро-Темпера-Темпера- Средняя Абсолют-
Средняя Средняя Средняя Количест-Су- Преоб-Минимальная
область пункт мет- тура тура макси- ная
суточная месячнаямесячная во осад- точ- ладаю-из средних
риче-воздухавоздуха мальная макси-
амплитуда относи- относи- ков за ный щее скоростей
ское °С °С темпера-мальная
температурытельная тельная апрель- мак- нап- ветра по
дав- обеспе- обеспече- тура темпера-
воздуха влаж- влажностьоктябрь симумравле- румбам за
ле- ченнос- ченнос- воздуха тура
наиболее ность воздуха в мм осад-ние июль мс
ние тью тью наиболеевоздуха
теплого воздуха 15 ч ков ветра
гПа 095 099 теплого °С
месяца°С наиболеенаиболее мм за
теплого теплого июнь-
месяца месяца % август
—————————————————————————————————————————————————————————————————————
————————————————————————————————————————————————————
——————————————————————————————————————————————————————————————————————————
Майкоп 990 266 306 29 41
8 67 48 481 88 Ю 21
Алейск 990 245 286 269 41
9 68 51 314 85 ЮЗ 0
Барнаул 990 245 277 26 38
3 70 54 340 61 СВ 0
Беля 960 199 242 223 35
Бийск 985 234 276 259 39
3 74 55 404 59 ЮЗ 31
Змеиногорск 965 236 277 26 40
3 68 52 445 113 СВ 0
Катанда 920 214 256 238 36
Кош-Агач 840 189 232 213 33
Онгудай 930 222 264 246 38
Родино 990 251 291 275 40
8 63 45 243 50 ЮЗ 33
Рубцовск 985 251 291 274 41
Славгород 995 249 289 273 40
9 62 45 225 70 СЗ 42
Тогул 980 227 268 251 37
2 75 60 376 42 СВ -
Архара 990 247 275 263 36
2 80 67 610 104 ЮВ 0
Белогорск 985 242 283 266 40
9 75 61 481 105 Ю 31
Благовещенск 990 247 281 27 41
6 77 63 528 122 Ю 0
Бомнак 965 217 26 246 35
8 75 61 533 101 В 35
Братолюбовка 980 232 273 256 39
Бысса 970 235 276 259 35
1 80 60 636 106 С 0
Гош 980 233 274 257 40
5 80 63 554 107 ЮВ 0
Дамбуки 975 224 266 248 37
8 77 61 482 90 СЗ 0
Ерофей Павлович 950 231 272 255 37
Завитинск 980 233 274 257 40
7 79 65 577 127 ЮВ 0
Зея 980 231 272 255 36
Норский Склад 980 235 276 259 35
5 79 63 548 135 СВ 0
Огорон 960 217 259 241 35
Поярково 995 242 283 266 40
Свободный 985 242 283 266 40
5 78 60 578 89 СЗ -
Сковородино 960 23 271 254 36
Средняя Нюкжа 945 226 268 25 38
Тыган-Уркан 965 23 271 254 38
Тында 950 225 266 249 36
Унаха 955 225 266 249 36
8 77 56 558 86 СЗ -
Усть-Нюкжа 955 229 27 253 37
Черняево 980 235 276 259 37
4 78 59 415 86 СВ -
Шимановск 975 235 276 259 40
Экимчан 950 221 263 245 40
Архангельская область
Архангельск 1010 196 24 209 34
9 72 57 402 55 СЗ 4
Борковская 990 179 223 203 35
2 74 60 435 76 СЗ -
Емецк 1010 194 237 218 35
Койнас 1000 19 233 214 36
Котлас 1010 18 26 232 34
2 74 56 415 82 СЗ 4
Мезень 1010 168 212 192 35
7 75 64 346 51 С 38
Онега 1010 197 245 212 36
1 71 58 408 72 СЗ 27
Астраханская область
Астрахань 1015 284 321 31 40
1 55 36 126 73 В 36
Верхний Баскунчак 1010 29 328 314 45
Республика Башкортостан
Белорецк 950 20 243 224 38
Дуван 970 204 247 228 38
Мелеуз 990 238 279 262 41
Уфа 990 233 273 242 39
Янаул 1000 225 266 249 38
8 70 51 329 63 СВ 0
Белгородская область
Белгород 990 233 274 257 38
4 66 52 362 83 СВ 41
Брянск 990 204 247 228 38
Бабушкин 950 169 213 193 33
Баргузин 950 232 265 25 37
Багдарин 910 209 251 233 35
Кяхта 920 224 266 248 39
Монды 870 193 236 217 34
Нижнеангарск 950 186 23 21 35
Сосново-Озерское 905 204 247 228 37
Уакит 890 188 231 212 30
Улан-Удэ 950 235 28 259 40
2 65 47 228 92 СЗ 0
Хоринск 930 - - 259 40
Владимирская область
Владимир 995 208 25 233 37
Муром 1000 227 268 233 37
6 70 53 383 69 ЮЗ -
Волгоградская область
Волгоград 1000 276 313 30 44
6 51 33 212 82 СЗ 52
Камышин 1005 26 32 299 42
5 51 38 213 - СЗ 46
Костычевка 1005 28 32 295 43
Котельниково 1005 284 323 308 42
8 51 34 261 51 СЗ 31
Новоаннинский 1000 28 32 282 42
Эльтон 1010 289 325 313 45
3 47 33 190 99 СВ 0
Бабаево 1000 21 26 225 35
Вологда 995 212 253 223 39
Вытегра 1005 20 247 219 36
8 74 59 454 72 СЗ 0
Никольск 995 203 246 227 37
Тотьма 995 20 243 224 37
5 75 60 460 69 ЮЗ 3
Воронеж 1000 241 286 259 38
5 66 50 367 100 С 33
Республика Дагестан
Дербент 1015 258 298 282 38
Махачкала 1015 262 29 286 38
64 60 246 104 ЮВ 49
Южно-Сухокумск 1000 31 35 325 42
Иваново 995 209 251 233 38
1 72 56 437 78 З 28
Кинешма 1000 214 256 238 38
3 71 56 450 60 ЮЗ -
Алыгджер 920 199 242 223 35
Бодайбо 975 219 27 261 40
Братск 970 211 253 235 33
6 72 56 311 102 СЗ 0
Верхняя Гутара 910 195 238 219 36
Дубровское 955 231 272 255 38
Ербогачен 975 22 258 243 35
Жигалово 970 216 268 256 37
Зима 955 224 266 248 35
3 73 56 332 66 СЗ 0
Ика 970 217 259 241 35
Илимск 975 231 272 255 38
Иркутск 955 218 256 247 36
4 74 58 402 82 ЮВ 22
Ичера 980 227 268 251 36
Киренск 975 225 261 251 37
4 74 56 325 67 ЮЗ 0
Мама 980 234 275 258 39
Марково 975 232 273 256 37
Наканню 975 215 257 239 37
Невон 980 226 268 25 37
5 73 51 326 56 ЮЗ -
Непа 970 218 26 242 39
Орлинга 970 227 268 251 38
Перевоз 970 225 266 249 36
7 74 54 331 48 СЗ -
Преображенка 975 221 263 245 36
Слюдянка 960 174 218 198 31
Тайшет 975 224 266 248 36
Тулун 955 216 258 240 35
8 76 58 359 101 СЗ 0
Усть-Ордынский - Усть- 955 228 269 252 37
Кабардино-Балкарская
Нальчик 970 246 286 27 39
Калининградская область
Калининград 1010 212 247 224 36
Элиста 995 285 32 31 43
Калуга 990 21 252 234 38
7 76 59 441 89 СЗ 0
Ключи 1005 172 21 195 31
Козыревск 1005 187 23 211 32
Лопатка мыс 1005 9 138 114 20
Мильково 995 189 232 213 32
3 76 61 329 51 ЮЗ -
Начики 980 156 201 18 30
о.Беринга 1010 101 149 125 22
Петропавловск-Камчатский1000 144 192 168 29
Семлячики 1010 136 182 16 31
Соболево 1010 139 185 163 29
Кроноки 1010 13 176 154 28
Ука 1010 146 192 17 33
Октябрьская 1010 115 165 139 28
Усть-Воямполка - 1010 113 16 137 29
Усть-Камчатск 1010 132 18 156 30
Усть-Хайрюзово 1010 131 18 155 30
Карачаево-Черкесская
Черкесск 955 248 288 272 39
Кемь 1010 168 219 178 32
Лоухи 1000 174 218 198 33
6 71 58 383 60 ЮЗ 31
Олонец 1010 197 24 291 36
6 74 59 647 97 ЮЗ 31
Паданы 995 176 22 20 32
Петрозаводск 1000 19 228 203 33
Реболы 990 182 226 206 33
Сортавала 1010 19 24 217 34
Кемеровская область
Кемерово 990 227 268 251 37
9 73 56 335 46 ЮЗ 0
Киселевск 975 225 266 249 38
9 72 56 338 49 ЮЗ 0
Кондома 970 223 265 247 38
Мариинск 995 221 262 245 37
4 74 57 346 69 ЮЗ 0
Тайга 980 212 254 236 36
3 74 59 444 82 ЮЗ 0
Тисуль 990 219 261 243 37
1 75 59 389 78 ЮЗ -
Топки 975 214 256 238 37
Усть-Кабырза 965 222 264 246 37
Киров 995 218 257 231 37
1 70 57 415 137 З 4
Нагорское 985 199 242 222 35
Савали 1000 22 262 244 38
5 68 53 381 62 СЗ -
Вендинга 1000 196 239 22 35
Воркута 990 156 203 18 31
5 72 63 370 37 С 48
Объячево 990 199 242 223 35
Петрунь 1000 168 212 192 33
Печора 1000 183 236 217 35
8 66 52 373 49 С 35
Сыктывкар 1000 20 243 222 35
9 71 56 404 65 С 38
Троицко-Печорск 1000 193 246 216 35
6 70 58 409 58 СЗ 3
Усть-Уса 1000 171 215 195 32
Усть-Цильма 1000 182 229 197 34
Усть-Щугор 1000 186 23 21 35
Ухта 990 189 232 213 35
7 69 52 379 62 С 34
Кострома 995 212 254 231 37
Чухлома 990 201 244 225 36
6 75 60 456 86 СЗ -
Шарья 995 207 249 231 36
Краснодар 1010 274 311 298 42
2 64 46 393 107 СВ 0
Красная Поляна 950 23 28 257 38
6 79 61 956 188 С -
Приморско-Ахтарск 1015 25 33 284 43
Сочи 1010 248 278 266 39
Тихорецк 1005 276 315 30 42
Агата 975 18 224 204 33
4 70 58 360 48 СВ -
Ачинск 980 218 26 242 39
4 70 55 366 99 З 32
Боготол 975 214 256 238 34
7 73 59 380 99 ЮЗ -
Богучаны 990 233 268 257 38
Ванавара - Эвенкийский 980 21 263 247 35
6 70 50 317 64 ЮЗ 0
Вельмо 990 219 26 243 35
Верхнеимбатск 1005 203 246 227 35
1 70 59 415 90 СЗ 0
Волочанка 1005 156 201 18 36
Енисейск 1000 218 26 245 37
9 73 55 360 74 СЗ 0
Игарка 1005 179 224 203 33
Канск 985 231 272 255 36
Кежма 985 225 266 249 36
9 69 53 245 64 ЮЗ 0
Ключи 970 221 262 245 36
Красноярск 980 22 262 243 36
Минусинск 980 243 282 266 39
6 68 51 296 54 ЮЗ 0
Таимба 985 225 266 249 37
Троицкое 995 23 271 254 36
7 73 54 326 93 ЮЗ -
Туруханск 1005 183 235 214 36
5 69 57 376 61 СЗ 4
Челюскин мыс - 1010 15 67 39 24
Ярцево 1000 217 259 241 36
1 71 56 443 77 ЮВ 0
Курган 1000 238 281 252 41
Курск 985 216 258 24 37
69 56 375 144 СВ 35
Липецк 995 235 275 259 39
6 66 51 382 69 СЗ 41
Ленинградская область
Тихвин 1005 201 244 225 36
9 75 59 467 75 ЮЗ 0
Санкт-Петербург 1010 205 246 22 34
Свирица 1010 194 237 218 34
Аркагала 930 183 227 207 32
1 67 51 257 42 ЮВ 0
Брохово 1010 133 179 157 29
Магадан (Нагаева бухта)1000 128 161 149 26
Омсукчан 960 171 215 195 33
6 65 51 217 32 ЮЗ 0
Палатка 975 17 214 194 31
Среднекан 985 198 241 222 36
Сусуман 945 182 226 206 32
6 68 52 233 36 СВ 0
Республика Марий Эл
Йошкар-Ола 1000 218 258 24 39
Саранск 990 225 266 249 39
5 69 51 361 128 С 0
Дмитров 990 203 246 227 36
Кашира 995 207 249 231 39
Москва 995 226 263 236 37
5 70 56 443 61 СЗ 0
Вайда-Губа 1010 116 163 14 32
Кандалакша 1010 158 211 191 31
Ковдор 985 163 208 187 32
Краснощелье 995 164 209 188 34
9 71 57 355 48 СВ 0
Ловозеро 990 158 203 182 34
4 72 59 335 51 ЮВ 0
Мончегорск 995 163 208 187 32
Мурманск 1005 158 215 175 33
Ниванкюль 1000 163 208 187 32
1 72 59 377 60 СВ -
Пулозеро 995 161 206 185 33
Пялица 1010 118 165 142 28
Териберка 1010 111 158 135 35
Терско-Орловский 1005 111 158 135 34
Умба 1010 162 208 187 32
Юкспор 920 101 149 125 26
Нижегородская область
Арзамас 990 222 264 246 37
Выкса 1000 223 265 247 39
Нижний Новгород 995 224 262 235 36
Новгородская область
Боровичи 1005 20 25 232 36
Великий Новгород 1010 203 246 227 34
Новосибирская область
Барабинск 995 235 276 248 38
2 72 55 307 75 СЗ 39
Болотное 985 224 266 248 36
5 72 57 372 64 ЮЗ 29
Карасук 995 239 28 263 40
Кочки 990 229 27 253 39
3 73 54 295 68 ЮЗ -
Купино 995 234 275 258 40
Кыштовка 995 219 261 243 39
Новосибирск 995 22 264 246 38
4 72 56 338 95 ЮЗ 0
Татарск 995 224 266 248 40
5 71 53 286 83 СЗ 39
Чулым 990 223 265 247 40
4 73 56 310 56 ЮЗ 34
Исиль-Куль 995 22 262 244 40
Омск 995 233 277 25 40
Тара 1000 211 253 235 39
7 75 62 403 79 СЗ 37
Черлак 995 237 277 261 41
9 66 49 279 - СЗ 38
Оренбургская область
Кувандык 1000 27 32 275 42
Оренбург 1000 261 30 285 42
1 57 40 250 60 С 39
Сорочинск 1000 27 32 279 41
Орел 990 217 259 241 38
1 71 52 393 71 СЗ 39
Земетчино 995 232 273 256 39
8 70 52 351 73 СЗ 0
Пенза 985 229 27 253 39
Бисер 955 19 232 209 35
Ножовка 1000 22 27 242 36
Пермь 990 215 253 234 37
Чердынь 990 21 26 220 36
Агзу 1010 22 27 249 37
2 81 71 527 105 ЮВ -
Анучино 985 251 291 275 39
8 78 61 574 146 ЮЗ -
Астраханка 1000 231 272 255 37
Богополь 1005 227 268 251 38
Владивосток 1010 214 245 248 35
84 81 641 210 ЮВ 47
Дальнереченск 1000 241 269 266 37
Кировский 1000 25 30 273 38
7 79 70 599 117 Ю -
Красный Яр 1000 25 30 274 38
5 81 71 760 141 СВ -
Маргаритово 1010 23 27 242 40
1 87 79 677 167 ЮВ -
Мельничное 980 241 282 265 37
6 81 62 624 153 В -
Партизанск 990 23 271 254 37
Посьет 1005 223 265 247 36
Преображение 1005 204 247 228 34
Рудная Пристань 1010 20 243 224 38
Сосуново 1010 18 22 198 35
Чугуевка 985 251 291 275 38
Великие Луки 1000 209 245 232 35
Псков 1005 214 247 229 36
7 74 57 424 75 З 35
Миллерово 995 26 30 284 40
Ростов-на-Дону 1005 261 30 291 40
2 58 45 336 100 В 36
Таганрог 1010 258 298 282 40
Рязань 1000 217 259 241 38
5 71 54 349 91 З 41
Самара 995 246 285 259 39
8 63 49 307 72 З 32
Александров Гай 1015 29 33 306 44
2 49 34 185 94 СЗ -
Балашов 1000 25 29 267 40
0 63 44 310 63 СЗ 37
Саратов 1005 251 291 275 41
5 56 41 292 65 СЗ 43
Александровск-Сахалинс- 1010 179 209 205 31
Долинск 1005 198 241 222 35
Кировское 1000 191 234 215 35
Корсаков 1010 184 228 208 30
Курильск 1010 169 213 193 31
Макаров 1010 168 212 192 33
Невельск 995 185 228 209 30
Ноглики 1010 17 214 194 37
Оха 1010 159 204 183 38
Погиби 1010 161 206 185 27
Поронайск 1010 163 203 194 36
Рыбновск 1010 164 209 188 29
Холмск 1000 186 23 21 30
Южно-Курильск 1005 166 20 187 31
Южно-Сахалинск 1010 197 24 221 34
Свердловская область
Верхотурье 995 21 252 234 36
Екатеринбург 980 22 256 231 38
Ивдель 1000 207 247 227 35
Каменск-Уральский 985 22 26 239 39
4 72 58 351 101 З -
Туринск 995 21 27 236 38
5 73 58 343 51 СЗ -
Шамары 1000 22 26 233 37
5 74 59 450 66 ЮЗ -
Владикавказ 940 23 271 254 38
4 75 61 721 131 Ю 0
Вязьма 985 194 237 218 36
Смоленск 985 208 243 223 35
2 77 62 457 67 СЗ 32
Арзгир 1000 291 329 315 43
Кисловодск 910 20 26 246 37
Невинномысск 910 26 32 290 40
2 63 43 422 107 В -
Пятигорск 990 24 30 271 40
Ставрополь 965 25 29 274 40
Тамбов 995 232 273 256 38
2 67 49 366 60 С 28
Республика Татарстан
Бугульма 975 215 257 239 38
Елабуга 1000 299 27 253 40
3 67 51 354 68 СЗ 37
Казань 1000 235 272 247 38
8 69 56 373 75 СЗ 38
Бежецк 995 198 241 222 35
4 76 60 416 78 З 31
Тверь 995 206 248 23 36
Ржев 990 201 244 225 36
Александровское 1000 203 246 227 35
Колпашево 1000 215 253 236 35
1 72 58 392 64 СЗ 0
Средний Васюган 1000 213 255 237 37
4 73 58 431 56 СЗ 27
Томск 990 217 26 237 36
Усть-Озерное 995 22 262 244 36
4 72 55 421 96 ЮЗ 0
Кызыл 935 245 286 269 38
Тула 995 219 261 243 38
Березово - 1005 186 232 204 33
Демьянское 1000 202 245 226 35
Кондинское - 1005 216 258 24 36
Леуши 1000 208 254 228 35
Марресаля 1010 88 136 112 28
Надым 1010 185 228 209 35
Октябрьское 1005 199 242 223 35
Салехард 1010 163 208 187 31
7 71 62 310 52 СВ 53
Сосьва 1005 199 242 223 35
Сургут - 1005 198 236 217 34
Тарко-Сале - 1000 188 231 212 36
5 69 56 375 86 СЗ 0
Тобольск 1000 215 256 236 35
3 71 58 349 65 СЗ 41
Тюмень 1000 216 258 24 38
3 74 58 342 111 СЗ 0
Угут 1005 209 251 233 36
Уренгой - Ямало-Ненецкий1010 183 227 207 34
Ханты-Мансийск - 1005 202 245 226 34
Удмуртская Республика
Глазов 995 212 254 236 37
Ижевск 995 224 27 241 37
Сарапул 995 222 264 246 38
Ульяновская область
Сурское 1000 227 268 251 38
Ульяновск 990 233 274 257 40
Аян 1010 139 18 165 33
Байдуков 1010 163 208 187 29
Бикин 1000 248 288 272 38
Бира 990 237 278 261 40
1 82 66 733 153 В -
Биробиджан 995 236 277 26 39
Вяземский 1000 24 281 264 40
7 82 67 602 95 ЮЗ 0
Гвасюги 985 243 284 267 41
Гроссевичи 1005 168 212 192 36
Де-Кастри 1005 171 215 195 30
Джаорэ 1005 168 212 192 32
Екатерино-Никольское 1000 241 282 265 40
Комсомольск-на-Амуре 1005 228 269 252 35
Нижнетамбовское 1005 228 269 252 36
Николаевск-на-Амуре 1005 192 23 215 35
Облучье 980 234 275 258 40
5 80 66 687 113 ЮВ -
Охотск 1010 138 164 164 32
Им. Полины Осипенко 1000 222 264 246 37
8 78 63 410 102 С -
Сизиман 1010 17 214 194 36
Советская Гавань 1010 192 235 216 39
Софийский Прииск 905 202 245 226 32
Средний Ургал 965 236 277 26 40
Троицкое 1005 229 27 253 39
Хабаровск 1000 235 269 257 40
Чумикан 1010 159 204 183 35
Энкэн 1010 149 194 173 34
Абакан 980 238 281 262 38
Шира 955 217 259 241 36
5 68 55 291 147 ЮЗ 0
Челябинская область
Верхнеуральск 976 22 28 239 39
2 70 50 298 76 ЮЗ -
Нязепетровск 975 21 26 229 36
3 74 52 415 137 З -
Челябинск 985 217 259 241 40
7 69 54 435 88 СЗ 32
Чеченская Республика
Грозный 995 29 319 307 41
Агинское 930 229 27 253 37
Акша 930 232 273 256 39
1 72 55 356 66 СЗ 0
Александровский Завод 920 215 257 239 36
Борзя 930 232 272 26 41
9 68 65 276 73 СВ -
Дарасун 920 22 262 244 37
Калакан 940 229 27 253 37
2 75 51 362 63 СВ -
Красный Чикой 920 224 266 248 38
3 74 56 307 76 СЗ -
Могоча 940 22 255 241 36
5 75 70 409 99 СЗ 0
Нерчинск 950 243 284 267 40
5 69 52 289 64 СВ 0
Нерчинский Завод 935 228 269 252 40
1 75 59 375 78 СЗ 0
Средний Калар 925 216 258 24 36
6 76 53 351 64 СВ -
Тунгокочен 920 215 257 239 35
5 76 54 354 66 ЮЗ -
Тупик 935 22 262 244 36
Чара 940 202 251 236 35
8 72 67 325 54 СВ -
Чита 935 228 269 252 38
Чувашская Республика
Порецкое 995 233 265 247 38
2 72 56 383 108 ЮЗ 0
Чебоксары 1000 217 259 241 39
(Магаданская область)
Анадырь 1000 126 165 147 28
Березово 1010 15 19 183 31
9 75 62 240 53 СЗ -
Марково 1010 17 217 192 33
1 73 70 229 44 СВ 0
Омолон 980 16 20 194 32
7 68 55 193 32 СЗ 0
Островное 1000 168 212 192 34
7 65 53 156 38 СЗ 0
Усть-Олой 995 17 214 194 34
1 70 54 182 47 СВ -
Эньмувеем 1000 16 205 184 33
7 70 60 203 34 СЗ -
Алдан 925 197 242 226 35
Аллах-Юнь 935 198 241 222 33
Амга 990 23 271 254 39
Батамай 1000 209 251 233 38
Бердигястях 980 215 257 239 36
7 66 49 207 36 СЗ -
Буяга 975 227 268 251 38
Верхоянск 995 207 25 221 36
8 63 56 137 33 СВ 0
Вилюйск 995 228 265 245 37
Витим 985 222 263 251 37
Воронцово 1010 149 194 173 34
Джалинда 1000 173 217 197 35
1 67 56 227 48 СЗ -
Джарджан 1005 179 222 203 37
Джикимда 985 24 281 264 38
Дружина 1005 165 21 189 36
Екючю 985 199 242 223 36
Жиганск 995 194 236 214 35
9 65 55 250 55 С 42
Зырянка 1005 184 228 208 36
Исить 995 212 252 247 37
Иэма 925 172 216 196 32
9 69 56 236 69 СЗ -
Крест-Хальджай 995 222 264 246 38
Кюсюр 1005 152 197 176 34
Ленск 980 223 265 247 36
2 68 53 283 106 З -
Нагорный 910 197 24 221 37
Нера 945 201 244 225 34
3 60 46 208 36 ЮЗ -
Нюрба 995 217 259 241 36
1 66 49 210 88 СВ 0
Нюя 985 225 266 249 38
Оймякон 920 179 23 216 33
Олекминск 980 219 26 251 37
5 67 63 239 80 СВ 0
Оленек 980 188 234 211 36
4 63 53 244 60 СВ 0
Охотский Перевоз 990 218 26 242 37
Сангар 995 21 252 234 35
8 64 55 261 58 СЗ 0
Саскылах 1010 149 194 173 36
4 70 59 178 34 СЗ -
Среднеколымск 1010 166 21 19 36
4 69 57 151 45 СВ 0
Сунтар 990 215 26 247 36
Сухана 1000 187 23 211 34
Сюльдюкар 990 218 26 242 35
Сюрен-Кюель 920 168 212 192 32
3 67 54 303 56 ЮЗ 0
Токо 910 20 243 224 33
Томмот 975 231 272 255 38
Томпо 965 198 25 232 36
Туой-Хая 980 211 253 235 36
Тяня 985 238 279 262 38
9 74 51 289 57 СЗ -
Усть-Мая 990 213 259 246 36
Усть-Миль 985 226 268 25 38
Усть-Мома 985 194 237 218 36
3 66 53 166 37 СЗ 0
Чульман 910 19 234 237 35
7 70 64 471 83 СЗ 0
Чурапча 985 225 266 249 37
Шелагонцы 980 195 238 219 35
Эйк 975 184 228 208 33
Якутск 995 228 269 252 38
5 60 57 186 78 СЗ 0
(Архангельская область)
Варандей 1010 106 154 13 32
Индига 1010 118 165 142 31
Канин Нос 1005 96 144 114 31
Коткино 1010 164 209 188 34
3 75 62 340 40 СВ -
Нарьян-Мар 1010 152 197 176 33
Ходовариха 1010 93 141 111 29
Хоседа-Хард 1000 164 209 188 34
Ярославль 1000 208 25 232 37
8 74 58 404 76 С 39
Азербайджанская Республика
Баку 1015 28 32 33 40
Ванадзор 865 - - 239 36
Горис 865 - - 241 35
- 70 52 528 70 СЗ 0
Ереван 910 - - 332 42
Ехегнадзор 870 - - 313 39
- 45 30 251 32 ЮВ 0
Камо 805 - - 223 32
Кафан 935 - - 297 42
- 60 41 397 76 ЮВ 0
Севан 805 - - 219 35
Сисиан 840 - - 253 36
Спитак 845 - - 273 35
Степанаван 860 - - 233 35
Брест 1000 225 27 24 37
8 70 56 423 86 З 29
Витебск 995 21 25 23 35
3 74 61 463 107 З 31
Полоцк 1000 21 26 23 34
Василевичи 1000 225 27 25 38
Гомель 1000 225 27 24 38
5 69 55 436 90 СЗ 34
Гродно 1000 22 265 24 36
6 73 57 410 110 З 0
Минск 990 21 255 23 35
3 70 58 470 74 СЗ 2
Горки 990 215 25 23 36
75 59 462 97 З; СЗ 31
Могилев 990 215 26 23 36
8 73 58 459 74 З 37
Ахалкалаки 825 20 25 217 37
Казбеги 645 - - 68 17
Крестовый перевал 760 14 20 154 25
Мамисонский перевал 720 11 18 122 25
Местиа 855 21 26 23 38
2 72 46 - 145 ЮЗ 02
Мта-Сабуети 875 20 25 22 32
Поти - 25 32 301 39
Сакара 1000 26 33 307 42
Самтредиа - 26 33 304 41
Тбилиси 970 27 34 326 41
Телави - 26 33 309 38
Цхинвали - 23 30 275 36
Шираки 950 26 32 303 39
Абхазская Республика
Гудаута - 32 26 304 39
Псху 935 29 23 263 41
6 80 60 - 155 ЮВ 01
Сухуми 1000 32 25 301 40
Аджарская Республика
Батуми 1015 32 26 302 38
Хуло - 28 21 249 39
Астана 980 255 295 27 39
6 57 40 238 - СВ 37
Атбасар - 259 299 269 40
1 59 40 218 - СЗ 47
Актюбинск - 273 317 292 42
Караулкельды - - - 311 42
3 - - 143 - З; СЗ 32
Уил 1005 298 335 313 43
Челкар - - - 321 43
Алматы 920 282 315 297 43
Баканас - - - 334 44
Атырау 1020 312 342 321 43
1 46 29 113 - ЮЗ; 47
Ганюшкино - - - 312 40
Восточно-Казахстанская
Зайсан - 268 307 284 40
Зыряновск - - - 269 40
Катон-Карагай - - - 231 36
Лениногорск - - - 239 37
Усть-Каменогорск - - - 282 43
Шемонаиха - - - 273 42
Джамбул - - - 319 44
Фурмановка - - - 331 46
Джезказганская область
Балхаш 980 266 298 287 41
Карсакпай - 274 318 298 41
Западно-Казахстанская
Джамбейты - - - 308 44
Уральск - 278 317 295 42
Карагандинская область
Караганда - 258 295 268 39
Каркаралинск - - - 25 37
Кзыл-Ординская область
Аральское море - 304 34 32 45
Казалинск 1010 - - 329 44
Кзыл-Орда - - - 341 46
7 37 - 56 - С; СВ 31
Кокчетавская область
Кокчетав - - - 258 38
Кустанайская область
Кустанай 1000 252 296 267 42
Мангистауская область
Форт-Шевченко 1020 - - 295 41
Павлодарская область
Баянаул - - - 262 38
Павлодар - - - 277 41
Северо-Казахстанская
Петропавловск 1000 244 284 249 40
Семипалатинская область
Кокпекты - - - 28 42
Семипалатинск - - - 289 42
Жаркент 935 247 315 317 42
Талды-Курган 308 44
Амангельды - - - 303 42
Тургай 1005 297 335 31 43
6 44 30 134 - СВ 49
Туркестан - 336 371 364 49
Чимкент - - - 33 44
Иссык-Кульская область
9 61 45 352 61 СВ 11
Чолпон-Ата - - - - 31
- 66 56 231 40 З 09
Кочкорка - - - - 35
- 60 36 209 30 В 08
7 50 34 254 42 Ю 16
7 63 35 290 38 ЮЗ 11
- 44 29 191 63 З 17
Хайдаркан - - - - 33
- 51 34 216 - СЗ 19
2 44 31 287 70 З 17
Кишинев 995 31 26 281 39
63 49 346 218 СЗ 27
Душанбе 795 38 34 339 43
- 178 24 247 24 З 13
Ашхабад 990 40 35 382 48
1 35 22 104 80 СЗ 12
Гаудан 850 30 24 276 38
8 38 30 183 85 С 18
Серахс 980 41 35 384 47
5 24 14 58 53 СЗ 26
Теджен 990 41 35 384 48
1 30 17 57 49 СЗ 27
Гасанкули 1020 33 28 319 46
Казанджик 1010 41 35 385 48
Кизиларват 1005 40 35 384 47
5 38 28 103 77 В 28
Кизилатрек 1020 38 32 363 48
Небитдаг 1015 41 35 385 48
Туркменбаши 1005 37 30 349 45
7 45 31 62 68 СЗ 26
Чагыл 1005 40 33 382 48
Байрамали 985 40 35 385 48
Иолотань 985 40 34 372 46
7 37 20 48 40 СЗ 18
Кушка 945 38 32 365 46
9 26 14 67 71 СВ 24
Мары 990 41 36 388 46
Тахтабазар 975 42 36 394 48
Ташауз 1005 38 32 362 46
Дарганата 1000 38 33 366 47
Керки 985 40 34 384 46
7 37 24 46 39 СЗ 17
Репетек 990 42 36 399 50
Чарджоу 995 38 33 368 45
Андижан 970 325 364 351 42
Бухара 990 341 384 367 46
Галляарал 950 333 375 354 43
Джизак 970 336 37 358 45
Каракалпакия 1010 332 337 342 46
Муйнак 1010 302 351 318 44
Нукус 1010 334 373 355 45
Чимбай 1010 347 392 342 44
Кашкадарьинская область
Гузар 950 358 401 381 48
Мубарек 990 372 41 395 49
Навои 970 339 382 36 46
Нурата 950 338 378 353 47
Наманганская область
Касансай 910 329 367 328 41
Наманган 970 321 357 349 42
Самаркандская область
Каттакурган 950 331 372 358 44
Самарканд 930 317 36 337 42
Денау 950 337 374 369 45
Термез 970 382 422 394 47
Шерабад 970 362 40 391 47
Сырдарьинская область
Сырдарья 990 331 371 36 45
Ташкент 950 33 375 354 45
Чарвак 910 298 343 319 42
Коканд 970 323 358 348 42
Фергана 950 32 359 343 42
Ургенч 1010 335 376 354 45
Винница 980 27 23 24 38
Ковель 995 27 23 237 37
Луцк 990 26 22 236 36
Днепропетровск 1000 31 27 274 40
Комиссаровка 1005 30 26 265 39
Кривой Рог - 31 26 272 38
Донецк 990 30 26 269 39
Житомир 990 26 22 237 38
Овруч 995 26 21 238 38 -
Ужгород 1000 27 24 259 39
Запорожье 1010 31 27 281 40
Кирилловка 990 29 26 268 38
Ивано-Франковск 985 26 21 236 37
Киев 995 29 24 252 39
Кировоградская область
Гайворон - 27 24 254 39
Знаменка 995 28 24 258 38
Кировоград 995 29 25 259 39
Луганск 1010 30 26 278 41
Львов 975 26 22 229 37
Николаевская область
Николаев 1010 31 26 285 39
Измаил 1015 27 24 258 38
Любашевка 995 29 24 259 37
Одесса 1010 28 24 254 38
Раздельное 1000 30 26 27 37
Сарата - 31 27 277 41
Лубны 1000 27 24 257 38
Полтава 995 29 25 26 38
Ровно 1000 26 22 235 37
Сарны 1000 26 23 24 38
Ромны 995 27 23 249 39
Сумы 995 27 23 251 40
Тернопольская область
Тернополь 975 25 21 23 37
Лозовая 995 30 26 268 38
Харьков 1000 29 25 264 39
Аскания-Нова 1010 31 27 286 40
Геническ 1015 29 25 271 38
Херсон 1010 30 26 28 39
Хмельницкий 980 26 20 237 37
Золотоноша 1005 29 24 256 39
Умань 990 29 23 248 38
Черниговская область
Чернигов 1000 28 23 245 39
Черновцы 990 26 23 245 38
Автономная Республика
Ай-Петри 880 23 19 204 30
Клепинино 1010 30 27 283 41
Симферополь 990 29 26 276 39
Феодосия 1015 29 25 275 38
Ялта 1010 31 26 273 37
Примечание - Абсолютная максимальная температура воздуха выбрана из ряда
климатология и геофизика" абсолютная максимальная температура воздуха для
Таблица 3 - Средняя месячная и годовая температура воздуха °С
———————————————————————————————————
Республика край I II III IV V VI VII VIII
———————————————————————————————————————————————————————————————————
——————————————————————————————
Майкоп -14 03 41 113 165 197 222 219
Алейск -176 -163 -87 33 122 184 203 172
Барнаул -175 -161 -91 21 114 177 198 169
Беля -92 -81 -32 32 95 146 169 155
Бийск -177 -165 -92 23 113 172 192 163
Змеиногорск -151 -144 -79 29 117 173 192 166
Катанда -228 -188 -92 23 95 142 155 133
Кош-Агач -305 -268-150 -14 62 123 140 120
Онгудай -211 -175 -72 35 100 149 163 139
Родино -177 -169 -98 33 125 186 205 174
Рубцовск -175 -164 -89 36 126 187 205 177
Славгород -189 -182-106 30 125 189 208 176
Тогул -165 -153 -87 17 105 167 188 158
Архара -267 -218-107 25 110 172 209 188
Белогорск -271 -207-109 18 103 174 211 187
Благовещенск -241 -187 -91 27 111 179 214 191
Бомнак -322 -248-131 -16 79 147 178 153
Братолюбовка -280 -218-121 08 95 163 199 176
Бысса -307 -243-128 -04 88 152 187 162
Гош -312 -246-140 03 91 159 193 169
Дамбуки -311 -249-151 -19 75 144 179 153
Ерофей Павлович -276 -220-130 -12 75 150 183 150
Завитинск -269 -209-116 13 97 167 203 181
Зея -301 -238-136 -06 84 153 186 157
Норск -318 -251-133 02 94 160 193 170
Огорон -293 -231-139 23 70 138 171 145
Поярково -269 -216-115 21 104 171 209 188
Свободный -277 -216-121 10 96 166 202 177
Сковородино -291 -234-141 -18 72 145 180 150
Средняя Нюкжа -347 -289-184 -54 53 132 168 134
Тыган-Уркан -264 -216-134 -15 75 146 181 151
Тында -317 -259-162 -38 60 134 171 139
Унаха -300 -245-159 -35 62 136 172 141
Усть-Нюкжа -323 -264-152 -31 65 143 176 143
Черняево -279 -224-125 02 88 161 196 168
Шимановск -277 -219-122 06 91 161 197 169
Экимчан -331 -248-149 -32 60 130 168 145
Архангельск -129 -125 -80 -09 60 124 156 136
Борковская -178 -164-112 -29 31 102 135 110
Емецк -141 -128 -73 -01 66 134 161 139
Койнас -165 -150 -96 -13 46 118 152 127
Котлас -146 -126 -64 16 86 144 172 144
Мезень -143 -137 -95 -26 34 99 136 119
Онега -120 -116 -72 01 64 127 159 139
Астрахань -67 -56 04 99 180 228 253 236
Верхний Баскунчак -95 -91 -21 96 174 223 256 235
Белорецк -162 -144 -78 27 102 145 160 142
Дуван -157 -143 -75 28 106 153 170 148
Мелеуз -155 -144 -75 46 136 178 196 179
Уфа -149 -137 -67 44 133 173 189 168
Янаул -155 -137 -71 29 112 151 171 145
Белгород -85 -64 -25 75 146 179 199 187
Брянск -91 -84 -32 59 128 167 181 169
Бабушкин -164 -166 -97 -07 52 107 142 142
Баргузин -274 -237-121 -03 78 151 184 159
Багдарин -294 -252-154 -35 52 125 153 122
Кяхта -219 -182 -86 20 95 166 189 164
Монды -199 -176-101 -18 56 121 142 120
Нижнеангарск -226 -213-134 -32 43 112 155 146
Сосново-Озерское -247 -218-132 -29 47 135 164 136
Уакит -283 -245-157 -52 35 116 148 118
Улан-Удэ -248 -210-102 11 87 160 193 164
Хоринск -256 -220-107 04 84 162 188 158
Владимир -111 -100 -43 49 122 166 179 164
Муром -115 -109 -49 47 125 167 187 172
Волгоградская область
Волгоград -76 -70 -10 100 167 213 236 221
Камышин -104 -99 -40 -77 162 207 232 215
Костычевка -117 -116 -52 72 157 202 227 210
Котельниково -74 -68 -08 95 170 212 240 227
Новоаннинский -100 -91 -34 78 154 196 214 202
Эльтон -102 -101 -30 91 173 222 246 231
Бабаево -116 -105 -54 24 95 147 168 149
Вологда -126 -116 -59 23 96 149 168 150
Вытегра -109 -104 -59 18 84 138 167 147
Никольск -138 -129 -66 20 90 145 168 145
Тотьма -131 -119 -62 21 91 143 170 145
Воронеж -98 -96 -37 66 146 179 199 186
Дербент 15 17 41 94 161 214 247 245
Махачкала -05 02 35 94 163 215 246 241
Южно-Сухокумск -36 -25 24 106 178 224 251 242
Иваново -119 -109 -51 41 114 158 176 158
Кинешма -117 -113 -56 34 111 159 182 159
Алыгджер -167 -146 -78 -02 62 122 138 120
Бодайбо -308 -268-154 -27 61 142 176 145
Братск -207 -194-102 -12 62 140 178 148
Верхняя Гутара -198 -172-106 -21 48 113 137 110
Дубровское -286 -232-136 -29 57 143 177 140
Ербогачен -310 -282-172 -50 47 140 171 130
Жигалово -284 -251-138 -10 72 146 174 141
Зима -230 -200-101 11 87 158 180 149
Ика -294 -243-154 -39 53 137 167 130
Илимск -254 -220-126 -16 63 142 176 142
Иркутск -206 -181 -94 10 85 148 176 150
Ичера -282 -254-146 -27 64 146 176 140
Киренск -274 -238-138 -22 67 150 183 148
Мама -289 -239-143 -28 59 141 179 144
Марково -278 -233-137 -18 71 152 180 147
Наканно -351 -313-184 -65 38 133 167 126
Невон -249 -232-133 -18 65 146 176 141
Непа -279 -254-146 -35 56 139 168 129
Орлинга -267 -233-132 -19 68 143 171 139
Перевоз -265 -250-154 -35 55 134 168 132
Преображенка -292 -242-154 -39 56 147 177 135
Слюдянка -174 -170 -99 -03 60 118 153 142
Тайшет -195 -172 -91 07 84 158 183 150
Тулун -215 -183-102 00 77 144 172 141
Усть-Ордынский-Усть- -248 -223-125 06 82 156 180 151
Кабардино-Балкарская
Нальчик -40 -28 18 95 154 191 216 210
Калининград -31 -25 06 62 116 152 173 167
Элиста -68 -62 -03 95 169 215 244 232
Калуга -101 -89 -39 48 123 162 180 165
Ключи -161 -140 -97 -27 42 108 146 136
Козыревск -179 -151-102 -21 51 115 149 136
Лопатка мыс -51 -59 -44 -15 11 41 75 94
Мильково -199 -170-119 -25 52 116 150 136
Начики -183 -165-118 -44 19 77 120 118
О.Беринга -35 -38 -30 -08 20 52 86 105
Оссора - Корякский АО-133 -139-122 -64 06 69 118 120
Петропавловск-Камчат- -75 -75 -48 -05 38 83 122 132
Семлячики -63 -62 -47 -10 32 73 114 128
Соболево -140 -141-100 -33 26 74 112 119
Кроноки -85 -82 -62 -16 26 66 107 117
Ука -158 -163-135 -62 -01 63 122 126
Октябрьская -121 -126 -87 -25 21 61 98 114
Усть-Воямполка - -168 -168-133 -58 13 64 100 105
Усть-Камчатск -114 -112 -90 -36 16 68 112 122
Усть-Хайрюзово -142 -144-113 -45 22 73 112 117
Черкесск -44 -23 15 90 148 183 211 206
Кемь -106 -108 -69 -10 45 105 138 131
Лоухи -121 -124 -83 -17 47 116 148 128
Олонец -103 -105 -63 13 86 136 164 147
Паданы -110 -112 -71 -01 58 122 155 135
Петрозаводск -111 -104 -54 13 76 136 157 141
Реболы -119 -118 -76 -05 61 129 160 137
Сортавала -90 -96 -55 14 1 81 137 167 148
Кемерово -188 -169 -98 10 97 163 188 154
Киселевск -172 -155 -81 20 100 166 188 158
Кондома -191 -163 -86 09 91 152 174 145
Мариинск -178 -162 -93 08 90 159 183 152
Тайга -188 -167-104 -03 82 149 175 144
Тисуль -174 -159 -85 07 88 157 179 148
Топки -182 -161-102 -02 89 158 182 154
Усть-Кабырза -221 -180-100 -04 81 146 169 145
Киров -144 -129 -67 22 100 154 179 153
Нагорск -149 -137 -71 16 90 146 169 148
Савали -140 -132 -74 28 116 168 188 168
Вендинга -158 -151 -91 -04 62 124 155 130
Воркута -203 -206-165 -90 -28 58 124 95
Объячево -149 -130 -66 17 85 144 166 143
Петрунь -197 -188-152 -65 -02 84 138 110
Печора -195 -177-116 -34 34 111 160 123
Сыктывкар -156 -141 -77 10 76 140 167 140
Троицко-Печорск -180 -160 -94 -03 57 128 159 130
Усть-Уса -184 -176-129 -43 14 95 141 116
Усть-Цильма -173 -158-107 -26 31 106 145 120
Усть-Щугор -197 -177-120 -24 37 114 152 123
Ухта -173 -158 -89 -05 54 121 157 127
Кострома -118 -111 -53 32 109 155 178 161
Чухлома -128 -116 -57 25 97 148 170 151
Шарья -130 -121 -60 29 102 151 174 151
Краснодар -16 -06 43 113 170 207 233 227
Красная Поляна 03 13 42 95 142 171 195 194
Приморско-Ахтарск -25 -21 27 106 171 215 242 232
Сочи 59 61 82 117 161 199 228 231
Тихорецк -35 -21 28 111 166 208 232 226
Агата -346 -331-231 -114 -16 77 137 106
Ачинск -177 -156 -91 04 86 156 179 150
Байкит - Эвенкийский -309 -270-154 -39 41 129 168 125
Боготол -174 -160 -91 02 81 153 178 146
Богучаны -244 -224-121 -05 72 157 188 149
Ванавара - -298 -265-157 -37 51 140 172 130
Вельмо -276 -248-148 -37 43 131 168 127
Верхнеимбатск -247 -224-143 -51 24 118 168 131
Волочанка -312 -297-257 -158 -61 59 130 94
Диксон - Таймырский -256 -257-243 -172 -81 02 46 50
Дудинка - Таймырский -280 -269-228 -150 -59 51 132 105
Енисейск -220 -195-107 -09 71 151 185 149
Ессей - Эвенкийский -360 -341-247 -138 -33 74 135 102
Игарка -281 -263-200 -108 -20 85 151 115
Канск -202 -187-103 07 86 160 188 156
Кежма -274 -251-141 -22 63 149 181 142
Ключи -177 -156 -80 08 82 156 181 148
Красноярск -182 -168 -78 26 94 166 191 157
Минусинск -208 -190 -89 30 105 172 198 169
Таимба -301 -266-156 -34 51 134 168 127
Троицкое -228 -203-115 -08 69 145 175 140
Тура - Эвенкийский АО-365 -324-195 -70 30 124 163 123
Туруханск -272 -238-169 -86 -03 95 160 125
Хатанга -331 -317-278 -180 -70 52 127 90
Челюскин-2 мыс - -285 -286-282 -210 -105 -14 15 07
Ярцево -236 -215-129 -27 51 143 182 140
Курган -177 -166 -86 41 126 172 191 163
Курск -93 -78 -30 66 139 172 187 176
Липецк -103 -95 -44 55 138 180 202 185
Свирица -98 -97 -57 19 89 141 169 152
Тихвин -105 -93 -47 28 97 147 166 148
Санкт-Петербург -78 -78 -39 31 98 150 178 160
Брохово -196 -192-167 -87 -05 58 119 122
Аркагала -368 -328-256 -131 08 102 130 99
Магадан (Нагаева -170 -160-126 -57 13 66 112 115
Омсукчан -334 -310-243 -124 08 101 132 106
Палатка -221 -202-163 -77 23 94 128 116
Среднекан -366 -334-258 -120 28 130 151 119
Сусуман -382 -345-272 -133 16 108 133 102
Йошкар-Ола -140 -129 -64 36 116 162 180 162
Саранск -123 -117 -59 48 131 173 192 177
Дмитров -104 -95 -44 43 115 157 175 157
Кашира -109 -98 -46 46 122 163 178 165
Москва -102 -92 -43 44 119 160 181 163
Вайда-Губа -56 -64 -48 -17 25 70 102 101
Кандалакша -118 -121 -78 -16 41 106 148 127
Ковдор -135 -141 -92 -31 38 106 134 110
Краснощелье -132 -138-105 -39 24 97 132 111
Ловозеро -132 -138-102 -38 24 91 130 111
Мончегорск -128 -127 -86 -25 34 102 138 120
Мурманск -105 -108 -69 -16 34 93 126 113
Ниванкюль -131 -130 -81 -17 42 105 135 116
Пулозеро -134 -136 -94 -30 31 96 134 114
Пялица -100 -112 -89 -37 14 68 101 98
Териберка -78 -85 -63 -21 24 75 112 108
Терско-Орловский -99 -111 -88 -36 07 54 90 93
Умба -110 -119 -80 -19 39 105 143 126
Юкспор -122 -126-109 -69 -19 49 90 72
Арзамас -124 -119 -65 35 120 169 188 172
Выкса -113 -108 -51 44 125 168 189 170
Нижний Новгород -118 -111 -50 42 120 164 184 169
Великий Новгород -87 -87 -43 33 104 152 173 154
Боровичи -98 -88 -38 38 110 154 174 154
Барабинск -199 -183-118 05 101 164 185 155
Болотное -185 -168 -94 11 96 164 189 155
Карасук -194 -184-106 29 121 182 202 169
Кочки -196 -182-115 12 107 167 186 154
Купино -196 -186-117 13 112 174 195 163
Кыштовка -203 -183-107 13 98 157 180 146
Новосибирск -188 -173-101 15 103 167 190 158
Татарск -196 -180-111 12 107 160 187 156
Чулым -195 -179-113 03 101 164 185 155
Омск -190 -176-101 28 114 171 189 158
Тара -199 -180-114 -01 91 155 177 148
Черлак -192 -179-103 32 121 180 198 165
Кувандык -154 -145 -73 49 142 186 206 188
Оренбург -148 -142 -73 52 150 197 219 200
Сорочинск -144 -135 -66 58 146 192 210 196
Орел -97 -88 -40 56 130 169 185 171
Земетчино -116 -111 -56 48 134 175 194 177
Пенза -122 -113 -56 49 135 176 196 180
Бисер -175 -154 -89 05 69 127 152 127
Ножовка -146 -137 -68 29 110 167 184 164
Чердынь -153 -134 -69 26 102 157 180 154
Пермь -170 -148 -79 14 80 144 169 143
Агзу -203 -158 -71 21 83 133 173 172
Анучино -203 -160 -59 50 121 170 211 206
Астраханка -177 -136 -48 44 116 165 206 209
Богополь -133 -101 -31 42 95 132 177 192
Владивосток -131 -98 -24 48 99 138 185 210
Дальнереченск -205 -167 -67 45 121 174 211 202
Кировский -206 -169 -64 51 127 176 215 208
Красный Яр -234 -191 -82 31 107 164 204 191
Маргаритово -127 -99 -32 40 91 130 176 192
Мельничное -229 -183 -87 21 94 150 192 182
Партизанск -134 -103 -31 51 113 151 194 201
Посьет -106 -80 -16 53 105 143 188 209
Преображение -87 -67 -14 42 84 118 166 192
Рудная Пристань -119 -90 -28 33 75 111 159 183
Сосуново -134 -109 -48 14 54 91 138 163
Чугуевка -213 -173 -67 43 115 163 204 195
Великие Луки -86 -77 -32 49 115 157 171 158
Псков -75 -75 -34 42 113 155 174 157
Миллерово -81 -74 -20 84 158 196 220 210
Ростов-на-Дону -57 -48 06 94 162 202 230 221
Таганрог -52 -45 05 94 168 210 237 226
Рязань -110 -100 -47 52 129 173 185 172
Самара -135 -126 -58 58 143 186 204 190
Александров Гай -127 -121 -49 79 163 210 236 220
Балашов -106 -104 -46 63 145 186 206 192
Саратов -110 -114 -48 66 150 194 214 199
Александровск -180 -154 -89 -02 55 108 153 164
Долинск -135 -124 -65 09 62 109 153 169
Кировское -236 -197-120 -17 56 117 156 155
Корсаков -107 -101 -53 12 56 100 145 169
Курильск -52 -67 -40 15 59 92 135 153
Макаров -143 -123 -67 09 53 95 138 157
Невельск -86 -80 -37 24 70 112 157 177
Ноглики -197 -170-109 -24 30 85 132 142
Оха -197 -177-125 -40 15 77 127 139
Погиби -207 -187-126 -36 19 90 138 154
Поронайск -173 -144 -80 -03 44 89 136 157
Рыбновск -223 -201-143 -46 18 94 144 151
Холмск -97 -87 -42 23 69 114 157 177
Южно-Курильск -50 -60 -32 16 54 83 126 158
Южно-Сахалинск -137 -128 -66 13 67 112 156 169
Верхотурье -173 -151 -77 23 89 147 170 144
Екатеринбург -155 -136 -69 27 100 151 172 149
Ивдель -191 -167 -84 14 76 139 166 139
Каменск-Уральский -162 -147 -75 35 112 162 181 157
Туринск -180 -162 -83 30 108 157 178 150
Шамары -161 -144 -74 25 96 149 170 145
Республика Северная
Владикавказ -44 -30 14 90 142 176 199 193
Вязьма -98 -90 -43 43 113 154 166 154
Смоленск -94 -84 -40 44 116 157 171 159
Арзгир -49 -36 16 103 174 220 250 237
Кисловодск -33 -24 15 80 130 162 186 182
Невинномысск -45 -33 18 97 156 194 221 215
Пятигорск -42 -30 11 89 146 183 211 205
Ставрополь -32 -23 13 93 153 193 219 212
Тамбов -109 -103 -46 60 141 181 198 186
Республика Татарстан
Бугульма -143 -137 -80 24 114 163 181 164
Елабуга -139 -132 -66 38 124 174 195 175
Казань -135 -131 -65 37 124 170 191 175
Бежецк -107 -102 -52 32 108 152 171 154
Тверь -105 -94 -46 41 112 157 173 158
Ржев -100 -89 -42 41 112 156 171 158
Александровское -215 -196-121 -17 55 137 175 137
Колпашево -207 -187-108 -07 73 152 180 144
Средний Васюган -204 -182-102 -04 72 147 177 140
Томск -191 -169 -99 00 87 154 183 151
Усть-Озерное -215 -193-110 -09 67 150 181 141
Кызыл -321 -280-152 22 114 179 198 170
Тула -199 -95 -41 50 129 167 186 172
Березово - -223 -198-134 -43 29 112 159 130
Демьянское - -192 -169 -94 07 77 147 176 145
Кондинское -198 -184-101 01 84 149 187 147
Леуши -181 -162 -85 16 84 149 178 149
Марресаля -218 -214-203 -130 -55 12 66 67
Надым -245 -240-168 -88 -10 88 155 114
Октябрьское -228 -201-102 -22 47 120 169 126
Салехард -245 -234-186 -102 -19 73 133 109
Сосьва -227 -204-120 -18 52 123 161 128
Сургут - -220 -196-133 -35 41 130 169 140
Тарко-Сале - -251 -244-180 -81 -07 98 158 120
Тобольск -197 -175 -91 16 96 152 183 146
Тюмень -174 -161 -77 32 110 157 182 148
Угут -210 -194-109 -11 60 134 174 136
Уренгой - -264 -264-192 -103 -26 84 154 113
Ханты-Мансийск - -217 -194 -98 -13 64 131 178 133
Глазов -149 -140 -80 20 99 158 178 154
Ижевск -146 -133 -67 33 113 164 185 164
Сарапул -143 -135 -73 30 115 171 189 168
Сурское -132 -125 -61 48 130 171 187 172
Ульяновск -138 -132 -68 41 126 176 196 176
Аян -197 -176-116 -38 08 56 114 132
Байдуков -217 -202-145 -52 09 91 145 155
Бикин -224 -174 -81 41 117 174 210 199
Бира -220 -166 -82 27 102 165 201 185
Биробиджан -226 -175 -90 30 107 167 203 190
Вяземский -223 -178 -90 34 113 171 206 196
Гвасюги -249 -201-106 13 91 156 196 184
Гроссевичи -148 -119 -60 04 43 84 130 159
Де-Кастри -194 -158 -93 -15 32 85 132 153
Джаорэ -202 -172-114 -29 19 97 151 162
Екатерино-Никольское -212 -163 -77 35 110 171 210 196
Комсомольск-на-Амуре -256 -203-101 13 87 156 199 187
Нижнетамбовское -264 -211-110 03 82 151 193 182
Николаевск-на-Амуре -239 -200-127 -29 37 115 165 162
Облучье -265 -211-114 14 96 162 198 179
Охотск -230 -200-143 -58 11 62 118 130
Им. Полины Осипенко -293 -228-127 -08 69 133 178 166
Сизиман -182 -153 -93 -12 29 75 126 147
Советская Гавань -180 -147 -80 02 51 99 143 164
Софийский Прииск -333 -264-171 -52 38 110 151 128
Средний Ургал -311 -230-121 02 81 148 188 165
Троицкое -233 -182 -94 21 103 167 205 192
Хабаровск -223 -172 -85 31 111 174 211 200
Чумикан -237 -189-116 -27 19 66 120 135
Энкэн -202 -173-113 -40 14 61 115 133
Абакан -255 -185 -85 29 105 173 195 164
Шира -185 -172 -89 13 89 156 177 149
Верхнеуральск -164 -159 -90 29 111 159 176 155
Нязепетровск -163 -148 -76 26 100 146 166 142
Челябинск -158 -143 -74 39 119 168 184 162
Грозный -38 -20 28 103 169 212 239 232
Агинское -233 -204-115 04 88 156 184 155
Акша -226 -191 -94 10 90 154 181 155
Александровский Завод-268 -235-139 -14 74 141 167 141
Борзя -269 -235-121 04 92 163 187 163
Дарасун -220 -196-104 -04 80 144 169 142
Калакан -355 -287-171 -37 60 136 166 133
Красный Чикой -262 -224-114 06 83 147 171 143
Могоча -296 -245-145 -24 66 138 168 137
Нерчинск -308 -263-136 08 98 170 197 166
Нерчинский Завод -286 -235-129 00 89 155 188 159
Средний Калар -363 -307-191 -57 45 121 151 121
Тунгокочен -310 -265-160 -30 60 131 158 128
Тупик -327 -278-168 -36 60 134 163 131
Чара -338 -297-183 -49 44 127 162 130
Чита -262 -222-111 -04 84 157 178 152
Порецкое -124 -117 -58 44 129 172 190 172
Чебоксары -130 -124 -60 36 120 165 186 169
Анадырь -197 -223-206 -129 -30 54 106 95
Березово -227 -262-234 -144 -20 86 121 95
Марково -258 -254-230 -143 -15 105 137 105
Омолон -364 -356-282 -146 11 116 132 99
Островное -336 -331-264 -141 05 117 131 92
Усть-Олой -356 -341-265 -137 17 118 128 93
Эньмувеем -239 -265-241 -160 -20 98 125 92
Алдан -275 -252-164 -56 39 130 167 134
Аллах-Юнь -441 -392-266 -114 23 109 147 114
Амга -429 -380-240 -75 61 145 177 141
Батамай -418 -374-238 -88 42 137 171 136
Бердигястях -405 -357-229 -83 47 135 163 126
Буяга -376 -336-216 -69 51 132 165 130
Верхоянск -482 -436-302 -133 21 128 152 109
Вилюйск -378 -321-202 -75 43 144 179 141
Витим -292 -269-161 -39 57 143 178 142
Воронцово -379 -362-288 -168 -26 93 119 87
Джалинда -394 -359-272 -148 -30 88 137 93
Джарджан -386 -347-237 -124 -08 107 147 111
Джикимда -347 -314-191 -44 61 139 175 137
Дружина -394 -370-280 -145 04 115 137 105
Екючю -459 -418-292 -131 22 125 146 105
Жиганск -393 -352-236 -109 11 120 159 120
Зырянка -368 -339-259 -124 27 131 151 118
Исить -358 -319-206 -59 58 143 179 146
Иэма -455 -423-318 -166 -10 89 127 103
Крест-Хальджай -451 -390-233 -71 62 149 182 147
Кюсюр -380 -349-263 -157 -35 79 124 94
Ленск -298 -276-165 -42 55 142 176 138
Нагорный -296 -264-180 -70 32 115 149 118
Нера -463 -416-291 -113 38 132 157 121
Нюрба -360 -319-206 -72 50 142 173 135
Нюя -300 -268-159 -35 63 149 181 145
Оймякон -475 -433-328 -152 12 111 136 103
Олекминск -322 -288-168 -42 62 146 180 145
Оленек -413 374 -265 -131 -11 102 146 100
Охотский Перевоз -442 -394-247 -78 57 142 174 140
Сангар -391 -345-216 -85 41 143 181 145
Саскылах -351 -333-288 -187 -73 55 119 83
Среднеколымск -373 -347-269 -146 -03 111 135 99
Сунтар -337 -301-193 -60 56 146 177 139
Сухана -425 -383-265 -130 -05 111 147 103
Сюльдюкар -376 -338-212 -85 36 132 164 126
Сюрен-Кюель -346 -324-236 -127 -02 93 127 99
Токо -398 -345-229 -89 31 108 144 115
Томмот -355 -316-200 -58 54 137 172 135
Томпо -443 -392-273 -118 32 123 153 117
Туой-Хая -332 -293-188 -64 43 133 165 130
Тяня -331 -299-182 -45 57 136 170 132
Усть-Мая -422 -360-215 -60 60 144 180 145
Усть-Миль -396 -342-210 -52 61 139 172 139
Усть-Мома -449 -410-290 -132 31 129 148 111
Чульман -367 -319-200 -70 40 123 158 126
Чурапча -440 -384-240 -78 58 147 181 143
Шелагонцы -419 -376-256 -125 05 114 145 102
Эйк -377 -342-238 -118 00 109 151 109
Якутск -426 -359-222 -72 58 154 187 149
Варандей -178 -192-166 -95 -34 28 89 88
Индига -139 -149-124 -63 -07 54 99 100
Канин Нос -82 -96 -87 -48 -08 42 84 86
Коткино -173 -178-126 -54 09 84 129 109
Нарьян-Мар -169 -173-143 -67 -03 74 127 110
Ходовариха -155 -169-146 -86 -29 -25 83 84
Хоседа-Хард -196 -195-158 -76 -11 74 126 101
Ярославль -119 -107 -51 37 109 157 176 160
Баку 39 41 63 112 177 226 257 257
Ванадзор -37 -23 14 75 121 150 176 177
Горис -05 -02 23 81 125 159 185 179
Ереван -34 -09 53 124 174 216 255 252
Ехегнадзор -38 -18 36 103 153 198 241 242
Камо -75 -63 -25 39 89 125 157 158
Кафан 08 20 52 114 162 200 233 228
Севан -82 -74 -33 35 88 121 157 157
Сисиан -48 -32 05 65 113 148 179 176
Спитак -44 -34 04 67 115 146 176 179
Степанаван -36 -28 06 67 113 142 171 168
Брест -45 -35 07 73 136 167 184 174
Витебск -79 -72 -27 51 126 160 178 162
Полоцк -73 -68 -25 50 123 158 175 161
Василевичи -66 -56 -10 68 139 170 184 172
Гомель -70 -61 -15 66 139 170 185 174
Гродно -51 -44 -05 63 129 161 178 167
Минск -69 -62 -20 55 127 160 177 163
Могилевская область
Горки -83 -78 -33 48 124 159 176 161
Могилев -76 -69 -23 55 129 163 180 165
Ахалкалаки -66 -55 -14 52 97 126 158 155
Казбеги -147 -145-123 -76 -31 00 35 36
Крестовый перевал -105 -100 -69 -10 34 72 106 100
Мамисонский перевал -116 -111 -87 -34 08 42 79 76
Местиа -58 -39 00 58 106 136 169 159
Мта-Сабуети -34 -28 03 61 104 135 160 159
Поти 58 67 88 126 164 203 227 228
Сакара 42 52 87 138 179 211 232 237
Самтредиа 51 62 91 137 177 210 230 230
Тбилиси 21 33 74 132 178 216 248 241
Телави 10 21 61 121 166 202 234 224
Цхинвали -10 01 40 90 143 177 206 203
Шираки -18 -04 41 103 153 194 229 221
Абхазская Республика
Гудаута 61 68 88 129 167 205 230 231
Псху -13 04 39 93 137 167 196 188
Сухуми 59 67 88 129 167 207 227 228
Батуми 71 73 84 119 164 204 228 230
Хуло 11 19 48 99 139 166 184 185
Астана -168 -165-101 30 127 182 204 178
Атбасар -179 -175-111 26 124 181 202 176
Актюбинск -149 -144 -73 59 150 202 225 204
Караулкельды -130 -123-154 80 163 218 242 224
Уил -130 -121 -49 83 168 221 246 227
Челкар -146 -140 -60 82 170 227 251 229
Алматинская область
Алматы -65 -51 20 108 162 207 235 223
Баканас -114 -96 01 110 178 233 258 233
Атырау -96 -87 -15 96 182 234 257 237
Ганюшкино -72 -66 -02 102 181 231 252 234
Восточно-Казахстанс-
Зайсан -170 -150 -65 69 153 207 229 212
Зыряновск -226 -208-117 19 122 171 189 165
Катон-Карагай -137 -122 -68 27 101 148 165 149
Лениногорск -125 -121 -63 30 104 153 171 149
Усть-Каменогорск -165 -160 -78 48 134 187 207 183
Шемонаиха -170 -165 -89 38 127 181 201 175
Джамбулская область
Джамбул -50 -33 33 113 168 221 249 228
Фурмановка -87 -66 20 119 182 229 249 226
Балхаш -144 -137 -49 77 160 219 242 218
Карсакпай -152 -145 -74 62 147 207 230 205
Джамбейты -134 -129 -64 74 159 213 237 218
Уральск -135 -132 -67 62 154 203 226 206
Караганда -145 -142 -77 46 128 184 204 178
Каркаралинск -138 -136 -78 31 108 160 181 157
Аральское Море -126 -119 -37 93 179 238 265 242
Казалинск -108 -99 -15 105 189 241 263 239
Кзыл-Орда -91 -73 09 120 195 245 264 239
Кокчетавская область
Кокчетав -158 -153 -92 33 121 178 198 171
Кустанай -170 -166 -98 38 130 186 204 179
Форт-Шевченко -29 -23 25 104 177 228 256 246
Баянаул -132 -131 -70 47 127 186 205 177
Павлодар -176 -173 -94 42 132 195 214 185
Петропавловск -181 -169-103 24 116 170 189 162
Аягуз -165 -158 -80 50 127 183 207 185
Бахты -132 -114 -19 94 158 207 230 215
Кокпекты -205 -186-104 37 128 183 207 186
Семипалатинск -160 -156 -84 47 141 198 219 193
Жаркент -91 -61 32 126 181 221 240 227
Талды-Курган -97 -80 00 102 163 211 235 217
Амангельды -165 -163 -88 61 151 207 230 203
Тургай -162 -159 -81 64 160 220 244 217
Туркестан -54 -22 54 141 206 259 284 263
Чимкент -20 00 56 131 184 235 263 248
Каракол -71 -55 -01 70 118 146 169 162
Чолпон-Ата -34 -21 17 71 113 146 170 167
Кочкорка -99 -60 05 65 110 138 163 150
Нарын -173 -144 -45 63 114 144 170 168
Сусамыр -215 -194-117 -09 80 107 131 127
Гульча -76 -45 25 95 136 163 192 192
Ош -35 -09 57 128 180 223 247 231
Хайдаркан -68 -51 03 70 122 158 185 180
Талас -66 -43 16 87 141 180 202 186
Бишкек -56 -32 38 114 169 213 241 226
Кишинев -35 -22 26 97 159 194 214 207
Республика Таджикистан
Душанбе 20 41 91 154 197 247 268 246
Гарм -39 -20 37 114 156 197 236 239
Мургаб -173 -135 -66 04 54 94 132 128
Хорог -77 -53 12 97 148 192 227 228
Исфара -15 12 71 146 200 244 266 249
Пенджикент -04 15 66 129 177 226 251 235
Ура-Тюбе -18 01 49 118 172 221 248 229
Худжанд -08 20 97 161 219 268 286 266
Куляб 23 54 104 167 215 272 302 285
Курган-Тюбе 18 54 108 174 225 271 286 264
Шаартуз 29 60 112 183 241 286 307 286
Андижан -22 12 81 161 214 257 272 250
Бухара 04 27 84 165 223 267 284 257
Галляарал -23 05 62 131 185 240 269 246
Джизак -04 20 79 151 212 264 286 266
Каракалпакия -82 -79 -05 103 186 240 270 246
Муйнак -59 -55 01 94 181 237 266 250
Нукус -49 -33 38 134 211 259 280 254
Чимбай -61 -45 24 124 199 244 264 241
Гузар 29 53 98 166 226 277 299 282
Мубарек 15 40 91 167 235 289 318 294
Навои 09 36 84 158 217 263 283 259
Нурата -01 22 70 143 204 258 281 258
Касансай -14 09 66 139 188 229 254 240
Наманган -20 11 85 162 215 257 272 252
Каттакурган -02 23 75 144 204 255 279 258
Самарканд 05 28 74 142 193 239 259 240
Денау 36 61 107 171 223 270 284 261
Термез 26 60 114 184 243 282 304 281
Шерабад 40 69 116 187 249 299 318 297
Сырдарья -15 10 77 152 210 254 268 243
Ташкент -04 20 79 147 202 249 271 251
Чарвак -16 01 52 125 171 217 248 236
Коканд -18 16 84 164 216 256 274 255
Фергана -17 15 79 156 208 250 269 250
Ургенч -37 -23 49 144 216 264 282 257
Винница -58 -43 02 80 141 171 183 177
Ковель -47 -34 10 79 137 168 180 172
Луцк -49 -35 09 80 135 168 180 174
Днепропетровск -55 -41 08 94 160 196 213 206
Комиссаровка -56 -42 07 91 155 189 205 198
Кривой Рог -50 -36 13 95 159 195 211 205
Донецк -61 -48 04 93 155 190 209 201
Житомир -60 -46 -01 77 139 170 180 174
Овруч -62 -48 -01 76 142 172 181 173
Закарпатская область
Ужгород -28 -02 47 107 156 185 199 194
Запорожье -42 -29 17 99 164 202 220 212
Кирилловка -52 -40 07 90 150 187 207 198
Ивано-Франковск -51 -32 14 81 135 166 179 173
Киев -56 -42 07 87 151 182 193 186
Гайворон -51 -36 12 91 152 182 195 189
Знаменка -59 -46 03 87 151 185 199 193
Кировоград -57 -44 05 89 153 186 200 194
Луганск -59 -48 08 100 163 199 217 206
Львов -46 -31 11 77 132 161 173 168
Николаев -31 -18 26 102 165 204 223 218
Измаил -17 -01 40 105 162 201 218 212
Любашевка -50 -35 11 91 152 185 200 195
Одесса -17 -10 26 90 155 194 214 212
Раздельное -36 -23 22 96 157 193 210 207
Сарата -20 -08 33 99 159 198 216 212
Лубны -64 -52 -01 86 155 186 198 189
Полтава -66 -53 -01 88 154 187 201 194
Ровно -54 -40 03 77 137 166 178 172
Сарны -54 -40 06 80 141 170 182 174
Ромны -73 -60 -08 80 147 178 190 181
Сумы -77 -64 -11 79 149 180 192 182
Тернополь -58 -42 00 74 133 162 174 168
Лозовая -65 -52 00 91 157 192 208 199
Харьков -70 -57 -03 89 156 190 204 195
Аскания-Нова -31 -20 22 96 156 200 224 216
Геническ -23 -16 20 93 161 206 229 221
Херсон -30 -18 23 100 160 199 219 213
Хмельницкий -55 -40 03 78 139 168 180 174
Золотоноша -59 -46 05 89 154 185 197 188
Умань -57 -42 04 85 146 176 190 182
Чернигов -71 -56 -06 78 145 176 187 177
Черновцы -49 -29 17 87 143 174 187 180
Ай-Петри -36 -31 -06 49 95 129 151 147
Клепинино -15 -05 31 104 157 199 222 215
Симферополь -05 04 36 102 152 192 215 210
Феодосия 08 14 44 106 161 208 234 228
Ялта 39 42 60 108 156 202 232 230
Таблица 4 - Суммарная солнечная радиация (прямая и рассеянная) на
горизонтальную поверхность при безоблачном небе МДжм2
————————————————————————————————————————————————————————
Месяц Географическая широта град. с.ш.
———————————————————————————————————————————————
————————————————————————————————————————————————
Январь 322 261 207 164 113 68 35 -
Февраль 417 365 324 270 220 169 134 112
Март 639 603 565 528 467 406 405 282
Апрель 757 724 702 678 650 612 585 567
Май 893 872 862 850 840 825 824 809
Июнь 897 889 881 880 873 877 864 865
Июль 891 886 877 882 875 856 855 889
Август 803 768 736 719 695 660 641 639
Сентябрь 654 619 589 540 486 454 400 355
Октябрь 510 465 406 344 267 208 173 122
Ноябрь 358 308 254 194 127 84 56 34
Декабрь 298 234 184 126 84 47 - -
Таблица 4а. Максимальная суточная амплитуда температуры
————————————————————————————————————————————————————————————————————————
———————————————————————————————————————————————————————————————————————
Александров Гай (Саратовская область) 23
Армавир (Краснодарский край) 23
Архара (Амурская область) 25
Бикин (Хабаровский край) 23
Благовещенск (Амурская область) 20
Гигант (Ростовская область) 21
Екатерино-Никольское (Хабаровский край) 25
Рубцовск (Алтайский край) 25
Октябрьский Городок (Саратовская область) 26
Приморско-Ахтарск (Краснодарский край) 16
Славгород (Алтайский край) 23
Цимлянск (Ростовская область) 18
Примечание. Максимальная амплитуда температуры воздуха - разность между
максимальным и минимальным значениями температуры воздуха в течение суток
за многолетний период. Приведены данные для пунктов со средней суточной
температурой воздуха в июле >= 21°С.
Таблица 5 - Суммарная солнечная радиация (прямая и рассеянная) на
Ориентация Географическая широта град. с.ш.
——————————————————————————————————————————————————
ВЗ 233 199 174 143 104 67 41
ЮВЮЗ 511 467 423 371 313 250 192
Ю 687 636 560 495 425 338 242
ВЗ 271 249 228 210 187 156 127
ЮВЮЗ 482 475 452 424 394 359 324
Ю 618 612 595 566 528 482 397
СВСЗ 188 184 175 152 130 118 108
ВЗ 389 390 381 365 327 308 282
ЮВЮЗ 546 564 579 572 556 552 546
Ю 619 661 692 692 673 654 630
С 117 114 112 110 106 109 111 116
СВСЗ 257 256 254 243 236 239 242 257
ВЗ 432 436 443 459 480 497 487 491
ЮВЮЗ 489 512 536 557 592 621 674 746
Ю 450 500 543 558 638 685 671 673
С 165 163 165 176 183 185 194 177
СВСЗ 322 326 332 332 326 329 328 320
ВЗ 472 485 499 512 528 547 550 546
ЮВЮЗ 449 487 529 573 607 649 716 745
Ю 331 383 440 497 541 592 640 681
С 195 196 205 206 223 236 262 292
СВСЗ 344 346 362 370 375 414 452 486
ВЗ 462 470 492 512 541 559 607 648
ЮВЮЗ 404 436 504 514 550 580 612 642
Ю 258 307 371 427 469 512 554 596
С 213 188 197 212 215 219 237 278
СВСЗ 325 330 335 340 350 359 382 440
ВЗ 453 478 494 518 541 554 576 643
ЮВЮЗ 395 432 473 511 542 572 630 693
Ю 293 343 398 452 501 546 591 646
С 135 134 132 130 127 130 132
СВСЗ 280 274 270 268 264 264 261
ВЗ 442 447 451 457 466 482 500
ЮВЮЗ 458 488 518 542 567 598 626
Ю 387 430 477 520 552 589 600
СВСЗ 214 205 195 191 185 180 177
ВЗ 378 374 372 371 366 356 345
ЮВЮЗ 475 496 529 530 547 554 544
Ю 440 536 561 584 608 610 612
СВСЗ 173 148 125 110 95 77 62
ВЗ 336 314 283 263 239 208 177
ЮВЮЗ 524 520 508 490 476 466 456
Ю 612 625 625 611 598 584 522
ВЗ 237 218 192 166 139 107 78
ЮВЮЗ 472 449 424 392 346 296 245
Ю 636 617 597 543 486 412 325
ВЗ 209 180 147 121 93 65 42
ЮВЮЗ 453 410 361 305 245 179 115
Ю 651 609 536 475 400 296 192
Таблица 5а. Среднее месячное и годовое парциальное давление
Республика край I II III IV V VI VII VIII IX
—————————————————————————————————————————————————————————————————
Майкоп 46 51 59 87 125154 174 168135
Алейск 16 18 30 56 79 125 156 133 90
Барнаул 16 17 28 52 75 124 155 134 91
Бийск 16 17 29 55 81 130 159 137 93
Змеиногорск 18 18 29 53 79 121 146 126 85
Родино 16 16 29 55 73 113 143 123 85
Рубцовск 16 17 30 56 82 124 151 128 87
Славгород 15 15 27 54 72 112 143 124 85
Тогул 16 17 26 50 76 127 156 135 91
Катанда 10 13 24 44 66 102 123 107 72
Кош-Агач 05 06 15 30 45 69 84 75 49
Онгудай 11 14 26 43 66 102 124 110 73
Архара 06 09 21 45 79 145 197 176108
Благовещенск 07 10 22 42 73 141 192 168102
Бомнак 04 06 14 30 58 110 152 139 83
Бысса 04 07 16 36 65 123 170 152 91
Норск 04 07 16 38 69 133 180 160 95
Тыган-Уркан 06 08 15 31 57 116 161 142 81
Тында 04 06 13 29 55 104 146 128 74
Унаха 05 06 13 29 54 105 147 133 76
Усть-Нюкжа 04 06 13 28 52 103 143 127 73
Черняево 06 08 17 38 67 130 177 157 92
Экимчан 04 06 15 32 57 106 149 140 87
Архангельск 23 24 31 45 64 100 129 124 92
Борковская 18 18 25 39 54 86 114 110 81
Емецк 23 23 32 46 67 104 132 126 92
Койнас 19 20 28 41 58 92 121 116 86
Котлас 22 24 33 50 74 112 141 129 94
Мезень 22 21 28 41 58 91 119 116 87
Онега 25 25 32 47 66 102 129 126 94
Астрахань 36 37 50 75 113150 171 162123
Верхний Баскунчак 29 32 47 71 95 121 134 127 97
Белорецк 17 17 27 50 73 108 132 115 82
Дуван 18 19 29 53 76 114 143 127 89
Мелеуз 19 19 32 60 87 122 146 127 91
Уфа 20 20 32 60 88 127 154 136 97
Янаул 20 20 31 59 85 119 146 130 94
Белгород 32 36 45 72 99 128 149 137102
Брянск 31 32 41 68 96 129 150 143107
Бабушкин 15 14 23 41 62 101 137 134 89
Баргузин 06 08 17 33 52 96 138 127 77
Багдарин 05 07 13 27 45 87 125 107 60
Кяхта 10 12 23 34 53 99 138 122 75
Монды 09 10 16 26 46 84 113 102 60
Нижнеангарск 08 09 16 31 51 91 131 125 75
Сосново-Озерское 07 09 16 29 48 95 135 117 68
Уакит 05 06 12 23 40 81 117 102 56
Улан-Удэ 08 09 21 35 55 101 140 127 78
Хоринск 08 09 19 31 51 98 135 121 73
Владимир 26 26 36 61 90 124 146 143102
Муром 26 26 37 63 92 125 150 140103
Волгоград 30 33 48 71 99 128 140 128102
Костычевка 26 27 40 70 95 123 140 127 95
Котельниково 36 38 51 76 102132 143 134103
Новоаннинский 29 30 43 71 100132 151 137101
Эльтон 27 30 44 73 97 123 138 128 97 7
Бабаево 27 27 35 53 77 111 139 132 98
Вологда 24 25 34 56 82 120 146 138 98
Вытегра 25 27 36 53 76 112 140 133100
Никольск 22 23 33 53 77 115 142 131 95
Тотьма 24 24 33 51 76 115 142 133 96
Воронеж 29 31 43 70 94 127 150 138103
Дербент 59 60 69 94 136177 210 211174
Махачкала 53 55 66 92 132166 198 200163
Южно-Сухокумск 46 47 59 87 122154 176 173137
Иваново 26 26 36 61 90 124 148 137102
Алыгджер 11 13 19 31 51 94 123 109 66
Бодайбо 06 07 15 34 56 106 147 130 80
Братск 11 12 21 36 55 99 142 126 82
Верхняя Гутара 11 12 18 32 51 90 119 103 64
Дубровское 08 09 16 33 56 109 148 127 80
Ербогачен 06 07 13 26 47 92 128 109 68
Жигалово 07 08 18 37 58 109 147 129 79
Зима 10 12 22 42 60 107 146 128 79
Ика 07 08 14 30 51 100 138 112 68
Илимск 09 11 18 36 58 108 144 127 80
Иркутск 12 13 23 40 61 111 149 134 85
Ичера 08 09 16 32 57 107 148 129 80
Киренск 08 09 17 34 56 109 149 129 80
Мама 07 09 16 35 58 108 151 132 80
Марково 07 09 17 36 56 108 146 127 78
Наканно 04 06 13 25 48 91 124 108 66
Невон 10 10 18 34 56 103 142 125 80
Непа 08 09 15 29 50 98 137 118 72
Орлинга 08 09 18 35 61 109 149 132 81
Перевоз 06 07 14 28 52 97 133 115 69
Преображенка 07 08 14 30 51 100 137 116 71
Слюдянка 14 14 24 42 62 106 141 133 87
Тайшет 13 14 23 41 61 108 147 129 83
Тулун 11 12 20 36 54 101 140 122 76
Усть-Ордынский - 08 10 20 36 55 104 143 126 76
Нальчик 41 44 57 85 124152 173 169136
Калининград 44 45 52 71 97 129 150 149123
Элиста 38 40 52 77 104127 137 133107
Калуга 28 28 39 64 96 128 149 140103
Апука - Корякский 26 22 22 33 56 83 109 112 83
Ключи 20 20 24 36 56 87 125 125 88
Козыревск 18 19 24 36 55 88 126 125 86
Лопатка мыс 37 35 39 49 62 78 100 114105
Мильково 15 17 21 35 54 89 130 125 83
Начики 16 16 21 34 52 78 114 117 84
О.Беринга 42 40 42 50 62 80 104 117101
Оссора - Корякский 22 21 23 33 53 80 113 115 84
Петропавловск-Кам- 26 25 30 42 60 87 118 125 97
Семлячики 28 27 30 42 61 88 119 125 97
Соболево 19 19 25 41 62 89 120 127 98
Ука 22 21 23 33 53 81 119 120 89
Октябрьская 24 23 29 45 62 86 113 124105
Усть-Воямполка - 18 17 21 35 56 83 109 114 88
Усть-Камчатск 26 26 28 40 59 85 116 122 96
Усть-Хайрюзово 20 19 24 37 59 87 117 121 93
Черкесск 42 44 54 77 113142 162 155123
Кемь 26 26 32 46 63 96 124 124 93
Лоухи 24 23 29 41 58 92 119 117 87
Олонец 29 28 34 53 75 112 139 135102
Паданы 26 26 32 45 64 101 130 126 94
Петрозаводск 27 27 34 48 68 104 132 128 96
Реболы 25 25 31 44 63 99 124 121 92
Сортавала 30 28 35 51 72 108 135 134102
Кемерово 14 16 26 49 72 120 152 132 90
Киселевск 15 18 27 48 71 119 150 130 88
Кондома 14 17 26 47 77 127 153 134 90
Мариинск 15 16 26 46 70 120 153 133 89
Тайга 14 15 24 44 68 114 145 127 86
Тисуль 15 16 25 45 68 119 151 131 86
Киров 21 22 32 53 77 112 141 128 96
Нагорск 21 21 31 50 74 110 139 127 93
Вендинга 20 20 28 43 61 96 125 118 87
Воркута 13 12 18 29 43 70 104 96 70
Объячево 20 21 31 48 71 106 137 124 92
Петрунь 14 14 20 35 49 79 113 107 77
Печора 15 16 24 37 53 83 119 110 81
Сыктывкар 19 19 30 48 69 104 134 123 90
Троицко-Печорск 16 18 27 43 61 95 126 118 86
Усть-Уса 16 17 23 36 51 82 115 110 80
Усть-Цильма 17 18 25 39 55 87 118 114 83
Усть-Щугор 15 16 24 40 56 90 122 115 83
Ухта 17 18 27 42 58 90 121 114 84
Кострома 25 26 36 58 86 123 149 138102
Чухлома 24 24 34 53 81 120 146 135 98
Красная Поляна 54 55 62 83 118149 177 175140
Краснодар 49 53 62 90 129161 179 172134
Приморско-Ахтарск 47 51 62 94 135173 196 186143
Сочи 68 69 76 102 143183 218 214172
Тихорецк 45 49 59 83 119152 164 156121
Агата 04 05 10 21 38 70 109 99 65
Ачинск 15 16 25 43 63 112 145 127 84
Байкит - 05 07 16 30 51 94 129 113 74
Боготол 15 15 25 44 66 114 148 129 85
Богучаны 09 10 20 37 59 106 146 126 83
Ванавара - 07 08 15 30 53 98 134 115 73
Вельмо 08 10 18 33 54 101 137 119 79
Верхнеимбатск 10 11 19 33 51 97 137 119 82
Волочанка 06 06 09 17 32 71 106 93 63
Дудинка - 07 07 11 20 35 72 112 99 70
Енисейск 12 12 21 39 63 113 152 130 87
Ессей - Эвенкийский 04 04 08 17 35 71 112 97 60
Игарка 07 08 13 23 39 77 120 106 73
Канск 13 14 24 43 65 112 146 129 84
Кежма 08 09 17 34 56 103 141 123 79
Ключи 14 15 23 39 61 111 147 129 84
Красноярск 14 15 26 45 65 114 147 129 87
Минусинск 12 15 27 46 70 119 151 133 90
Таимба 06 07 15 30 51 96 133 115 73
Троицкое 11 12 21 38 61 109 144 125 81
Тура - Эвенкийский 03 05 12 26 46 87 123 107 68
Туруханск 08 09 16 27 43 82 127 112 77
Ярцево 11 12 20 36 59 106 145 126 86
Курган 15 16 28 56 81 119 149 132 94
Курск 31 33 44 70 96 128 150 140105
Свирица 30 30 37 56 81 118 148 143106
Тихвин 29 30 36 55 79 115 140 135102
Санкт-Петербург 33 32 39 57 80 118 146 143109
Брохово 13 13 16 29 52 80 116 119 87
Аркагала 03 04 06 17 41 75 97 85 51
Магадан (Нагаева 12 13 16 30 52 82 111 113 80
Омсукчан 04 05 08 18 42 72 96 87 55
Палатка 09 10 12 24 47 80 108 102 67
Среднекан 03 04 07 19 46 86 113 99 59
Сусуман 03 04 06 18 43 78 101 88 53
Йошкар-Ола 22 22 33 60 90 125 150 138101
Саранск 25 25 37 66 90 125 151 138101
Дмитров 27 28 37 60 89 122 145 139102
Кашира 27 28 38 65 92 124 147 140103
Москва 28 29 39 62 91 124 147 140104
Вайда-Губа 35 34 36 44 57 79 102 104 83
Кандалакша 24 24 30 42 58 90 117 116 84
Ковдор 22 21 28 37 54 83 107 103 76
Краснощелье 23 21 27 38 53 81 107 106 81
Ловозеро 22 21 26 38 54 81 107 105 80
Мончегорск 23 22 28 39 54 82 106 106 79
Мурманск 26 25 31 39 54 79 101 102 78
Ниванкюль 23 22 29 40 56 85 111 109 82
Пулозеро 22 22 27 39 52 73 106 105 79
Пялица 27 25 30 42 56 83 107 105 86
Териберка 29 27 32 41 54 78 102 105 82
Терско-Орловский 28 26 31 40 54 77 100 104 85
Умба 26 25 30 42 57 89 118 118 88
Юкспор 24 23 26 33 46 69 90 88 65
Нижний Новгород 25 25 36 60 87 120 148 137101
Великий Новгород 31 31 39 61 88 125 151 144108
Барабинск 13 14 25 51 75 120 152 131 90
Болотное 14 16 26 48 71 120 154 133 91
Карасук 14 15 26 53 74 116 147 127 87
Кочки 15 15 25 52 75 119 150 130 88
Купино 13 15 25 52 72 115 148 128 88
Кыштовка 13 14 24 48 72 118 151 131 90
Новосибирск 14 15 26 50 73 123 156 134 92
Татарск 14 15 26 52 74 116 148 128 88
Чулым 14 15 25 49 74 120 151 130 89
Омск 14 15 26 53 71 111 145 127 88
Тара 13 15 23 50 77 121 154 137 95
Черлак 14 15 26 54 75 115 146 126 88
Кувандык 17 18 32 58 85 119 140 121 86
Оренбург 19 20 34 62 87 121 142 122 89
Сорочинск 20 21 35 63 86 120 142 122 90
Орел 30 31 42 70 96 130 149 140105
Земетчино 26 27 38 67 91 125 150 137100
Пенза 24 25 37 63 89 124 148 135 98
Бисер 17 17 26 46 66 101 127 116 84
Ножовка 19 19 31 55 82 118 146 130 96
Пермь 19 20 31 52 76 113 140 127 93
Чердынь 19 19 29 47 66 101 131 120 89
Агзу 09 13 23 43 69 114 159 161106
Анучино 11 14 27 48 81 139 193 192122
Астраханка 12 16 30 53 90 146 198 200128
Богополь 12 16 27 48 76 124 174 186125
Владивосток 16 20 35 59 92 138 190 210148
Дальнереченск 10 13 26 52 90 152 204 198123
Кировский 10 13 27 53 88 148 202 198124
Красный Яр 09 11 23 46 81 142 194 188117
Маргаритово 14 18 31 52 82 129 177 192131
Мельничное 08 12 23 46 77 128 178 175111
Партизанск 13 17 28 50 82 134 187 192125
Посьет 16 20 34 58 93 143 198 216147
Преображение 16 19 32 55 82 122 171 193138
Рудная Пристань 12 16 29 51 77 114 161 181126
Сосуново 13 17 29 48 70 104 146 164121
Чугуевка 10 13 27 50 83 137 188 185115
Великие Луки 32 33 42 65 97 130 149 142107
Псков 34 33 41 62 88 123 146 141109
Миллерово 34 35 47 71 95 127 142 130 98
Ростов-на-Дону 40 43 54 81 111145 160 149116
Таганрог 41 43 56 88 126161 176 168130
Рязань 25 27 38 66 94 126 149 141103
Самара 22 22 36 62 85 122 147 131 95
Александров Гай 25 27 42 71 93 120 134 122 90
Балашов 27 28 40 68 92 125 146 133 98
Саратов 26 27 40 66 91 122 139 132 97
Александровск-Саха- 13 15 24 43 67 101 142 152110
Долинск 19 20 30 49 70 105 148 160121
Кировское 10 12 21 41 65 102 144 149107
Корсаков 21 22 33 54 75 107 151 168132
Курильск 35 31 38 54 75 102 140 158131
Макаров 15 17 27 46 67 100 139 151116
Невельск 24 25 34 56 78 112 157 173131
Ноглики 12 14 22 40 61 90 126 137105
Оха 13 14 20 39 57 87 126 136106
Погиби 11 13 22 42 62 100 140 155116
Поронайск 13 15 26 48 69 101 140 153115
Рыбновск 10 12 20 39 60 100 142 149111
Холмск 24 24 34 55 78 110 153 168128
Южно-Курильск 32 30 39 57 78 104 141 168145
Южно-Сахалинск 19 20 31 52 75 109 153 165123
Верхотурье 16 16 27 48 69 107 138 124 89
Екатеринбург 18 19 28 49 71 109 137 123 88
Ивдель 14 15 25 44 63 101 134 121 85
Каменск-Уральский 16 17 29 55 77 117 147 131 93
Туринск 16 16 27 53 76 116 148 132 93
Шамары 18 19 31 52 75 114 140 126 90
Владикавказ 38 43 56 83 123150 173 169132
Смоленск 30 31 41 65 97 129 149 142107
Арзгир 42 45 57 84 115142 153 151124
Невинномысск 41 45 57 83 118146 161 156125
Пятигорск 40 43 54 79 114143 160 155125
Ставрополь 42 43 53 76 112135 148 141115
Тамбов 27 28 39 67 93 126 150 139102
Елабуга 21 21 33 61 87 122 148 134 97
Казань 21 22 34 61 88 123 150 137 99
Бежецк 27 27 36 60 89 124 146 138101
Тверь 28 29 38 61 90 124 147 139103
Ржев 29 29 38 62 92 127 150 141104
Александровское 12 13 22 40 62 108 147 126 89
Колпашево 13 14 23 41 65 114 149 130 89
Средний Васюган 13 14 23 41 65 111 148 128 90
Томск 14 15 24 44 69 118 154 133 90
Усть-Озерное 12 13 22 38 61 110 145 127 86
Кызыл 04 06 16 38 56 97 126 114 73
Тула 28 29 40 67 93 125 149 140103
Березово - 12 13 21 38 57 96 135 119 83
Демьянское - 14 15 25 46 68 110 145 128 91
Кондинское 14 15 26 45 71 107 145 127 92
Леуши 15 16 26 47 69 109 142 128 90
Марресаля 15 12 14 26 40 64 88 92 72
Надым 10 10 17 28 44 81 122 106 78
Октябрьское 11 13 24 38 56 92 133 115 86
Салехард 10 10 16 30 46 80 116 107 77
Сосьва 11 12 21 38 55 89 124 113 79
Сургут - 12 13 19 39 60 105 136 127 89
Тарко-Сале - 10 10 16 29 45 86 125 110 80
Тобольск 14 15 26 49 73 117 151 129 92
Тюмень 15 16 27 50 74 116 150 130 92
Угут 13 13 22 40 61 103 140 124 88
Уренгой - 08 08 14 25 40 78 118 104 75
Ханты-Мансийск - 12 13 25 41 63 104 148 123 90
Ижевск 21 21 32 57 82 116 145 130 95
Сурское 23 24 35 63 89 124 150 137 99
Аян 08 09 17 34 54 82 118 127 90
Байдуков 11 11 18 38 60 104 147 157118
Бикин 09 13 27 51 86 147 200 191120
Бира 08 11 22 44 77 138 189 173107
Биробиджан 07 10 23 49 84 148 201 189117
Вяземский 09 12 25 50 84 147 202 195122
Гвасюги 08 10 22 47 78 137 194 189118
Гроссевичи 12 17 29 48 70 102 144 165124
Де-Кастри 10 13 23 42 64 97 136 154114
Джаорэ 10 12 20 39 59 104 150 154113
Екатерино-Никольс- 09 12 23 47 82 150 204 192118
Комсомольск-на-Аму- 07 10 22 46 77 133 182 173115
Нижнетамбовское 07 10 20 44 73 126 176 174117
Николаевск-на-Амуре 08 11 19 38 63 108 151 150105
Облучье 06 09 21 44 75 136 186 173106
Охотск 08 10 16 32 56 86 123 130 91
Им. Полины Осипенко 06 09 18 37 64 110 159 156104
Сизиман 11 14 24 44 65 96 135 152113
Советская Гавань 11 16 26 47 70 103 142 160119
Софийский Прииск 04 06 12 29 52 94 131 119 73
Средний Ургал 05 08 18 37 67 122 169 156 94
Троицкое 08 12 22 46 80 142 193 187123
Хабаровск 09 12 24 47 81 144 196 186119
Чумикан 08 11 20 37 59 86 125 136 99
Энкэн 08 09 15 31 54 85 117 124 87
Абакан 12 14 26 43 67 117 150 132 88
Шира 13 14 24 41 62 107 137 118 78
Верхнеуральск 16 16 28 53 75 111 136 118 82
Нязепетровск 17 19 30 52 75 114 140 124 89
Челябинск 16 17 29 53 78 116 147 126 90
Грозный 45 49 62 91 133165 187 185148
Агинское 08 09 17 31 52 102 146 127 74
Акша 08 10 18 31 52 103 145 129 74
Борзя 06 08 18 33 54 105 149 132 77
Дарасун 09 10 18 30 49 98 138 122 69
Калакан 03 05 12 26 47 94 137 119 65
Красный Чикой 07 09 20 35 54 102 142 127 74
Могоча 05 07 15 31 53 102 141 122 70
Нерчинск 05 07 18 35 56 109 154 136 79
Нерчинский Завод 06 08 17 33 55 113 156 136 78
Средний Калар 03 04 10 24 46 91 129 112 63
Тунгокочен 05 07 14 28 48 94 133 115 63
Тупик 04 06 13 28 52 102 138 120 68
Чара 04 05 11 26 47 93 129 111 65
Чита 06 09 17 28 47 95 138 124 71
Порецкое 24 24 35 63 90 126 153 140101
Чебоксары 23 23 34 60 88 121 148 136100
Анадырь 17 12 13 22 44 73 104 99 68
Березово 13 09 10 19 43 76 103 95 61
Марково 12 09 10 19 46 83 110 99 63
Омолон 04 04 06 17 44 79 101 89 56
Островное 05 05 07 16 41 76 96 85 53
Усть-Олой 03 03 06 17 43 80 100 88 56
Эньмувеем 11 08 08 15 41 77 101 88 55
Алдан 06 07 14 27 50 90 124 111 67
Аллах-Юнь 02 02 07 21 45 81 112 100 60
Амга 01 03 09 26 54 99 129 114 67
Батамай 01 02 08 22 48 98 133 115 65
Бердигястях 02 03 09 22 47 90 117 102 59
Буяга 03 04 10 25 51 96 130 115 67
Верхоянск 01 02 05 17 43 82 105 90 54
Вилюйск 03 04 11 24 48 92 123 107 65
Витим 07 08 16 32 56 107 143 126 76
Воронцово 02 03 05 13 37 76 97 87 55
Джалинда 03 03 07 16 35 74 102 87 57
Джарджан 02 03 08 18 40 81 111 98 61
Джикимда 04 05 11 28 53 101 138 121 71
Дружина 02 03 05 15 43 88 113 100 60
Екючю 01 02 05 16 41 81 103 89 51
Жиганск 02 03 08 20 43 87 117 104 63
Зырянка 03 03 07 18 45 90 116 104 62
Исить 03 04 10 27 54 103 140 124 73
Иэма 01 02 05 15 42 75 99 89 54
Крест-Хальджай 01 02 08 22 49 97 129 115 68
Ленек 06 07 14 27 50 97 133 116 71
Нагорный 05 06 11 25 46 89 122 107 63
Нера 01 02 05 17 43 81 103 91 54
Нюрба 03 05 11 25 48 93 125 108 63
Нюя 06 07 14 29 52 101 139 122 74
Оймякон 01 02 04 15 42 77 101 87 51
Олекминск 04 06 13 29 53 102 138 122 74
Оленек 03 04 08 18 37 74 103 90 58
Охотский Перевоз 01 02 08 24 51 102 137 122 71
Сангар 02 03 09 23 48 96 130 118 68
Саскылах 04 04 06 13 31 68 96 86 57
Среднеколымск 03 03 06 15 42 82 105 93 57
Сунтар 04 06 11 25 47 94 128 111 66
Сухана 02 03 07 17 37 75 103 88 56
Сюльдюкар 03 04 11 23 47 90 118 104 63
Сюрен-Кюель 03 04 07 17 39 73 95 88 52
Токо 02 03 09 23 48 84 120 106 63
Томмот 03 05 11 28 55 101 139 123 72
Томпо 01 02 06 20 46 87 113 98 57
Тяня 05 06 12 28 53 101 139 120 71
Усть-Мая 02 03 09 25 51 98 134 119 70
Усть-Миль 02 03 12 26 54 101 139 124 70
Усть-Мома 01 02 05 16 44 84 107 93 54
Чульман 03 05 11 26 49 91 125 109 65
Чурапча 01 02 08 24 49 97 128 113 66
Шелагонцы 02 03 08 18 41 79 107 90 57
Эйк 02 03 09 19 42 82 113 95 58
Якутск 01 03 09 25 50 94 126 113 66
Варандей 17 15 19 30 44 68 101 100 77
Индига 21 20 25 36 50 76 105 107 83
Канин Нос 31 28 31 40 51 73 98 101 82
Коткино 18 17 24 36 51 80 112 109 80
Нарьян-Мар 18 17 22 35 49 77 111 107 81
Ходовариха 19 18 21 32 45 67 98 100 79
Хоседа-Хард 14 14 20 33 47 75 106 102 75
Ярославль 25 26 36 59 88 123 148 140101
Примечание. При расчетах сопротивления паропроницанию ограждающих
конструкций используются: максимальное парциальное давление водяного пара
определяемое по эмпирическим формулам и среднее месячное парциальное
давление водяного пара определяемое с помощью психрометра.
Из-за использования разных методов возможно незначительное превышение
среднего месячного значения парциального давления над максимальным. В этом
случае рекомендуется принимать максимальное парциальное давление
определяемое эмпирическим методом.
Таблица 6*. Климатические параметры для проектирования отопления
———————————————————————
Пери-Баромет- Параметры А Параметры
рическое—————————————————————————————————————————————————————————————————
года давле- темпера- удельная ско- темпера-
удельная скорость амплитуда
ние гПа тура энтальпия кДжкг рость тура энтальпия
кДжкг ветра температуры
воздуха мс воздуха°С
—————————————————————
Теп- Таблица Таблица Рисунок 5* ТаблицаТаблица Рисунок
лый 2 графа2 графа 2 2
графа 2 графаграфа 7
Холо- Таблица По расчету илиТаблицаТаблица По расчету
дный 1 графаграфически по l-d1 1 графаграфически по l-
- диаграммеграфа 5 -
воздуха параметраменее 1 воздуха
А и относительнуюмс Б и
влажность воздуха влажность
по таблице 1 по таблице
Методы расчета климатических параметров
Основой для разработки климатических параметров послужили Научно-
прикладной справочник по климату СССР вып. 1-34 части 1-6
(Гидрометеоиздат 1987-1998) и данные наблюдений на метеорологических
Средние значения климатических параметров (средняя месячная температура
и влажность воздуха среднее за месяц количество осадков) представляют
собой сумму среднемесячных значений членов ряда (лет) наблюдений деленную
Крайние значения климатических параметров (абсолютная минимальная и
абсолютная максимальная температура воздуха суточный максимум осадков)
характеризуют те пределы в которых заключены значения климатических
параметров. Эти характеристики выбирались из экстремальных за сутки
Температура воздуха наиболее холодных суток и наиболее холодной
пятидневки рассчитана как значение соответствующее обеспеченности 098 и
2 из ранжированного ряда температуры воздуха наиболее холодных суток
(пятидневок) и соответствующих им обеспеченностей за период с 1925 по 1980
гг. Хронологический ряд данных ранжировался в порядке убывания значений
метеорологической величины. Каждому значению присваивался номер а его
обеспеченность определялась по формуле
где m - порядковый номер;
n - число членов ранжированного ряда.
Значения температуры воздуха наиболее холодных суток (пятидневок)
заданной обеспеченности определялись методом интерполяции по интегральной
кривой распределения температуры наиболее холодных суток (пятидневок)
построенной на вероятностной сетчатке. Использовалась сетчатка двойного
экспоненциального распределения.
Температура воздуха различной обеспеченности рассчитана по данным
наблюдений за восемь сроков в целом за год за период 1966 - 1980 гг. Все
значения температуры воздуха распределялись по градациям через 2°С и
частота значений в каждой градации выражалась через повторяемость от общего
числа случаев. Обеспеченность рассчитывалась путем суммирования
повторяемости. Обеспеченность относится не к серединам а к границам
градаций если они считаются по распределению.
Температура воздуха обеспеченностью 094 соответствует температуре
воздуха наиболее холодного периода. Необеспеченность температуры воздуха
превышающая расчетное значение равна 528 чгод.
Для теплого периода принята расчетная температура обеспеченностью 095 и
9. В этом случае необеспеченность температуры воздуха превышающая
расчетные значения соответственно равна 440 и 88 чгод.
Средняя максимальная температура воздуха рассчитана как среднемесячная
величина из ежедневных максимальных значений температуры воздуха.
Средняя суточная амплитуда температуры воздуха рассчитана независимо от
состояния облачности как разность между средней максимальной и средней
минимальной температурой воздуха.
Продолжительность и средняя температура воздуха периодов со средней
суточной температурой воздуха равной и меньше 0°С 8°С и 10°С
характеризуют период с устойчивыми значениями этих температур; отдельные
дни со средней суточной температурой воздуха равной и меньше 0°С 8°С и
Относительная влажность воздуха вычислена по рядам средних месячных
значений. Средняя месячная относительная влажность днем рассчитана по
наблюдениям в дневное время (в основном в 15 ч) .
Количество осадков рассчитано за холодный (ноябрь - март) и теплый
(апрель - октябрь) периоды (без поправки на ветровой недоучет) как сумма
среднемесячных значений; характеризует высоту слоя воды образовавшегося на
горизонтальной поверхности от выпавшего дождя мороси обильной росы и
тумана расстаявшего снега града и снежной крупы при отсутствии стока
просачивания и испарения.
Суточный максимум осадков выбирается из ежедневных наблюдений и
характеризует наибольшую сумму осадков выпавших в течение
метеорологических суток.
Повторяемость направлений ветра рассчитана в процентах общего числа
случаев наблюдений без учета штилей.
Максимальная из средних скоростей ветра по румбам за январь и
минимальная из средних скоростей ветра по румбам за июль рассчитаны как
наибольшая из средних скоростей ветра по румбам за январь повторяемость
которых составляет 16% и более и как наименьшая из средних скоростей ветра
по румбам за июль повторяемость которых составляет 16% и более.
Прямая и рассеянная солнечная радиация на поверхности различной
ориентации при безоблачном небе рассчитана по методике разработанной в
лаборатории строительной климатологии НИИСФ. При этом использованы
фактические наблюдения прямой и рассеянной радиации при безоблачном небе с
учетом суточного хода высоты солнца над горизонтом и действительного
распределения прозрачности атмосферы.
Климатические параметры для Российской Федерации рассчитаны за весь
период наблюдений до 1980 г. для других стран СНГ - за период 1961 - 1990
* При разработке территориальных строительных норм (ТСН) уточнение
климатических параметров должно производиться с учетом метеорологических
наблюдений за период после 1980 г.
Климатическое районирование разработано на основе комплексного сочетания
средней месячной температуры воздуха в январе и июле средней скорости
ветра за три зимних месяца средней месячной относительной влажности
воздуха в июле (см. таблицу А.1).
Климати- Климатические Среднемесячная Средняя скорость
Среднемесячная Среднемесячная
ческие подрайоны температура воздуха ветра за три
температура воздуха в относительная
районы в январе°С зимних месяца
июле °С влажность воздуха в
——————————————————————————————————
I IА От -32 и ниже - От +4
IБ От -28 и ниже 5 и более От 0
IВ От -14 до -28 - От
IГ От -14 до -28 5 и более От 0
IД От -14 до -32 - От
II IIА От -4 до -14 5 и более От +8
IIБ От -3 до -5 5 и более От
+12 до +21 Более 75
IIВ От -4 до -14 - От
IIГ От -5 до -14 5 и более От
III IIIА От -14 до -20 - От
IIIБ От -5 до +2 - От
IIIВ От -5 до -14 - От
IV IVА От -10 до +2 - От
IVБ От +2 до +6 - От
+22 до +28 50 и более в 15 ч
IVГ От -15 до 0 - От
Примечание - Климатический подрайон IД характеризуется
продолжительностью холодного периода года (со
средней суточной температурой воздуха ниже 0°С) 190 дней в году и
Карта зон влажности составлена НИИСФ на основе значений комплексного
показателя К который рассчитывают по соотношению среднего за месяц для
безморозного периода количества осадков на горизонтальную поверхность
относительной влажности воздуха в 15 ч самого теплого месяца среднегодовой
суммарной солнечной радиации на горизонтальную поверхность годовой
амплитуды среднемесячных (января и июля) температур воздуха.
В соответствии с комплексным показателем К территория делится на зоны по
степени влажности: сухая (К менее 5) нормальная (К = 5 - 9) и влажная (К
Районирование северной строительно-климатической зоны (НИИСФ) основано
на следующих показателях: абсолютная минимальная температура воздуха
температура наиболее холодных суток и наиболее холодной пятидневки
обеспеченностью 098 и 092 сумма средних суточных температур за
отопительный период. По суровости климата на территории северной
строительно-климатической зоны выделены районы суровые наименее суровые и
наиболее суровые (см. таблицу А.2).
Карта распределения среднего за год числа переходов температуры воздуха
через 0°С разработана ГГО на основе числа переходов через 0°С средней
суточной температуры воздуха просуммированных за каждый год и осредненных
за период 1961-1990 гг.
Район Температура воздуха
суточных температур
абсолютная наиболее холодных суток
наиболее холодной суточной
минимальная обеспеченностью пятидневки
обеспеченностью температурой
———————————————————————————————————————————————————
—————————————————————————————————
Наименее суровые -35 -28 -25 -25
условия -51 -43 -40 -38
Суровые условия -45 -40 -39 -38
Наиболее суровые -54 -50 -49 -47
условия -71 -63 -62 -62
Примечание - Первая строка - максимальные значения вторая строка -
минимальное значения.

0604236 50295 lyalikov b a istochniki i sistemy teplosnabzheniya promyshle (1).pdf

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
Государственное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«Томский политехнический университет»
И СИСТЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
Второе издание стереотипное
Источники и системы теплоснабжения промышленных
предприятий. Часть II: учебное пособие Б. А. Ляликов. –
-е изд. стер. – Томск: Изд-во ТПУ 2008. –172 с.
Источники и системы теплоснабжения промышленных предприятий. Часть II: учебное пособие Б. А. Ляликов. – 2-е изд. стер. –
Томск: Изд-во Томского политехнического университета 2008. –
В учебном пособии приводятся методики теплотехнических
и гидравлических расчетов элементов систем теплоснабжения и их
реализация в программах для ЭВМ. Материал размещен в соответствии с учебной программой и максимально приближен к последовательности выполнения проекта по дисциплине «Источники и системы теплоснабжения промышленных предприятий». В каждой главе пособия кроме теоретического материала даются численные
примеры расчета которые могут быть полезны при разработке курсового проекта.
Пособие подготовлено на кафедре теоретической и промышленной теплотехники ТПУ и предназначено для студентов специальности 140104 «Промышленная теплоэнергетика» ИДО.
Рекомендовано к печати Редакционно-издательским cоветом
Томского политехнического университета
Кандидат технических наук заместитель директора некоммерческого
партнерства «Региональный центр управления энергосбережением»
© Томский политехнический университет 2008
Курсовой проект по дисциплине «Источники и системы теплоснабжения промышленных предприятий» включает разработку системы
теплоснабжения промышленного предприятия или жилого района (тепловые сети ЦТП КРП ПНС) или проектирование источника теплоты
(котельная теплоподготовительная установка ТЭЦ).
Тема курсового проекта выдается в зависимости от направления
проектирования с учетом места работы студента. Курсовой проект должен носить творческий характер с обоснованием принятых решений
с использованием компьютерной техники при проведении расчетов
проработки вопросов защиты окружающей среды конструктивной проработки элементов системы теплоснабжения.
Расчетно-пояснительная записка и графическая часть проекта
оформляется в соответствии с требованиями ЕСКД.
1. Варианты тем курсовых проектов
Проект района теплоснабжения.
Проект теплоподготовительной установки ТЭЦ.
Проект отопительной паровой котельной.
Проект отопительной водогрейной котельной.
Проект производственно-отопительной паровой котельной.
Проект производственно-отопительной пароводогрейной котельной.
Проект центрального теплового пункта.
2. Содержание заданий на курсовой проект
2.1. По теме «Проект района теплоснабжения»
В проекте для заданного района теплоснабжения определяются часовые тепловые нагрузки для объектов теплоснабжения обосновывается выбор способа регулирования отпуска тепла разрабатываются гидравлические режимы для тепловых сетей рассчитывается и выбирается
оборудование для тепловых пунктов и тепловых сетей.
I. РАСЧЕТНО-ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
Введение. Технические условия проектирования.
Расчет тепловой нагрузки. Построение графиков тепловой нагрузки.
Обоснование и выбор системы теплоснабжения (схема присоединения зданий к тепловой сети схема тепловой сети).
Выбор метода регулирования отпуска тепла в тепловые сети.
Построение графика температур.
Гидравлический расчет тепловых сетей. Построение пьезометрического графика. Разработка гидравлического режима сети.
Расчет и выбор оборудования тепловых пунктов (ИТП ЦТП КРП).
Выбор и расчет схемы ТПУ источника тепла.
Расчет и выбор оборудования тепловых сетей.
II. ГРАФИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
Расчетная схема тепловых сетей с нанесением геометрических
размеров участков опор компенсаторов задвижек – 05 листа ÷ 1лист.
Схема тепловых пунктов – 05 листа.
Чертежи оборудования сетей (опоры компенсаторы камеры) –
Компоновка (план и разрезы) оборудования тепловых пунктов –
2.2. По теме «Проект теплоподготовительной установки ТЭЦ»
В проекте разрабатываются вопросы подогрева сетевой воды на
ТЭЦ и подготовки подпиточной воды для тепловых сетей. Проект
включает разработку схемы подогрева сетевой воды деаэрационноподпиточной установки тепловых сетей химводоочистки для подпитки
Введение. Задачи и содержание проекта. Технические условия
Определение тепловой мощности ТЭЦ. Построение часового
и годового графиков тепловой нагрузки.
Выбор регулирования отпуска теплоты в тепловые сети. Построение температурного графика.
Выбор теплофикационных турбин и схемы теплоподготовительной установки (ТПУ).
Расчет тепловой схемы ТПУ ТЭЦ.
Расчет и выбор оборудования ТПУ ТЭЦ (сетевые подогреватели пиковые водогрейные котлы РОУ насосное оборудование деаэратор подпитки центральные баки-аккумуляторы).
Выбор и расчет схемы химводоочистки и оборудования для
подпитки тепловых сетей.
Выполняется на ватмане формата А1. Общий объем графической
части – 2 листа формата А1.
Развернутая тепловая схема ТПУ ТЭЦ – 05 листа ÷ 1 лист.
Компоновка оборудования ТПУ ТЭЦ (план разрезы) – 1 лист.
Чертежи оборудования химводоочистки установочные чертежи
деаэратора насосов и пр. – 05 листа.
2.3. По темам «Проект отопительной паровой котельной»
«Проект отопительной водогрейной котельной»
«Проект производственно-отопительной паровой котельной»
«Проект производственно-отопительной пароводогрейной
В проекте разрабатываются вопросы обоснования выбора принципиальной тепловой схемы котельной основного и вспомогательного
оборудования котельной (паровой водогрейной пароводогрейной)
компоновочных решений.
Расчет часовой тепловой нагрузки отпускаемой котельной.
Выбор регулирования отпуска теплоты в тепловые сети. Построение графика тепловой нагрузки и температурного графика сетевой
Выбор принципиальной тепловой схемы котельной. Характеристика схемы.
Расчет принципиальной тепловой схемы котельной.
Расчет и выбор основного и вспомогательного оборудования котельной (котлоагрегатов сетевых подогревателей деаэраторов центральных баков-аккумуляторов подогревателей сырой и химочищенной
воды насосного оборудования золоуловителей дымовой трубы и прочего вспомогательного оборудования).
Выбор схемы водоочистки котельной. Расчет и выбор оборудования.
Общий объем графической части – 2 листа формата А1. Содержание графической части может быть выбрано из следующего перечня:
Развернутая тепловая схема паровой водогрейной или пароводогрейной котельной – 05 листа ÷ 1 лист.
Компоновка оборудования котельной (план разрезы) – 10 лист ÷
деаэраторов насосов и пр. – 05 листа.
2.4. По теме «Проект центрального теплового пункта»
В проекте рассматриваются вопросы выбора принципиальной тепловой схемы ЦТП расчета и подбора оборудования компоновочные
Краткое описание схем присоединения потребителей теплоты.
Виды теплоносителей и их параметры на входе и на выходе из теплового пункта. Расчет присоединенной к ЦТП тепловой нагрузки. Расчет
ожидаемого годового расхода тепловой энергии.
Выбор принципиальной схемы ЦТП.
Тепловой и гидравлический расчет подогревателей горячего водоснабжения выбор их характеристик.
Определение типа количества характеристик и мощности насосного оборудования.
Определение типа количества приборов регулирования и учета
количества теплоты и воды потери давления в регулирующих клапанах.
Обоснование выбора объемно-планировочных и конструктивных
решений при проектировании ЦТП.
Аксонометрическая схема теплового пункта – 05 листа.
Общий вид и разрез подогревателя ГВС – 05 листа.
Компоновка оборудования в ЦТП (план и разрез) – 1 лист.
Варианты заданий по темам и бланки заданий на курсовой проект
представлены в Прил. 1.
ПРОЕКТ РАЙОНА ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
1. Расчет тепловых нагрузок
При отсутствии проектных данных отопительные тепловые нагрузки как правило определяются по укрупненным показателям.
Конечной целью расчетов теплового потребления является определение тепловых нагрузок (максимальных текущих) объектов системы теплоснабжения на отопление вентиляцию и горячее водоснабжение расчет
и построение графиков тепловых нагрузок (суточных годовых и по продолжительности). Расчет тепловых нагрузок на отопление вентиляцию
и горячее водоснабжение теплопотребителей присоединенных к источникам (ТЭЦ котельная) предшествует тепловому расчету источников систем теплоснабжения и гидравлическому расчету тепловых сетей. Ниже
приводится методика расчета тепловых нагрузок по укрупненным показателям.
1.1. Расчетная тепловая нагрузка на отопление
Основная задача отопления заключается в поддержании внутренней температуры помещений на заданном уровне. Для этого необходимо сохранение равновесия между тепловыми потерями здания и теплопритоком от системы отопления.
Тепловые потери Qт через наружные ограждения при отсутствии
проектных данных определяются по укрупненным показателям: общей
площади F или наружному объему здания Vн соответственно по формулам (2.1) и (2.2). Максимальный тепловой поток на отопление жилых
и общественных зданий
Q оf =q of F (1 + K )106 МВт (Гкалч);
Q оv = q оv V н (t в t ор)10 6 МВт (Гкалч)
где q of q ov – соответственно удельный тепловой поток Втм2 (ккалч м2)
на отопление 1 м2 общей площади удельная отопительная характеристика
на отопление 1 м3 (см. табл. П.2.3 П.2.5) Вт(м3 · К) (ккал(м3 · ч · оС));
F – общая площадь жилых зданий м2;
K 1 – коэффициент учитывающий тепловой поток на отопление общественных зданий при отсутствии данных принимается равным 025;
– поправочный коэффициент учитывающий климатические условия района (см. табл. П.2.4);
V н – наружный объем здания м ;
t в – расчетная температура внутреннего воздуха отапливаемых
t о – расчетная температура наружного воздуха для проектирования
отопления (см. табл. П.2.1) оС.
Средний тепловой поток на отопление для средней t нср за отопительный сезон температуры наружного воздуха
– средняя температура наружного воздуха за отопительный пегде tср
Формулой (2.3) можно воспользоваться для определения сезонной
тепловой нагрузки при температуре наружного воздуха t ор ≤ tнв ≤ 8 oC.
1.2. Тепловая нагрузка на вентиляцию
Расход тепла на вентиляцию жилых зданий не имеющих как правило специальной приточной системы невелик. Он обычно не превышает 5–10 % расхода тепла на отопление и учитывается величиной
удельной тепловой потери qо.
Ориентировочно максимальный тепловой поток на вентиляцию
общественных зданий определяется по укрупненным показателям: общей площади F или наружному объему здания Vн соответственно по
формулам (2.4) и (2.5):
Q вр =K 2 K 1 q о F 10 6 МВт (Гкалч);
Q вр = q в V н ( t в t нв ) 10 6 МВт (Гкалч)
где K 2 – коэффициент учитывающий тепловой поток на вентиляцию
общественных зданий принимается для построек до 1985 г. – 04 после
qв – удельная вентиляционная характеристика Вт(м3 · К) (ккал(м3 ·ч · оС));
t нв – расчетная температура наружного воздуха для вентиляции С.
Средний тепловой поток на вентиляцию для средней температуры
воздуха за отопительный сезон
1.3. Расчетная тепловая нагрузка на горячее водоснабжение
Средний тепловой поток на горячее водоснабжение (ГВС) жилых
гвс=q гвс m МВт (Гкалч)
где m – расчетное число потребителей горячей воды;
а – норма расхода воды на ГВС при температуре 55 °С на одного человека в сутки проживающего в здании с горячим водоснабжением принимаемая в зависимости от степени комфортности лсут (см. табл. П.2.7);
b – норма расхода воды на ГВС в общественных зданиях при температуре 55 °С принимаемая в размере 25 лcут на 1 чел;
с – удельная изобарная теплоемкость воды равная 4187 кДж(кг ·°С)
t х – температура холодной (водопроводной) воды в отопительный
период (при отсутствии других данных принимается равной 5 °С) °С;
qгвс – укрупненный показатель среднего теплового потока на горячее водоснабжение на одного человека Вт.
Максимальный тепловой поток на ГВС жилых и общественных
Средний тепловой поток на ГВС в неотопительный (летний) период
где tз tл – соответственно температура холодной (водопроводной) воды
в отопительный период (при отсутствии данных принимается равной 5 °С)
и неотопительный (летний) период (принимается равной 15 °С);
– коэффициент учитывающий изменение среднего расхода воды
на горячее водоснабжение в неотопительный период по отношению
к отопительному периоду принимаемый при отсутствии данных для
жилищно-коммунального сектора – 08 (для курортных и южных городов = 15) для предприятий – 10.
1.4. Расчетная часовая тепловая нагрузка района
Расчетная тепловая нагрузка микрорайона определяется как сумма
отдельных видов нагрузок для всех теплопотребителей района:
= Q ор + Q вр + Q гвс
где k l m – соответственно количество потребителей имеющих отопительную вентиляционную нагрузку и нагрузку горячего водоснабжения.
Расчетная нагрузка района теплоснабжения получается суммированием нагрузок отдельных микрорайонов:
где n – количество микрорайонов образующих район теплоснабжения.
Расчетная тепловая мощность на коллекторах источника (ТЭЦ или
котельной) определяется с учетом расчетной нагрузки района теплоснабжения и потерь тепла в тепловых сетях:
тс – потери тепла в тепловых сетях.
Для определения расхода топлива разработки режимов использования оборудования и графиков его ремонта загрузки и графика отпусков обслуживающего персонала необходимо знать годовой расход тепла
на теплоснабжение а также теплопотребление за отдельные характерные периоды времени (суточный месячный отопительный годовой периоды).
1.5. Годовой расход теплоты
Годовой расход теплоты потребителями района теплоснабжения
o + Q в + Q гвс + Q т Гдж (Гкал)
– годовые расходы тепла на отопление вентиляo Q в Q гвс Q т
цию горячее водоснабжение технологические нужды.
Годовой расход тепла на отопление [6]
о – средняя тепловая нагрузка за отопительный период МВт
где nо – продолжительность работы системы отопления (для жилых
и общественных зданий – продолжительность отопительного периода)
nд – длительность работы дежурного отопления сгод или чгод;
tвд – температура внутреннего воздуха при работе дежурного отопления °С.
Средняя температура наружного воздуха (за любой интервал отопительного периода):
сро = n1 t н1 n 2 t н2
Для жилых зданий nд = 0 и уравнение принимает вид
о = Q о n o Гдж (Гкал).
Годовой расход тепла на вентиляцию
n о n в 1 Гдж (Гкал)
где Qрв – расчетный расход тепла на вентиляцию;
nв – продолжительность отопительного периода с температурой наружного воздуха tн tнв (при tнв = tно nв = 0) ч;
nвд – длительность отопительного периода когда вентиляция не работает ч;
н – средняя температура наружного воздуха в интервале от начала отопительного периода tн = tнк до tн = tнв °С.
Годовой расход теплоты на горячее водоснабжение
где Q гвс – средненедельный расход тепла на горячее водоснабжение;
nг – длительность работы системы горячего водоснабжения при
отсутствии данных можно принять nг = 8400 чгод;
– коэффициент снижения часового расхода воды на горячее
водоснабжение в летний период гвс
t г t х[ л] t х[ з] – температура соответственно горячей воды и холод-
ной водопроводной воды летом и зимой °С.
2. Определение расходов сетевой воды у потребителей
2.1. Расход воды на отопление и вентиляцию
Расчетный расход воды на отопление
где 1 2 – соответственно температура воды в подающем и обратном
трубопроводе тепловой сети при расчетной температуре наружного воздуха на отопление t oр .
Расчетный расход воды на вентиляцию
2.2. Расход воды на горячее водоснабжение
в открытых системах теплоснабжения
При температуре воды в подающем трубопроводе равной 60 °С
водоразбор ведется только из подающей линии. С повышением температуры сетевой воды (t1 > 60 °С) водоразбор осуществляется одновременно из обоих трубопроводов в таком соотношении чтобы температура воды поступающей на горячее водоснабжение была равна 60 °С.
В холодный период отопительного сезона при t2 ≥ 60 °С разбор воды
происходит только из обратной магистрали. Температура горячей воды
в системах горячего водоснабжения у потребителей для открытых систем должна быть не менее 60 °С для закрытых – не менее 70 °С.
Средний расход воды на горячее водоснабжение
Максимальный расход воды на горячее водоснабжение
2.3. Расход воды на горячее водоснабжение
в закрытых системах теплоснабжения
Средний расход воды при параллельной схеме включения подогревателей
где t1и t3и – соответственно температуры воды в подающем трубопроводе тепловой сети в точке излома графика температур воды и после параллельно включенного подогревателя горячего водоснабжения в точке
излома графика температур (при отсутствии данных t3и принимается
Максимальный расход воды при параллельной схеме
Средний расход воды на горячее водоснабжение при двухступенчатых схемах присоединения водоподогревателей
с (t1и t 2и ) 55 t хз
где t2и – температура воды в обратном трубопроводе тепловой сети
в точке излома графика температур °С;
t1ст – температура сетевой воды после первой ступени подогрева
при двухступенчатых схемах присоединения водоподогревателей °С.
Максимальный расход воды на горячее водоснабжение при двухступенчатых схемах присоединения водоподогревателей
max = 055 Q гвс кгч.
Суммарный расчетный расход сетевой воды в двухтрубных тепловых сетях в открытых и закрытых системах при качественном регулировании
G cр = G oр + G вр + K 3 G ср
где К3 – коэффициент учитывающий долю среднего расхода воды на
горячее водоснабжение при регулировании по нагрузке отопления следует принимать по табл. 2.1.
Для закрытых систем теплоснабжения при регулировании по нагрузке
отопления и тепловом потоке менее 100 МВт при наличии баковаккумуляторов у потребителей коэффициент K3 = 1. При регулировании по
совмещенной нагрузке отопления и горячего водоснабжения К3 = 0.
Значения коэффициентов К3
Системы теплоснабжения
Значение коэффициента К3
> 10 при отсутствии баковQ ор
аккумуляторов а также с тепловым потоком ≤ 10 МВт суммарный расчетный расход воды
G cр = G oр + G вр + G гвс
Расчетный расход сетевой воды в двухтрубных тепловых сетях
в неотопительный период
При этом максимальный расход воды на горячее водоснабжение
определяется для открытых систем теплоснабжения по формуле (2.23)
(при температуре холодной воды в неотопительный период) а для закрытых систем (при всех схемах присоединения водоподогревателей
горячего водоснабжения) – по формуле (2.25).
Расход воды в обратном трубопроводе двухтрубных водяных тепловых сетей открытых систем теплоснабжения принимается в размере
% от расчетного расхода воды определенного по формуле (2.30).
3. Пример расчета тепловых нагрузок и расхода теплоносителя
для заданного района теплоснабжения с применением ЭВМ
3.1. Общие сведения о районе теплоснабжения
Варианты исходных данных для различных микрорайонов теплоснабжения приводятся в прил. 1 (см. табл. П.1.1).
Рассмотрим пример расчета тепловых нагрузок и расходов теплоносителя для микрорайона № 24. В состав района теплоснабжения включены
жилые дома (5- и 9-этажные) кинотеатр общежитие. Состав теплопотребителей и их основные характеристики приводятся в табл. П.1.1. Расчет15
ная схема тепловых сетей микрорайона показана в прил. 2 (см. рис. П.2.1).
Теплопотребителей района необходимо обеспечить следующими тепловыми нагрузками: на отопление вентиляцию и горячее водоснабжение.
Методика расчета тепловых нагрузок по укрупненным показателям и расходов теплоносителей для различных видов тепловых нагрузок приведена
3.2. Порядок формирования файла исходных данных
Рассмотрим порядок формирования файла исходных данных на
примере схемы теплоснабжения микрорайона № 24 (см. рис. П.2.1).
Организация структуры файла поясняется с помощью переменных
m[i j] и s[i]. Здесь m[i j] – некоторое числовое значение в файле где индекс i означает порядковый номер значения величины в j-й строке файла. Например m[2 3] представляет второе число в третьей строке файла
исходных данных. Обозначение s[i] – это текстовая строка (не более
i символов) содержащая наименование и адрес i-го объекта.
Ниже приводится инструкция по формированию файла с исходными данными.
-я строка – (m[11] m[61]);
m[11] – количество теплопотребителей в системе теплоснабжения;
m[21] – ключ определяющий тип системы теплоснабжения
(0 – открытая 1 – закрытая);
m[31] – ключ определяющий методику расчета тепловых нагрузок по
укрупненным показателям (0 – по площадям 1 – по наружному объему);
m[41] – ключ устанавливающий схему включения подогревателей
горячего водоснабжения (1 – параллельная одноступенчатая схема;
m[51] – ключ учитывающий способ регулирования отпуска тепла
(0 – по отопительной нагрузке 1 – по совмещенной нагрузке);
m[61] – ключ включающий или отключающий процедуру расчета
годовых показателей отпуска теплоты (0 – отключает 1 – включает);
-я строка – в зависимости от способа расчета тепловых нагрузок;
по объемам при m[31] = 1:
m[12] – значение коэффициента учитывающего климатический
по площадям при m[31] = 0:
m[12] – коэффициент учитывающий тепловой поток на отопление
общественных зданий;
m[22] – коэффициент учитывающий тепловой поток на вентиляцию общественных зданий;
-я строка – (m[13] – m[23]);
m[13] – средняя температура воздуха за отопительный период оС;
m[23] – средневзвешенная температура наружного воздуха в интервале от tно = +8 оС (начало отопительного сезона) до t вр (расчетная
температура наружного воздуха для проектирования вентиляции) оС;
-я строка – (m[14] – m[94]);
m[14] – продолжительность отопительного периода для заданного
климатического района чгод;
m[24] – продолжительность отопительного периода с температур
рой наружного воздуха лежащей в интервале t но
m[34] – число часов работы в году системы горячего водоснабжения чгод;
m[44] – число часов работы системы вентиляции в сутки чсут.;
m[54] m[64] – соответственно температура холодной воды в зимний и летний период оС;
m[74] – температура горячей воды подаваемой в систему горячего
m[84] – удельная теплоемкость воды – 4187 кДж(кг · К) или
m[94] – коэффициент снижения часового расхода воды на горячее
водоснабжение в летний период;
-я строка – (m[15] m[35]);
m[15] – расчетная температура сетевой воды в подающей линии оС;
m[25] – расчетная температура сетевой воды в обратной линии оС;
m[35] – температура сетевой воды в подающем трубопроводе тепловой сети в точке излома графика температур воды оС;
m[45] – то же в обратном трубопроводе тепловой сети после системы отопления зданий оС;
-я строка – (m[16] m[36]);
m[16] – температура начала отопительного сезона оС;
m[26] – расчетная температура на проектирование вентиляции оС;
m[36] – расчетная температура на проектирование отопления оС;
-я строка – (m[17] m[127]);
m[17] – порядковый номер объекта системы (не более трёх цифр);
s[27] – наименование 1-го объекта (вводится с 4-й по 38-ю позицию но не более 34-х символов);
m[37] – наружный объем 1-го объекта системы теплоснабжения м3;
m[47] – удельная отопительная характеристика 1-го объекта системы теплоснабжения втм3· оС при m[84] = 4187 кДж(кг · оС) или
в старой системе ккал(м3 · ч · оС) при m[84] = 1 ккал(кг · оС);
m[57] – удельная вентиляционная характеристика 1-го объекта
системы теплоснабжения вт м3.оС при m[84] = 4187 кДж(кг · оС) или
ккал(м3 · ч · оС) при m[84] = 1 ккал(кг · оС);
m[67] – расчетная температура воздуха внутри 1-го объекта оС;
m[77] – норма расхода горячей воды на единицу потребления лсут;
m[87] – расчетное количество потребителей;
m[97] – число часов работы системы горячего водоснабжения чсут;
m[107] – число часов работы системы отопления в дежурном режиме чгод;
m[117] – температура внутри объекта в дежурном режиме оС;
m[127] – ключ определяющий наличие бака-аккумулятора (0 – отсутствует 1 – в наличии);
-я и последующие строки заполняются аналогично 7-й строке для i-го
Ниже для рассматриваемого примера показана последовательность формирования файла с исходными данными для расчета тепловых
нагрузок и расходов сетевой воды для микрорайона № 24.
кинотеатр ул. Мира 23а
В результате выполнения программы организуется выходной файл
(см. прил. 2 табл. П.2.8 П.2.9) с результатами расчета часовых тепловых нагрузок (на отопление вентиляцию и горячее водоснабжение)
расходов сетевой воды и годовых расходов тепловой энергии для каждого потребителя и района теплоснабжения в целом.
4. Расчет графиков тепловых нагрузок
Исследование закономерностей изменения тепловых нагрузок для
отчетных календарных периодов (суток недели года) необходимо для
установления экономичного режима работы теплофикационного оборудования выбора наивыгоднейших параметров теплоносителя определения расхода тепла и топлива различных плановых показателей и технико-экономического анализа работы энергосистемы.
На рис. 2.1 показан график расхода тепла по продолжительности.
Рис. 2.1. Схема построения годового графика расхода тепла
по продолжительности
Здесь на оси абсцисс откладываются значение времени nх в течение которого тепловые нагрузки района больше или равны данной тепловой нагрузке Qx.
График продолжительности несения тепловых нагрузок Q = f(n)
(I четверть) строится в указанной на рис. 2.1 последовательности на ос19
новании графика тепловых нагрузок (см. табл. 2.2) района теплоснабжения Q = f(tн) (II четверть) и температурной характеристики наружного
воздуха tн = f(n) (IV четверть).
На оси абсцисс откладывается значение времени nх в течение которого тепловые нагрузки района больше или равны данной тепловой
Результаты расчета графиков тепловых
нагрузок микрорайона №24
Графики тепловых нагрузок микрорайона представлены на рис. 2.2.
График несения тепловых нагрузок по продолжительности для заданного микрорайона показан на рис. 2.3.
Рис. 2.2. Графики тепловых нагрузок микрорайона № 24
Рис. 2.3. График несения тепловых нагрузок по продолжительности
График тепловых нагрузок по продолжительности (кривая Россандера) необходим для определения одним из численных методов например методом Симпсона годового количества потребленной тепловой
энергии Qгод для заданного района теплоснабжения. По годовому расходу тепловой энергии далее оценивается расход натурального топлива.
Рассмотрим пример расчета расхода условного и натурального топлива для следующих условий: КПД котельной к =091; низшая рабочая
теплотворная способность топлива Qнр = 5600 ккалГкал:
где Qгод – количество отпущенной потребителям микрорайона теплоты
– удельный расход условного топлива на выработку теплоты
на ТЭЦ или в районной котельной без учета потерь во внутренних коммуникациях;
где к – КПД брутто котельной ТЭЦ или районной котельной.
Удельный расход условного топлива для средневзвешенного КПД
Абсолютный расход условного топлива
Bу.т. = 168 15790 10 3 = 26527 т у.т.
Пересчет условного топлива в натуральное выполняют в соответствии с характеристикой топлива и значением его калорийного эквивалента:
где B нат B у.т. – потребность котельной в топливе соответственно натуральном и условном;
Э – калорийный эквивалент топлива определяемый по формуле
– соответственно низшая теплота сгорания натурального
и условного топлива ккалкг.
Расход натурального топлива без учета потерь тепла в тепловой сети и собственных нужд в котельной
5. Расчет температурных графиков сетевой воды
5.1. Качественное регулирование
При качественном регулировании задача расчета состоит в определении температуры сетевой воды в зависимости от тепловой нагрузки. Расход воды остается постоянным в течение всего отопительного сезона.
Выражение для определения температуры сетевой воды в подающем трубопроводе
= t в + Δt '0 Q + (t '0 05 ') Q 0 °C.
Температура воды после отопительной установки равна
= 1 '0 Q 0 = t в + Δt'0 Q 0 05 ' Q 0 °C.
Температура воды после смесительного устройства на вводе составит
= 20 + ' Q 0 = t в + Δt'0 Q 0 + 05 ' Q 0 °C.
Как следует из формул (2.35) – (2.37) температура воды является однозначной функцией относительной нагрузки. Принимая Q 0 = 0÷1 можно
найти соответствующие значения температуры воды. Общий вид температурного графика при исходных данных 1' =150 °С '20 = 70 °С 3' = 95 °С
tв =18 °С показан на рис. 2.4. Приведенный график называется отопительным.
4. График температур качественного регулирования
отопительной нагрузки (зависимые схемы
присоединения отопительных установок)
Зависимость относительного расхода тепла на отопление от температуры наружного воздуха можно представить графически (рис. 2.4)
Значения температур сетевой воды в подающем и обратном трубопроводах соответствующие различным относительным расходам тепла
на отопление приведены в справочной литературе.
Расчетный расход воды на отопление определяется по формуле
5.2. Качественно-количественное регулирование
При качественно-количественном регулировании осуществляется
изменение расхода и температуры сетевой воды в зависимости от величины отопительной нагрузки.
Температура воды в подающем и обратном трубопроводах:
= t в + Δt'0 Q 0 + ( '0 05 ' )
= t в + Δt'0 Q 0 05 '
Плавное изменение расхода воды практически осуществить сложно поэтому оно заменяется ступенчатым регулированием (рис. 2.5).
Ступенчатое изменение расхода сетевой воды приводит к ступенчатому изменению температуры.
Рис. 2.5. График качественно-количественного регулирования отопительной
нагрузки: 1 – отопительный график; 2 – качественно-количественное регулирование при плавном изменении расхода воды; 3 – качественно-количественное регулирование при ступенчатом изменении расхода воды
5.3. Расчет повышенного температурного графика
Наличие нагрузки горячего водоснабжения увеличивает расход сетевой воды что приводит к увеличению диаметров труб а следовательно и стоимости тепловой сети. Значительное сокращение расчетных
расходов воды достигается при центральном качественном регулировании по совместной нагрузке отопления и горячего водоснабжения. При
этом методе регулирования в системе поддерживается постоянный расход сетевой воды равный расчетному расходу на отопление G0'. Для
удовлетворения нагрузки горячего водоснабжения температура воды
в подающем трубопроводе должна быть выше чем требуется по отопительному графику.
Центральное качественное регулирование по совместной нагрузке
отопления и горячего водоснабжения принимается при суммарном
среднечасовом расходе тепла на горячее водоснабжение более 15 % от
расхода на отопление (Qср.г Q0 > 15 %).
Присоединение подогревателей горячего водоснабжения не менее
чем у 75 % абонентов должно быть выполнено по двухступенчатой последовательной схеме (рис. 2.6).
Рис. 2.6. Присоединение подогревателей горячего водоснабжения
по двухступенчатой последовательной схеме
Суточный баланс тепла на отопление обеспечивается при расчете
температурного графика по «балансовой» нагрузке горячего водоснабжения Qбг превышающей среднечасовой расход тепла на горячее водоснабжение:
где б – балансовый коэффициент учитывающий неравномерность суточного графика горячего водоснабжения обычно б = 12.
Задачей расчета является определение перепадов температур сетевой воды в подогревателе верхней ступени (1=1 – 10) и нижней ступени (2=20 – 2).
При постоянном расходе сетевой воды и при «балансовой» нагрузке горячего водоснабжения Qбг суммарный перепад температур сетевой
воды в подогревателях верхней и нижней ступени – величина постоянная:
где 0' – расчетная разность температур сетевой воды по отопительному графику.
Перепады температур сетевой воды в подогревателях верхней
и нижней ступени определяют для каждого диапазона отдельно.
Диапазон I. Предварительно определяют температуру водопроводной воды на выходе из подогревателя нижней ступени I tп и Q бг при
температуре наружного воздуха tн задавшись величиной недогрева
t п''' = '2''0 Δt 'п'' °C.
Перепад температур сетевой воды в подогревателе нижней (I) сту'' ''' находят из уравнения
Q бI = Q бг п х = G '0 c '2'' кВт
''' = Q г tп t х = Q г tп t х
c G 0 t г t х Q0 t г t х
При известном суммарном перепаде температур значение 1 определяют из выражения
Диапазон II. Перепад температур сетевой воды в подогревателе
нижней ступени находят по формуле
По найденным значениям 1 и 2 и известным температурам воды
отопительно-бытового графика (10 20) находят температуры на подающем и обратном трубопроводах при регулировании по совместной
нагрузке отопления и горячего водоснабжения:
Графики температур построенные с помощью равенств (2.49)
и (2.50) называют повышенными (рис. 2.7).
Рис. 2.7. График температур по совместной нагрузке отопления и горячего
водоснабжения в закрытой системе теплоснабжения («повышенный» график):
20 – отопительно-бытовой график; 1 2 – «повышенный» график
По мере понижения температуры наружного воздуха и роста температуры воды после отопления соответственно возрастает нагрузка подогревателя нижней ступени и увеличивается значение 2. Перепад температур сетевой воды в подогревателе верхней ступени пропорционально уменьшается.
При независимом присоединении установок (см. рис. 2.8) для расчета повышенного графика необходимо предварительно определить по
формулам (2.51) и (2.52) температуры сетевой воды перед отопительным подогревателем (1т) и после него (2т). Расчет перепадов температур в ступенях I и II подогревателя горячего водоснабжения производится по формулам (2.42) (2.50) при этом принимают вместо 10 и 20
соответственно 1т и 2т.
Рис. 2.8. Независимая схема присоединения отопительной системы при двухступенчатом последовательном присоединении подогревателей горячего водоснабжения: ПО – подогреватель отопления; ЦН – циркуляционный насос;
РО – регулятор отопления; ДТ – датчик температуры воздуха в помещении (или моделирующее устройство)
Температура сетевой воды на входе в теплообменник равна
'0 Q 0 = 10 + W 0 1 0 °C
где W0 – эквивалент расхода нагреваемой воды;
'0 – расчетная разность температур нагреваемой воды 0 = 10 20 Вт;
п – безразмерная удельная теплопроизводительность подогревателя;
Wм – меньшее значение эквивалента расхода воды через подогреватель.
Температура сетевой воды на выходе из теплообменника равна
Расчет графиков центрального регулирования производят по режиму теплопотребления «типового» абонента для которого отношение
средней часовой нагрузки горячего водоснабжения к расчетной отопительной такое же как в целом по району. Для абонентов режим теплопотребления которых отличается от типового предусматривается групповое или местное регулирование.
При разнородной тепловой нагрузке абонентов целесообразно сочетание центрального качественного регулирования по совместной нагрузке
с местным количественным регулированием. Это становится возможным
при замене регуляторов расхода РР регуляторами отопления РО осуществляющими местное регулирование отопительных систем по импульсу от
температуры воздуха в помещении (см. рис. 2.8) или от устройства моделирующего внутренний тепловой режим помещения.
5.4. Расчет скорректированного температурного графика
В открытых системах теплоснабжения разбор воды на горячее водоснабжение осуществляется в зависимости от температуры воды в сети.
При температуре воды в подающем трубопроводе равной 60 °С водоразбор ведется только из подающей линии. С повышением температуры сетевой воды (1 > 60 °С) водоразбор осуществляется одновременно из обоих
трубопроводов в таком соотношении чтобы температура воды поступающей на горячее водоснабжение была равна 60 °С. В холодный период
отопительного сезона при 20 ≥ 60 °С разбор воды происходит только из
обратной магистрали. Для смешения воды в абонентских узлах ввода предусматривается установка терморегуляторов (рис. 2.9). Изменение места
и величины водоразбора существенно влияет на гидравлический и тепловой режимы системы теплоснабжения.
Рис. 2.9. Схема абонентского ввода в открытых системах теплоснабжения при
центральном качественном регулировании по отопительной нагрузке:
С – смеситель; ОК – обратный клапан
Выбор метода центрального регулирования производится в зависимости от соотношения тепловых нагрузок горячего водоснабжения и отопления а также схемы абонентского узла ввода. Центральное качественное
регулирование по отопительной нагрузке применяется при отношении
Q ср.г Q 0 015 и присоединении систем отопления и горячего водоснабже-
ния к тепловой сети по принципу несвязанного регулирования (рис. 2.9).
В этом случае расход воды на отопление поддерживается регулятором
расхода РР и не зависит от нагрузки горячего водоснабжения.
Температура сетевой воды в подающем и обратном трубопроводах
изменяется по графику качественного регулирования отопительной нагрузки при минимально допустимой температуре воды в подающей магистрали 1 = 60 °С (рис. 2.10).
Рис. 2.10. Графики температур и расхода воды на горячее водоснабжение при
центральном качественном регулировании открытых систем по отопительной
Расчетный расход воды на горячее водоснабжение определяется
Величина водоразбора из подающей линии G пг и из обратной G об
где – доля водоразбора из подающего трубопровода.
Из уравнения теплового баланса узла смешения горячего водоснабжения
G г t г = G пг 1 + G об
и равенств (2.54) (2.55) получим
В течение отопительного сезона доля водоразбора из подающей
магистрали изменяется в пределах 0≤ ≤1 (см. рис. 2.10). В холодный
период сезона при температуре обратной воды 20 > 60 °С расход воды
на ГВС снижается пропорционально отношению (tг – tх)(20 – tх).
В этом диапазоне расход сетевой воды на горячее водоснабжение
При суммарном среднечасовом расходе тепла на ГВС более 15 %
расчетного часового расхода тепла на отопление ( Q ср
гвс Q 0 > 015) регулирование открытых систем производится по совместной нагрузке отопления и горячего водоснабжения качественным или качественноколичественным методом.
Центральное качественное регулирование в открытых системах по
совместной нагрузке (скорректированный температурный график) применяют при соотношении тепловых нагрузок у большинства потребителей в пределах 015 ≤ Qср.гQрo ≤ 03. Регуляторы расхода в абонентских
узлах ввода устанавливают перед ответвлением на горячее водоснабжение (см. рис. 2.11); они поддерживают постоянный расход воды равный
расчетному на отопление. Водоразбор из подающей линии уменьшает
поступление сетевой воды в систему отопления. Небаланс тепла на отопление компенсируется некоторым повышением температуры в подаю31
щем трубопроводе по сравнению с отопительным графиком. При этом
методе регулирования строительные конструкции здания могут быть
использованы в качестве аккумулятора тепла выравнивающего неравномерности суточного графика теплопотребления.
Для сохранения суточного баланса тепла на отопление основной
расчет проводится по балансовой нагрузке горячего водоснабжения
Qбг = б Qбср.г с балансовым коэффициентом равным б = 11.
Расход воды на отопление при любой температуре наружного воздуха и балансовой нагрузке горячего водоснабжения определяют из
уравнения теплового баланса системы отопления с учетом водоразбора
на горячее водоснабжение:
Q0 = (G0 Gг )с(1 20 ) кВт
где G '0 – расчетный расход воды на отопление кгс.
Рис. 2.11. Схема абонентского ввода в открытых системах теплоснабжения
при центральном качественном регулировании по совместной нагрузке
отопления и горячего водоснабжения
Относительный расход воды определяется по формуле
tг t х Q0 tг t х Q 0 2
Температуру воды в подающем и обратном трубопроводах определяют по формулам
На рис. 2.12 показан скорректированный график температур сетевой воды и изменение расхода воды на отопление. При температуре обратной воды 20 ≥ 60 °С водоразбор осуществляется только из обратной
магистрали. На этом диапазоне в систему отопления поступает расчетный расход воды G 0 =1 вследствие чего скорректированный график соответствует отопительному графику.
Рис. 2.12. Графики центрального качественного регулирования открытых
систем теплоснабжения по совместной нагрузке отопления и горячего водоснабжения: а – скорректированный график температур; б – распределение относительного расхода воды между системами отопления и горячего водоснабжения
На рис. 2.12 приняты следующие обозначения: G1 = G1 G '0 – относительный расход сетевой воды в подающем трубопроводе; G 2 = G 2 G '0
– то же в обратном трубопроводе; G пг = G пг G '0 – относительный расход
сетевой воды на горячее водоснабжение из подающего трубопровода;
G г = G г G 0 – относительный расход сетевой воды на горячее водоснабжение из обратного трубопровода.
6. Примеры расчетов температурных графиков сетевой воды
6.1. Общие положения
Схема регулирования отпуска теплоты должна выбираться в зависимости от вида системы теплоснабжения и от соотношения нагрузок
горячего водоснабжения и отопления (см. разд. 2.4).
Магистральные водяные тепловые сети должны предусматриваться
двухтрубными подающими тепло одновременно на отопление вентиляцию и горячее водоснабжение. Для них должно предусматриваться
центральное качественное регулирование отпуска теплоты по преобладающей нагрузке согласно графику изменения температуры воды в зависимости от температуры наружного воздуха. Расход теплоносителя
в тепловой сети и системах отопления остается постоянным.
Конечным этапом при разработке центрального качественного регулирования является построение графика температур теплоносителя
в зависимости от температуры наружного воздуха. При одновременной
подаче теплоты на отопление вентиляцию и горячее водоснабжение
вид графика зависит от соотношения расчетных тепловых нагрузок.
5 график строится на основании уравПри соотношении
нений (2.35)–(2.37) и называется отопительным.
≤ 03 в закрытой тепловой сети приПри соотношении 015 ≤
меняется режим центрального регулирования по совместной нагрузке
отопления и горячего водоснабжения. Температурный график носит название повышенного. Порядок построения графика дается в разд. 2.4
а вид графика показан на рис. 2.7.
При соотношении 01 ≤
≤ 03 в открытой тепловой сети приQо
отопления и горячего водоснабжения. Температурный график называется скорректированным. Порядок построения графика рассматривается
в разд. 2.4.4. Вид графика показан на рис. 2.12.
Для расчета температурных графиков на ЭВМ разработана программа на языке Паскаль «TGR». Блок-схема программы представлена
на рис. 2.13. Программа предусматривает расчет закрытых и открытых
систем теплоснабжения.
Ввод исходных данных
Определение точки излома
температурного графика
Расчет отопительного графика
Расчет открытой системы
Расчет закрытой системы
Расчет скорректированного графика
Расчет повышенного графика
Печать результатов расчета
Рис. 2.13. Блок-схема расчета температурных графиков сетевой воды
В качестве исходных данных в блоке I вводятся расчетные расходы
теплоты на отопление Qор и горячее водоснабжение Qгвс
температуры в подающей 1p и обратной 2p магистралях после смешения на входе в систему отопления 3p а также внутреннего tв
и наружного воздуха tнв . Расчет может производиться с любым интервалом температур наружного воздуха от +8 до tор . Обычно в энергоснабжающих организациях принимают температурный интервал Δtн = 1 °С.
В блоке 2 определяется температура наружного воздуха tни соответствующая точке излома температурного графика.
В блоке 3 производится расчет отопительного графика регулирования который является основой также для построения повышенного
и скорректированного графиков.
В блоке 4 осуществляется разделение порядка расчета в зависимости от типа системы теплоснабжения.
В блоке 5 выполняется расчет для соответствующего типа системы
В блоке 6 происходит еще одно разделение порядка расчета в зависр
симости от соотношения тепловых нагрузок R= р . Для обеих систем
теплоснабжения в случае R 015 на печать выводятся результаты расчета отопительного графика регулирования.
В блоке 7 рассчитывается скорректированный график.
В блоке 8 рассчитывается повышенный график.
В блоке 9 результаты расчета выводятся на печать в табличном виде.
6.2. Пример расчета графика температур при центральном
регулировании закрытых систем по совместной нагрузке
Пример 2.2. Определить температуры сетевой воды в подающем и
обратном трубопроводах для следующих исходных данных: tор = –26 °С;
tв = +18 °С; 1' =150 °С; '20 =70 °С; 30
Решение. Определяются расчетные значения температурного напора
в нагревательных приборах отопительной системы перепада температур
сетевой воды и перепада температур воды в отопительной системе:
t о' = 1' '2o = 150 70 = 80 °С;
' = 3' '2o = 95 70 = 25 °С.
Для расчета температурного графика сетевой воды используются
Файл с исходными данными для расчета температурного отопительного графика при качественном регулировании на ЭВМ формируется в следующей последовательности:
m[11] – ключ определяющий вид температурного графика (1 – качественное регулирование по отопительной нагрузке; 4 – «повышенный» температурный график; 5 – «скорректированный» температурный
m[12] – ключ определяющий схему включения абонентской системы (0 – безэлеваторная 1 – элеваторная);
m[22] – ключ определяющий наличие системы ГВС (0 – нет 1 – есть);
m[13] – количество элементов в массиве температур наружного
m[13] – расчетная температура для проектирования отопления °С;
m[23] – расчетная температура воздуха внутри помещения °С;
m[33] – расчетная температура воды в подающей магистрали °С;
m[43] – расчетная температура воды в обратной магистрали °С;
m[53] – расчетная температура воды после смешения °С;
m[i4] m[i5] – массив температур наружного воздуха °С.
Ниже приводятся файлы с исходными данными для данного примера
и файл с результатами расчета температурного графика (см. табл. 2.3):
7 6 5 4 3 2 1 0 –1 –2 –3 –4 –5 –6 –7 –8 –9 –10 –11 –12 –13 –14 –15
–16 –17 –18 –19 –20 –21 –22 –23 –24 –25 –26
Температурный график t1 t2 = 15070 °C
при качественном регулировании по отопительной нагрузке
в закрытой системе (tнв = +24 °C)
Вид температурного графика показан на рис. 2.14.
Рис. 2.14. Температурный график качественного регулирования
по отопительной нагрузке
6.3. Пример расчета «повышенного» графика температур
Пример 2.3. Построить температурный график центрального качественного регулирования по совместной нагрузке отопления и горячего
водоснабжения для следующих исходных данных: р =03; tор = –26 °С;
tв = +18 °С; 1' =150 °С; '20 =70 °С; tг = 60 °С; t х = 5 °С; Qгб = 12 Qгср .
Отопительная система присоединена по зависимой схеме.
Решение. Предварительно строится отопительно-бытовой график регулирования. Определяются значения температуры наружного воздуха
в точке излома – tнв = 24 °С; температуры сетевой воды в подающей и обратной линиях в точке излома температурного графика – 1'''и = 70 °С;
Суммарный перепад температур сетевой воды в ступенях I и II подогревателя горячего водоснабжения рассчитывается по формуле (2.43):
= 12 03 (150 70) = 288 °С.
Перепад температур воды в нижней ступени при t н''' = 24 °С рассчитывается по формуле (2.46)
где tп''' = '2' ' о Δt1 = 417 8 = 337 °С – температура нагреваемой воды
на выходе из подогревателя нижней ступени;
Δt1 = 8 °С – величина недогрева воды в нижней ступени.
Перепад температур сетевой воды в верхней ступени при tн''' = 24 °С
'2'' = '2'' = 288 15 = 138 °С.
По формулам (2.49) и (2.50) – температуры сетевой воды в подающем и обратном трубопроводах:
''' = 70 + 138 = 838 °С;
'2'' = 417 15 = 267 °С.
Полученные данные наносятся на график в I диапазоне температурного графика.
В диапазоне II максимальный перепад температур воды в нижней
ступени подогревателя определяется при tор по формуле (2.48):
где 20 при tор принимают по отопительному графику равным 70 °С.
Соответственно находятся:
' = 150 + 22 = 1522 °С;
'2 = 70 266 = 434 °С.
Ниже приводится файл с исходными данными для расчета «повышенного» графика.
–26 18 150 70 95 0.3
Порядок формирования массива данных для расчета соответствует
примеру 2.2 за исключением:
m[11] – ключ (m[11]=4) для расчета «повышенного» графика;
m[73] – значение определяющее соотношение нагрузок ( р = 03).
Файл с результатами расчета приводится в табл. 2.4 а вид температурного графика на рис. П.2.2.
при качественном регулировании по совместной нагрузке
отопления и горячего водоснабжения (точка излома tнв = + 24 °C)
6.4. Пример расчета «скорректированного» графика температур
Пример 2.4. Построить «скорректированный» температурный график для открытой системы теплоснабжения и определить распределение расхода воды на вводе между отоплением и горячим водоснабжениср
ем для типового абонента с соотношением нагрузок
данные для расчета: tор = –26 °С; tв = +18 °С; 1' =150 °С; '20 =70 °С; 3' =95
°С; tг = 60 °С; t х = 5 °С; б = 11. Расчетные расходы тепла: на отоплеcр
ние Qор =185 кВт; на горячее водоснабжение Qгвс
Решение. Предварительно строится отопительно-бытовой график
регулирования. Как видно из графика (см. рис. П.2.3) при tн = –15 °С
температура обратной воды достигает 20 = 60 °С. В диапазоне температур от tн = –15 °С до tн = –26 °С водоразбор ведется только из обратного
трубопровода а температуры сетевой воды соответствуют отопительному графику: Gо =1.
В диапазоне температур от tн = 8 °С до tн = –15 °С изменение
относительного расхода воды на отопление определяется по формуле (2.59).
Предварительно находятся ряд величин в уравнениях (2.59)–(2.61):
tо' = 1' '2 o = 150 70 = 80 °С;
' = 3' '2 o = 95 70 = 25 °С.
Определяется относительный расход воды на отопление при температуре tн = 8 °С ( Qо = 0228):
Температура воды в подающем и обратном трубопроводах находится по формулам (2.60)–(2.61):
Находится распределение расхода воды на вводе между отоплением и горячим водоснабжением.
Расчетный расход сетевой воды на отопление определяется по
Расход сетевой воды на горячее водоснабжение при 2o ≤ 60 °С и Qгб
при tор = –26 °С и 2o = 70 °С
Доля водоразбора сетевой воды на горячее водоснабжение из подающей линии определяется по формуле (2.56).
Расход сетевой воды на горячее водоснабжение из подающей линии
при этой наружной температуре находится по формуле (2.54):
Gгп = 0875 950 = 0830 тч или Gгп =
а из обратной – по формуле (2.55):
Gгоб = 095 (1 0875) = 0120 тч или Gгоб =
Расход сетевой воды в обратном трубопроводе на выходе из теплового пункта абонентского ввода в интервале температур +8 ÷ –15 °С составляет
G2 = Goр Gг = 1990 0950 = 1040 тч или G2 =
Расчет расходов сетевой воды при других наружных температурах
воздуха проводится аналогично.
Расход сетевой воды в обратном трубопроводе на выходе из теплового пункта абонентского ввода (при наружной температуре воздуха
Рассмотрим порядок формирования файла с исходными данными.
m[11] – ключ определяющий вид температурного графика
(5 – «скорректированный» температурный график);
G2 = Goр Gг = 1990 0810 = 1180 тч или G2 =
m[22] – ключ определяющий наличие системы ГВС (0 – нет
m[32] – балансовый коэффициент б ;
m[42] – расчетная нагрузка на отопление Qор кВт;
m[52] – средняя нагрузка на горячее водоснабжение Qгвс
m[23] – расчетная температура для проектирования отопления °С;
m[33] – расчетная температура воздуха внутри помещения °С;
m[43] – расчетная температура воды в подающей магистрали °С;
m[53] – расчетная температура воды в обратной магистрали °С;
m[63] – расчетная температура воды после смешения °С;
m[63] – соотношение тепловых нагрузок р ;
Файл с исходными данными для расчета представлен ниже.
Примечание. Пояснения обозначений в табл. 2.5:
Q_o G_o – относительные нагрузка и расход воды на отопление;
t1o t2o – температуры в подающем и обратном трубопроводах («отопительный» график);
t1s t2s – температуры в подающем и обратном трубопроводах («скорректированный» график);
b – доля водоразбора на ГВС из подающей линии;
Go – расход воды на отопление тч;
Gг – общий расход воды на ГВС тч;
b Gг – расход воды на ГВС из подающего трубопровода тч;
(1 – b) Gг – расход воды на ГВС из обратного трубопровода тч;
G1 – расход воды на вводе в подающем трубопроводе тч;
G2 – расход воды на вводе в обратном трубопроводе тч.
«Скорректированный» график приведен на рис. 2.15 а распределение относительного расхода воды между системами отопления и горячего водоснабжения – на рис. 2.16.
Рис. 2.15. «Скорректированный» температурный график: t1о t 2о – отопительно-бытовой график регулирования; t1 t 2 – «скорректированный» график
Рис. 2.16. Распределение относительного расхода воды
между системами отопления и горячего водоснабжения
Примечание. Пояснения обозначений на рис. 2.16:
– относительный расход сетевой воды в подающем трубопроводе;
G2 = 2р то же в обратном трубопроводе;
относительный расход сетевой воды на ГВС из подающего труGор
= р относительный расход сетевой воды на ГВС из обратного труGо
7. Пример поверочного гидравлического расчета
тепловой сети закрытой системы теплоснабжения
Пример 2.5. Применение ЭВМ для выполнения гидравлического
расчета значительно сокращает трудозатраты и время затраченное на
выполнение расчетов. Алгоритм гидравлического расчета реализуется
в программе для ЭВМ на языке Паскаль. Блок-схема программы показана на рис. 2.17.
Порядок формирования файла с исходными данными рассмотрим на
примере расчетной схемы сети для микрорайона № 24 (см. рис. П.2.1). Количество и порядок следования исходных данных должны строго соответствовать операторам ввода данных (Read и Readln) в программе для
ЭВМ. В процессе подготовки файла с исходными данными следует уделять особое внимание контролю размерности величин входящих
Файл содержит данные трех типов:
числовые значения целого типа (количество и номера участков
тепловой сети количество предыдущих участков наличие элеваторов
у потребителей присоединенных к концевым участкам);
числовые значения действительного типа (характеристики участка: внутренний диаметр трубопровода длина коэффициент эквивалентной шероховатости сумма коэффициентов местных сопротивлений расход сетевой воды падение напора во внутренних системах у потребителей);
массивы из элементов целого типа (номера предыдущих участков).
Ниже построчно приводится структура файла.
m[11] – количество участков тепловой сети;
m[12] – плотность сетевой воды кгм3;
m[22] – вязкость сетевой воды м2c;
m[32] – располагаемый напор на начальном участке сети м;
m[4-62] – температуры сетевой воды соответственно в подающей
обратной линиях и во внутренней системе теплопотребителя оС;
Задается исходная информация для первого участка.
m[13] – номер участка;
m[23] – количество предыдущих участков тепловой сети;
m[33] – массив номеров предыдущих участков (если предыдущие
участки отсутствуют то можно ограничиться одним элементом массива
m[43] – внутренний диаметр трубопровода на участке м;
m[53] – длина участка м;
m[63] – коэффициент эквивалентной шероховатости мм;
m[73] – сумма коэффициентов местных сопротивлений на участке;
m[83] – расход сетевой воды на участке тч;
m[93] – сопротивление внутренней системы теплопотребителя м;
m[103] – задается тип присоединения потребителей к концевым
участкам (0 – безэлеваторное присоединение 1 – элеваторное);
-я и все следующие строки содержат информацию о характеристиках участков №№ 2–27. Порядок их формирования аналогичен
структуре 3-й строки.
Описание и ввод данных
Цикл по участкам: i = 1 KolYch
Цикл по участкам i = KolYch n
Расчет дроссельных шайб: H d d от
Расчет элевавторов: d c d г N эл
Рис. 2.17. Блок-схема программы
Для определения поправочных коэффициентов на коэффициент эквивалентной шероховатости (блок CALCKPOPR) организован второй
файл содержащий массив табличных значений Кэ (Stk[i] где i – 1 n)
массив стандартных внутренних диаметров (Std[i] j – 1m) и матрицу
поправочных коэффициентов размером [n×m].
Ниже приводится файл с исходными данными.
*** Файл с исходными данными ***
5 0.479e-6 20 150 70 95
После организации файла с исходными данными на жестком диске запускается программа Gidtset.exe. В процессе выполнения программы создается выходной файл с результатами в табличном виде
(см. табл. 2.6 2.7).
В табл. 2.6 приводятся основные геометрические характеристики
расход и скорость воды на участках.
Таблица исходных данных
В табл. 2.7 выводятся потери напора на участках нарастающим
итогом от источника теплоснабжения располагаемые потери напора
*** Таблица результатов гидравлического расчета ***
Примечание. Пояснение к табл. 2.7:
Графа 1 – порядковый номер участка (см. на рис. П.2.1).
Графа 2 – поправочный коэффициент на эквивалентную шероховатость.
Графа 3 – значения удельных потерь сопротивления Rл мм вод. ст.м.
Графа 4 – потери напора на участке из-за трения Hл м вод. ст.
Графа 5 – потери напора в местных сопротивлениях Hм м вод. ст.
Графа 6 – суммарные потери напора Hс (на одном трубопроводе) м вод. ст.
Графа 7 – суммарные потери напора на участке 2Hс (на двух трубопроводах) м вод. ст.
Графа 8 – располагаемый напор в конце участка м вод. ст.
На рис. 2.18 показан пьезометрический график тепловой сети микрорайона № 24 для участков (1–2–4–8–10–13–16–25–27).
Рис. 2.18. Пьезометрический график тепловой сети микрорайона № 24
(участки 1–2–4–8–10–13–16–25–27)
Из графика следует что располагаемый напор в конце участков тепловой сети изменяется от 193 до 149 м вод. ст. Таким образом на
абонентских вводах на данных участках возможно использование элеваторных устройств.
Расчет и выбор оборудования тепловых пунктов (подогревателей
ГВС и отопления элеваторных установок насосов) приводится в разд. 5.
Характеристики насосов приводятся в Прил. 6 (см. табл. П.6.1–6.5).
ТЕПЛОПОДГОТОВИТЕЛЬНОЙ УСТАНОВКИ ТЭЦ
1. Определение тепловой мощности ТЭЦ
В случае отсутствия в задании на курсовой проект значений тепловых нагрузок присоединенных к ТЭЦ производится их расчет по методике изложенной в разд. 2.1.
Теплофикационная нагрузка ТЭЦ в общем случае включает расход
тепла на отопление вентиляцию горячее водоснабжение и технологические нужды:
= Q + Q + Q + Q МВт (Гкалч).
Рассмотрим пример проектирования теплоподготовительной установки применительно к ТЭЦ расположенной в Санкт-Петербурге. Расчетная
промышленная нагрузка – 180 тч пара давлением 07 МПа теплофикционр
ная нагрузка ТЭЦ принята равной 200 Гкалч: Q от
Q в =20 Гкалч; Q гв =30 Гкалч. На ТЭЦ рекомендованы к установке два
турбоагрегата типа ПТ-50-1307. Максимально возможный отпуск тепла
из теплофикционных отборов турбин составляет 120 Гкалч. Для покрытия недостающих 80 Гкалч тепла на ТЭЦ устанавливают пиковые водогрейные котлы. К установке рекомендуются два котла типа ПТВМ-50-1
с тепловой производительностью по 50 Гкалч каждый. Температурный
график сетевой воды приведен на рис. 3.1. В качестве энергетических
котлов на проектируемой ТЭЦ рекомендуются барабанные котлы с параметрами пара 14 МПа 570 оС.
Согласно диаграмме режимов турбины ПТ-50-1307 при условии
что отпуск тепла из теплофикционного отбора – 60 Гкалч а отпуск пара из промышленного – 90 тч расход острого пара на турбину составляет 282 тч; электрическая мощность турбоагрегата при этом оказывается равной 55 тыс.кВт.
Расход острого пара на турбины ТЭЦ составит 564 тч.
К установке на ТЭЦ можно рекомендовать два варианта оборудования:
) два котлоагрегата типа Е-320140 (БКЗ-320-140);
) три котлоагрегата типа Е-210140 (БКЗ-210-140).
Средняя температура наиболее холодного месяца в СанктПетербурге равна – 7 °С. Согласно диаграмме режимов теплофикационной установки равна 136 Гкалч. Отпуск пара на производство сохраня54
ется в размере 180 тч. В рассматриваемом режиме паропроизводительность энергетических котлов ТЭЦ с учетом аварийной остановки одного котла составляет:
а) первый вариант – 320 тч; б) второй вариант – 420 тч.
Рис. 3.1. Температурный график сетевой воды
Часовой и годовой график тепловых нагрузок строятся по методике изложенной в разд. 2.3. Для климатических условий г. Санктр
= –25 °С; t вр = –11 °С; t ср
от = –22 °С; от = 219 сут.) строится часовой график расхода тепла на отопление в зависимости от температуры наружного воздуха по соотношению
Вентиляционная нагрузка
Q в = Qвр рв рн = Qвр λ в МВт (Гкалч).
Принципиальная тепловая схема турбоустановки ПТ-5060-1307
приведена на рис. 3.2. Данные о других типах турбин с отборами приводятся в Прил. 3 (табл. П.3.1).
– парогенератор; 2 – часть высокого давления турбины; 3 – часть низкого давления турбины; 4 – электрический генератор; 5 – верхний сетевой подогреватель;
– нижний сетевой подогреватель; 7 – пиковый сетевой подогреватель; 8 – сетевой
насос; 9 – конденсатный насос сетевых подогревателей; 10 – конденсатор;
– встроенный теплофикационный пучок конденсатора; 12 – основной конденсатный насос; 13 14 – группа регенеративных подогревателей низкого давления;
– деаэратор; 16 – питательный насос; 17 – группа регенеративных подогревателей высокого давления; 18 – часть среднего давления турбины; 19 – подогреватель
химочищенной воды; 20 – деаэратор подпиточный; 21 – подпиточный насос;
А – подвод сетевой воды к теплофикационному пучку; В – подвод химочищенной
воды к теплофикационному пучку; см – точка смешения; а с в – нерегулируемые
регенеративные отборы пара; Д – слив (дренаж) конденсата пара пикового сетевого
подогревателя в деаэратор; П – производственный отбор пара
Результаты расчета тепловых нагрузок на отопление вентиляцию
горячее водоснабжение и суммарной нагрузки присоединенной к ТЭЦ
сведены в табл. 3.1. График тепловых нагрузок на отопление в относительных единицах показан на рис. 3.2.
По данным табл. 3.1 строятся графики тепловых нагрузок на отопление и продолжительности стояния температур наружного воздуха
и отопительных нагрузок (см. рис. 3.3–3.5).
Данные табл. 3.1 позволяют построить часовой и годовой график
по продолжительности суммарных тепловых нагрузок которые определяют режимы работы теплофикационной установки.
Тепловые нагрузки ТЭЦ
Рис. 3.3. Зависимость относительного расхода тепла Qот
на отопление от температуры наружного воздуха
Рис. 3.4. График средней продолжительности стояния
различных температур наружного воздуха tн = f()
Рис. 3.5. График средней продолжительности стояния
относительной отопительной нагрузки
Для рассматриваемого примера значения минимальных нагрузок
t в t н = 18 8 = 0233 ;
от Q от = 0233 150 = 34883 Гкалч;
от Q от = 0344 20 = 6896 Гкалч;
гв Q гв = 08 30 = 240 Гкалч.
Нагрузки ТЭЦ в характерных точках графика составляют:
= 150 0674 = 1012 Гкалч;
Q тэц = 1012 + 20 + 30 = 1512 Гкалч;
Q тэц = 349 + 69 + 30 = 718 Гкалч.
На рис. 3.6 показаны график часовой тепловой нагрузки и график
продолжительности несения тепловой нагрузки ТЭЦ.
Изменение расходов тепла и обратной
сетевой воды в зависимости от tн
Рис. 3.6. График часовой тепловой нагрузки
и продолжительности несения нагрузки
Из графика (см. рис. 3.6) для соответствующей температуры наружного воздуха можно определить следующие параметры:
– температуры сетевой воды в подающей и обратной магистралях
– значения тепловых нагрузок ТЭЦ и продолжительность их несения;
– давление в теплофикационном оторе турбины при котором может быть обеспечена данная нагрузка.
Так например при давлении пара в отборе 012 МПа (см. рис. 3.6):
) максимально возможный подогрев сетевой воды в подающей
линии составляет 943 °С;
) значение температуры обратной сетевой воды равно 48 °С;
) температура наружного воздуха при которой давление пара
в отборе 012 МПа перестает быть достаточным для требуемого подогрева сетевой воды равна –63 °С;
) максимально возможная нагрузка ОСП при давлении греющего
пара 012 МПа равна 1315 Гкалч;
) длительность стояния температур наружного воздуха равных
–63°С и ниже составляет 1380 часов.
На современных ТЭЦ как правило применяется многоступенчатый
подогрев сетевой воды (до четырех ступеней). Обязательной ступенью
подогрева а в ряде случаев и двумя является подогрев сетевой воды
в основных сетевых подогревателях (ОСП). Греющим паром служит пар
теплофикационного отбора турбины (рис. 3.7). Величиной давления
этого пара определяется возможное значение температуры сетевой воды
на выходе из ОСП. При ее расчете принимается рот = 005÷025 МПа –
диапазон регулирования давления пара теплофикационного отбора турбины; Δрот = 001 МПа – падение давления в паропроводе соединяющем
турбину с ОСП; Δt = 6÷8 °C – температурный напор на выходе из ОСП.
Данные расчета заносят в табл. 3.2.
Рис. 3.7. Принципиальная схема подогрева сетевой воды в ОСП
Точка А (см. рис. 3.6) характеризует максимально возможную нагрузку ОСП при давлении греющего пара 012 МПа. Если это давление
оставить неизменным то при дальнейшем увеличении тепловой нагрузки ТЭЦ (т. е. при температурах наружного воздуха ниже –63 °C) нагрузка ОСП будет снижаться. Это объясняется тем что температура сетевой воды на выходе из ОСП остается постоянной и равна предельно
возможной 943 °C а температура возвращаемой обратной сетевой воды
увеличивается. Следовательно подогрев воды в ОСП (tпс – tос) с понижением температуры наружного воздуха уменьшается а вместе с ним
уменьшается и тепловая нагрузка ОСП. Для поддержания нагрузки
ОСП необходимо переключать отбор турбины на более высокие давления пара.
Изменение нагрузки ОСП работающих на паре данного давления
в зависимости от температуры наружного воздуха определяется по формуле
где QТЭЦ tпс tос – тепловая нагрузка ТЭЦ температуры прямой и обратной сетевой воды соответствующие текущей температуре наружного
воздуха; t псmax – максимальное значение температуры прямой сетевой воды при данном давлении пара в отборе.
Результаты расчета тепловых нагрузок ОСП представлены в Прил. 3
(см. табл. П.3.2). По данным табл. П.3.2 строится диаграмма теплофикационных режимов паровой турбины (рис. 3.8).
Рис. 3.8. Диаграмма теплофикационных режимов паровой турбины
Кривые на рис. 3.8 показывают изменение тепловой нагрузки ОСП
в зависимости от температуры наружного воздуха при постоянном давлении греющего пара.
2. Расчет теплоподготовительной установки ТЭЦ
Теплоподготовительная установка ТЭЦ предназначена для подогрева сетевой воды тепловых сетей в соответствии с графиком температур. Температура сетевой воды в течение отопительного сезона изменяется в пределах от 60 до 150 °C в зависимости от температуры наружного воздуха. Подогрев сетевой воды на ТЭЦ может осуществляться по
различным схемам. При проектировании теплоподготовительной установки (ТПУ) ТЭЦ необходимо выполнить следующие расчеты:
Выбор и составление принципиальной тепловой схемы ТПУ ТЭЦ.
Расчет принципиальной тепловой схемы ТПУ ТЭЦ.
Расчет и выбор оборудования ТПУ ТЭЦ.
При проектировании должны быть заданы следующие данные:
– район проектирования;
– расчетная тепловая нагрузка ТЭЦ QТЭЦ
в том числе на отопление и вентиляцию Qор в на горячее водоснабжение Qгрвс .
– расчетные температуры сетевой воды – t1р и t2р ;
– график температур сетевой воды и система регулирования отпуска тепла в тепловые сети;
– вид тепловых сетей или система теплоснабжения;
2.1. Выбор и составление принципиальной тепловой схемы
теплоподготовительной установки ТЭЦ
Принципиальная тепловая схема ТПУ ТЭЦ определяется:
– типом установленной или принятой к установке турбины;
– системой теплоснабжения (двухтрубная закрытая или открытая).
Для подогрева сетевой воды паром теплофикационных отборов
применяются турбины типов Т ПТ Р. Технические характеристики паровых турбин приведены в Прил. 3 (см. табл. 3.1).
Теплофикационные турбины типа Т и ПТ в зависимости от электрической мощности и начальных параметров пара выпускаются с одним или двумя регулируемыми отопительными отборами пара для подогрева сетевой воды.
Пример принципиальной схемы подогрева сетевой воды на ТЭЦ
показан на рис. 3.9.
Рис. 3.9. Пример принципиальной схемы подогрева сетевой воды на ТЭЦ
Схема подогрева сетевой воды должна включать также и схему узла подпитки тепловых сетей. На схеме (рис. 3.9) необходимо проставить
параметры сетевой воды – tс.в. iс.в подпиточной воды – tподп iподп расходы греющего пара – Dп сетевой воды – Gс.в. подпиточной воды – Gподп.
Необходимо указать на схеме пределы регулирования давления отопительных и производственных отборов.
При составлении схемы теплоподготовительной установки (ТПУ)
ТЭЦ следует обратить внимание на вид тепловых сетей: закрытые или
открытые так как это влияет на схему узла подпитки тепловых сетей.
Так при работе ТЭЦ на открытые тепловые сети необходима дополнительная установка центральных баков аккумуляторов (ЦБА).
2.2. Расчет принципиальной тепловой схемы ТПУ ТЭЦ
Задача расчета тепловой схемы заключается в определении расхода
и параметров всех потоков воды и пара теплопроизводительности основных и пиковых подогревателей сетевой воды пикового водогрейного котла охладителей конденсата РОУ а также расхода пара при различных режимах отпуска тепла.
Кроме того расходы греющего пара при многоступенчатой схеме
должны быть определены по каждой ступени и увязаны с расходом пара
в отборах или противодавлении для установленных на ТЭЦ турбин.
В связи с этим при многоступенчатой схеме расчет следует начинать с первой ступени.
Расчет схемы основан на составлении уравнений теплового и материального балансов для подогревателей охладителей конденсата РОУ
точек смешения потоков.
Расчет тепловой схемы теплоподготовительной установки производится для следующих режимов работы ТЭЦ:
а) расчетного или максимально зимнего;
б) среднего за самый холодный месяц;
г) в точке излома температурного графика;
д) летнего (при наличии только нагрузки горячего водоснабжения).
Расчет тепловой схемы производится в следующей последовательности:
Определяется тепловая нагрузка ТПУ или тепловая мощность
ТЭЦ для выбранных характерных режимов. При наличии графика тепловой нагрузки ее можно определить из графика тепловых нагрузок при
соответствующих температурах наружного воздуха.
Определяются расходы сетевой воды в подающей и обратной тепловой сети воды теплосети с учетом системы теплоснабжения и графика температур (отопительный повышенный или скорректированный)
для характерных режимов.
Составляются уравнения теплового и материального балансов
для точки смешения подпиточной воды и воды из обратной сети (узел
подпитки) для определения температуры сетевой воды на входе в систему подогрева сетевой воды.
Производится расчет первой предварительной ступени подогрева в качестве которой может использоваться конденсатор турбины
в режиме ухудшенного вакуума или теплофикационный пучок конденсатора теплофикационной турбины с нормальным вакуумом. Из уравнения теплового баланса определяется температура сетевой воды на выходе из конденсатора.
Следует учитывать что если конденсатор турбины с ухудшенным
вакуумом обеспечивает подогрев сетевой воды в течение всего отопительного и летнего периода то теплофикационный пучок работает
только в режиме точки излома графика температур. Определяется тепловая нагрузка предварительной ступени подогрева.
На следующем этапе производится расчет первой ступени основных сетевых подогревателей (второй ступени подогрева). Из уравнения
теплового баланса для расчетного режима определяется расход греющего пара из регулируемого отбора турбины. Температура сетевой воды
для расчетного режима на выходе из основного подогревателя может
быть определена из выражения
где tнотб – температура конденсации греющего пара при максимальном
давлении в отборе на первую ступень;
– величина недогрева воды до температуры насыщения. Принимается 4÷8 °С.
Определяется расчетная теплопроизводительность основных сетевых подогревателей первой ступени.
При расчете для летнего режима температура сетевой воды после
основных подогревателей первой ступени (остальные подогреватели –
основные и пиковые – отключены) из условия горячего водоснабжения
принимается равной 65–70 °С. По температуре сетевой воды на выходе
из основных подогревателей определяется требуемое давление пара
в отборе в летний период:
tнотб = t1сосп + °С.
По таблицам при tнотб определяется давление в отборе Pт.
В схемах возможен слив конденсата греющего пара из пиковых или
основных подогревателей в подогреватели первой ступени что должно
быть учтено при составлении уравнения теплового баланса.
Производится расчет второй ступени основных сетевых подогревателей. Температура сетевой воды на выходе из второй ступени для
расчетного режима принимается из условия
t1осп – температура сетевой воды на входе в первую ступень;
Δt осп – перепад температур (нагрев) сетевой воды в основных подогревателях;
В этом случае t 2сосп принимается по максимальному давлению пара
в верхнем отопительном отборе:
где принимается 8÷15 °С.
Температура сетевой воды после первой ступени принимается
t1сосп = t1осп + 05Δt осп °С.
Определяется теплопроизводительность второй ступени и расход
Расчет пикового сетевого подогревателя или пикового водогрейного котла. Расчетная теплопроизводительность пиковых водоподогревателей или водогрейных котлов
При наличии предварительного подогрева сетевой воды в конденсаторе ухудшенного вакуума учитывается и теплопроизводительность
(Qкр + Q1росп + Qр2осп) °С.
В схемах с пиковым подогревателем из уравнения теплового баланса определяется расход острого дросселируемого пара или пара производственного отбора или противодавления.
В заключении расчета тепловой схемы теплоподготовительной установки ТЭЦ расходы греющего пара определенные для каждой ступени должны быть увязаны с ресурсами греющего пара в отборах или
противодавлении установленных на ТЭЦ турбин. Определяется коэффициент теплофикации. Для современных ТЭЦ оптимальное значение
коэффициента теплофикации лежит в пределах 05÷065 к чему необходимо стремиться при выборе источника тепла.
3. Расчет и выбор оборудования
После расчета тепловой схемы ТЭЦ производится расчет и выбор
оборудования: пароводяных сетевых подогревателей (основных и пиковых) пиковых водогрейных котлов охладителей конденсата греющего
пара сетевых насосов деаэратора подпитки центральных баков аккумуляторов (при открытых тепловых сетях) РОУ.
3.1. Паровые и водоводяные подогреватели
Подогреватели сетевой воды (бойлеры) подразделяются на две
группы: основные (ОСП) и пиковые (ПСП). Основные предназначаются
для работы в базисной части графика тепловых нагрузок ТЭЦ. Греющий
пар к ним подводится из теплофикационных отборов турбин с давлением 50÷250 кПа. Подогрев сетевой воды в ОСП может быть доведен до
5÷119 °С. Дальнейший подогрев сетевой воды до 130÷150 °С производится в ПСП или пиковых водогрейных котлах.
На ТЭЦ может быть одна или несколько (блочный вариант) теплоподготовительных установок работающих параллельно на общие вы66
ходные коллекторы прямой сетевой воды. В последнем случае число
подогревателей сетевой воды должно быть минимальным по возможности по одному каждого типа на турбину.
В теплоподготовительных установках применяются поверхностные
кожухотрубчатые теплообменники вертикальные и горизонтальные.
Для выбора теплообменников определяется расчетная поверхность теплообмена как правило при максимально-зимнем режиме.
Выбор типоразмеров сетевых подогревателей т. е. их поверхности
нагрева производят на основании поверочного теплового расчета
и конструктивных данных изготавливаемых заводами подогревателей.
Целью поверочного теплового расчета является обоснование достаточности выбранной поверхности теплообмена для заданных расчетных
условий. Поверхности выбранных теплообменников как правило превышают требуемые по расчету т. е. выбор поверхности нагрева теплообменника всегда производится с некоторым запасом.
Поверхность нагрева теплообменника находится по уравнению теплопередачи
где Q – тепловая нагрузка Вт;
k – коэффициент теплопередачи Вт(м2 °С);
Δtср – средний температурный напор между теплоносителями °С.
Тепловая нагрузка теплообменника находится из уравнения теплового баланса:
– для водоводяных теплообменников
Q = G1c1 (t1' t1'' ) = G2c2 (t 2' ' t 2' ) кВт
где G1 G2 – расход теплоносителей (греющего и нагреваемого) не изменяющих агрегатного состояния (вода) кгс;
с1 с2 – средние теплоемкости при постоянном давлении в интервале
рабочих температур Дж(кг °С);
– для пароводяных теплообменников
Q = D(iп' iк ) = G2c2 (t 2'' t 2' ) кВт.
3.2. Выбор типа числа и мощности турбин
устанавливаемых на ТЭЦ
Отпуск от ТЭЦ двух видов энергии – электроэнергии и тепла обусловливает применения специальных теплофикационных турбин с регулируемыми отборами пара и конденсацией. Выбор давления пара в регулируемых отборах определяется схемой использования этого пара для
отпуска тепла. Для покрытия коммунально-бытовых нагрузок давление
в отборе турбины выбирают равным 005÷025 МПа. Регулируемый отбор при таких давлениях называют отопительным или теплофикационным. Регулируемый отбор при более высоких давлениях называется
производственным или технологическим.
Турбины с регулируемыми отборами пара имеют следующие обозначения: Т – турбина с теплофикационным отбором; П – турбина
с производственным отбором; ПТ – турбина с производственным и отопительным отбором; Р – турбина с противодавлением.
Ряд турбин типа Т и ПТ имеет два отбора пара для подогрева сетевой воды: верхний и нижний. Например у турбин типа Т-50-130
и Т-100-130 в верхнем отборе возможно изменение давления от 006 до
5 МПа а в нижнем – от 005 до 020 МПа. При работе турбины
с двумя отборами регулируемое давление поддерживается только
в верхнем отборе; при работе с одним нижним регулируемое давление
поддерживается в нижнем отборе. Система регулирования давления
в этих отборах переключаемая; импульсом для переключения может
служить требуемая температура сетевой воды на выходе из последнего
подогревателя (ОСП второй ступени).
В теплофикационных турбинах может быть осуществлен не только
двухступенчатый (в нижнем и верхнем сетевых подогревателях) но
и трехступенчатый подогрев сетевой воды. Для этой цели в конденсаторе
турбины предусмотрена встроенная поверхность теплообмена в виде пучка труб через которые может быть пропущена обратная сетевая вода.
В качестве вариантов схем подогрева сетевой воды рассматриваются варианты двух- и трехступенчатого подогрева сетевой воды в следующем исполнении: а) ОСП плюс пиковый сетевой подогреватель;
Выбор типа числа и мощности турбин является одним из ответственных моментов при проектировании схемы отпуска тепла от ТЭЦ так
как в конечном итоге от правильного выбора турбин зависит экономичность работы станции. При выборе турбин для производства тепловой
и электрической энергии на ТЭЦ следует руководствоваться следующими основными положениями:
Выбор турбин для варианта проектируемой схемы отпуска тепла
производят исходя из параметров и расходов пара внешним потребителям тепла а также с учетом номенклатуры турбин выпускаемых промышленностью.
При выборе турбин надо стремиться к максимальному удовлетворению принципа комбинированной выработки тепла и электрической энергии.
На ТЭЦ с преимущественным отпуском тепла коммунальнобытовым потребителям наиболее часто устанавливаются турбины типа Т.
На ТЭЦ со смешанным (производственным и коммунальнобытовым) отпуском тепла в большинстве случаев устанавливаются турбины с двумя регулируемыми отборами пара типа ПТ.
При выборе турбин следует стремиться к уменьшению их числа
путем установки минимального количества агрегатов максимальной
мощности. Установка более крупных агрегатов снижает удельную
стоимость установленного киловатта мощности при одновременном повышении тепловой экономичности ТЭЦ.
На ТЭЦ работающих в системе допускается установка одного
турбоагрегата с отбором пара.
Выбор турбин на ТЭЦ производят с учетом покрытия из отборов
приблизительно 50÷60 % максимума тепловой нагрузки по горячей воде. Остальные 35÷50 % теплофикационной нагрузки покрываются за
счет пиковых водогрейных котлов или от РОУ. Величина α ТЭЦ обосновывается технико-экономическими расчетами и лежит в следующих
а) 055÷060 для турбоагрегатов Т-50-130;
б) 060÷065 для турбоагрегатов Т-100-130;
в) более 065 для турбоагрегатов Т-250-240.
Величину промышленных отборов турбин выбирают по максимальной потребности в паре для производства.
Предварительный выбор турбоагрегатов производят при разработке принципиальной схемы станции. После расчета двух-трех вариантов схемы и их технико-экономического сопоставления окончательно
выбирают тип число и мощность турбин для ТЭЦ. В пояснительной записке приводят технические данные выбранных агрегатов.
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО ВЫПОЛНЕНИЮ РАЗДЕЛОВ
РАСЧЕТНОЙ ЧАСТИ ПРОЕКТА КОТЕЛЬНЫХ
Введение начинается с формулирования темы и постановки задачи
курсового проекта. Приводятся климатические характеристики района
проектирования котельной. На основе исходных данных и климатических характеристик формулируются технические условия проектирования котельной. Дается краткое содержание представляемого проекта
по основным разделам.
2. Определение часового отпуска теплоты
в тепловые сети и расхода пара
Часовой отпуск пара котельной согласно заданию определяется отпуском пара только на технологию. При отсутствии данных отпуск пара
в зимний и летний периоды принимается одинаковым. В отдельных
случаях исходными данными дополнительно могут быть заданы расходы пара на отопление калориферы систем вентиляции и подогрев воды
для систем горячего водоснабжения предприятия. Определяется суммарный часовой отпуск пара котельной
+ Dор + Dвр + Dгср тч
– максимальный расход пара на технологию;
Dо Dвр – расчетные расходы пара на отопление и вентиляцию;
Dгср – среднечасовой расход пара на подогрев воды для горячего
водоснабжения в пароводяных теплообменниках.
Суммарная тепловая нагрузка отпускаемая котельной в водяные тепловые сети должна определяться для следующих четырех характерных режимов работы системы теплоснабжения:
-й режим – максимально зимний соответствующий расчетной
температуре наружного воздуха для проектирования отопления – tно
Тепловая нагрузка при этом режиме является максимальной и по ней
выбирается основное оборудование котельной
= Qор + Qвр + Qгср + Qтпр МВт (Гкалч)
где Qор Qвр – расчетные тепловые нагрузки на отопление и вентиляцию
присоединенного к тепловым сетям жилого района или предприятия;
Qгср – средний расход тепла на горячее водоснабжение в сутки наибольшего водопотребления;
– величина тепловых потерь в тепловых сетях при транспорте
При проектировании котельной как правило Qор Qвр Qгср заданы.
При отсутствии данных расчетные тепловые нагрузки определяются для
каждого потребителя по укрупненным показателям.
-й режим – при средней температуре наружного воздуха наиболее
холодного месяца – tнср.х . Производится пересчет расчетной тепловой
нагрузки на отопление и вентиляцию района теплоснабжения и определяется Qотп для режима наиболее холодного месяца. По величине Qотп
для данного режима проверяется надежность котельной а именно уточняется выбор типа и количества котельных агрегатов.
-й режим – среднезимний – при средней температуре наружного
воздуха за отопительный период – tнср.о . Пересчет тепловой нагрузки
как для второго режима.
-й режим – летний который характерен отсутствием нагрузки
отопления и вентиляции. Тепловая нагрузка на горячее водоснабжение
в летний период определяется по формуле
где t хл – температура холодной водопроводной воды в летний период
(принимается 15 °С);
t х – температура холодной водопроводной воды в отопительный
на горячее водоснабжение в летний период относительно зимнего; принимается для жилых районов – 08; для предприятий – 10; курортных
и южных городов – 15.
При работе котельной на двухтрубные тепловые сети дополнительно необходимо определить тепловую нагрузку для зимнего режима при
температуре воздуха в точке излома температурного графика сетевой
воды (для правильного выбора сетевых насосов).
Графики тепловой нагрузки суммарной на отопление вентиляцию
горячее водоснабжение (часовые и по продолжительности) строятся для
отопительного периода в диапазоне температур наружного воздуха от
+8 °С до t ор (см. разд. 2).
3. Выбор регулирования отпуска теплоты в тепловые сети
При проектировании котельной как правило расчетная температура сетевой воды в подающем трубопроводе задана исходными данными.
Однако в отдельных случаях необходимо эту температуру принимать на
основе технических условий или определять на основе техникоэкономических расчетов.
В двухтрубных системах централизованного теплоснабжения от
крупных центральных и районных котельных следует принимать расчетную температуру сетевой воды в подающем трубопроводе t10р равной
В двухтрубных системах теплоснабжения от небольших котельных
t10 может быть снижена до 130 °С.
При работе котельной на четырёхтрубные водяные тепловые сети
принимается 95 °С для предприкак правило для жилых районов t10
ятий выше 95 °С (105 110 115 °С) с учетом доли тепловой нагрузки
Для двухтрубных водяных систем теплоснабжения с преобладающей нагрузкой отопления и вентиляции (среднечасовая нагрузка горячего водоснабжения не превышает 15 % от расчетного тепла на отопление) следует принимать центральное качественное регулирование по
отопительной нагрузке которое ведется в закрытых и открытых сетях
по отопительному графику температур. Центральное качественное регулирование дополняется местным количественным в центральных
и индивидуальных тепловых пунктах (ЦТП ИТП) а также непосредственно на абонентских выводах.
При наличии значительной нагрузки ГВС (среднечасовая нагрузка
горячего водоснабжения превышает 15 % от расчетного тепла на отопление) следует принимать центральное качественное регулирование по
совмещенной нагрузке отопления и горячего водоснабжения. В закрытых системах теплоснабжения жилых районов когда не менее 75 % жилых зданий имеет системы ГВС с двухступенчатой последовательной
схемой включения подогревателей регулирование ведется по повышенному температурному графику. В открытых системах теплоснабжения
если не менее 60 % жилых зданий имеет соотношение нагрузки ГВС
и отопления находящееся в пределах 015 ≤ гр ≤ 03 предусматриваетQо
ся регулирование по скорректированному графику температур.
В основе выбора регулирования отпуска теплоты в двухтрубные
тепловые сети лежит соотношение среднечасового расхода теплоты на
ГВС ( Qгср ) и расчетного расхода теплоты на отопление ( Qор ). При соотQгср
ношении р ≤ 015 рекомендуется принимать центральное качественQо
ное регулирование по отопительной нагрузке. При других соотношениях рекомендуется принимать центральное качественное регулирование
по совмещенной нагрузке (для крупных районных котельных).
Методика построения температурных графиков сетевой воды приводится в разд. 2.
4. Выбор принципиальной тепловой схемы котельной
На принципиальной тепловой схеме котельной графически условно
показывается основное (котлы) и вспомогательное оборудование (подогреватели деаэраторы насосы) с основными трубопроводами без арматуры и вспомогательных устройств. Однотипное оборудование показывается один раз независимо от его количества. На схеме должны
быть представлены расходы и параметры всех потоков пара и воды для
максимально зимнего режима.
4.1. Паровые котельные
Паровыми котлами комплектуются два типа котельных:
производственные котельные для отпуска пара технологическим
производственно-отопительные котельные для отпуска пара технологическим потребителям и для отпуска теплоты с сетевой водой на
отопление вентиляцию и горячее водоснабжение.
В паровых котельных как правило устанавливаются паровые котлы низкого давления – 14 МПа и 24 МПа. Для отпуска пара нефтехимическим предприятиям возможна установка паровых котлов повышенного давления – 40 МПа.
На выбор тепловой схемы котельной влияют следующие факторы:
тип парового котла параметры вырабатываемого пара – давление и температура;
ориентировочная паропроизводительность котельной;
система теплоснабжения – открытая или закрытая;
вид тепловых сетей – двухтрубные или четырёхтрубные;
параметры пара отпускаемого технологическим потребителям –
давление и температура;
система пароснабжения – с возвратом или без возврата конденсата.
Общая характеристика
тепловой схемы паровой котельной
Тепловая схема паровой котельной состоит из следующих основных элементов:
схемы отпуска теплоты с сетевой водой в тепловые сети;
схемы отпуска технологического пара;
схемы использования теплоты продувочной воды котлов;
схемы подогрева сырой исходной воды перед химводоочисткой;
схемы подогрева химочищенной воды перед деаэратором;
схемы деаэрации питательной воды паровых котлов;
схемы деаэрации подпиточной воды теплосети.
Схема отпуска тепла с сетевой водой в тепловые сети как правило
представлена блоком сетевых подогревателей: сетевые подогреватели для
подогрева сетевой воды и охладители конденсата греющего пара из сетевых подогревателей. Через охладители конденсата пропускается сетевая
вода полностью или частично. Необходимость включения охладителя
обусловлена требованием снижения температуры конденсата греющего
пара перед атмосферным деаэратором питательной воды котла до 8095
°С. В схеме предусмотрены сетевые насосы для обеспечения циркуляции
сетевой воды в системе теплоснабжения. Греющий пар на сетевые подогреватели поступает непосредственно из котла через РОУ или РУ (редукционно-охладительная установка редукционная установка).
Схема отпуска технологического пара котельной состоит из РОУ
(если котлы вырабатывают перегретый пар) или РУ (если вырабатывается насыщенный пар).
Схема использования теплоты продувочной воды предусматривает
использование теплоты непрерывной продувки паровых котлов и может
состоять из сепаратора непрерывной продувки и охладителя продувочной воды. Включение в схему сепаратора продувки целесообразно при
величине продувочной воды Gпр ≥ 05 тч а при Gпр ≥ 10 тч рекомендуется дополнительная установка охладителя продувки.
Схема подогрева исходной воды поступающей в котельную может
быть одноступенчатой и двухступенчатой. При одноступенчатой схеме
подогрев воды ведется в пароводяном теплообменнике. При двухступенчатой схеме: первая ступень – водоводяной теплообменник (например охладитель продувки) вторая ступень – пароводяной теплообменник. Подогрев исходной воды перед химводоочисткой рекомендуется
Схема подогрева химочищенной воды предусматривает нагрев воды
после химводоочистки перед поступлением в атмосферный деаэратор
питательной воды до 6085 °С. Обязательной ступенью подогрева является пароводяной подогреватель дополнительно в схему могут быть
включены вспомогательные теплообменники – охладители выпара деаэраторов охладители деаэрированной воды.
Схема деаэрации питательной воды паровых котлов включает деаэратор атмосферного типа ДА (Рд = 012 МПа) с температурой деаэрированной воды 104 °С. В схемах с паровыми котлами на параметры
Ро = 14 и 24 МПа деаэрированная вода с температурой tпв = 104 °С является питательной водой паровых котлов. В схемах с паровыми котлами на
параметры Ро = 40 МПа после деаэратора атмосферного типа дополнительно устанавливается подогреватель (пароводяной) для повышения температуры питательной воды от 104 °С до 140145 °С. Температура питательной воды зависит от давления пара (Ро) в паровых котлах.
Схема деаэрации подпиточной воды теплосети включает деаэратор подпиточной воды который может быть атмосферного ДА
(Рд = 012 МПа) и вакуумнго ДВ (Рд = 002÷003 МПа) типа. От давления
в деаэраторе зависит температура подпиточной воды которая составляет: после атмосферных деаэраторов tподп = 104 °С после вакуумных деаэраторов tподп 68 °С. Подпитка закрытых тепловых сетей допускается
деаэрированной водой 104 °С подпитка открытых тепловых сетей –
водой температурой не выше 70 °С. Следовательно в случае установки
атмосферного деаэратора дополнительно предусматривается охладитель
деаэрированной воды. Кроме того в схеме подпитки открытых тепловых сетей необходима установка центральных баков-аккумуляторов
(ЦБА) для покрытия пиковой нагрузки горячего водоснабжения тепловых сетей и уменьшения расчетной производительности химводоочистки и расхода подпиточной воды. В закрытых тепловых сетях подпитка
может осуществляться из атмосферного деаэратора – общего для питательной и подпиточной воды.
На принципиальной схеме показываются основные насосы: сетевые
питательные подпиточные сырой воды конденсатные.
В схему также включается группа РОУ на собственные нужды котельной: пароводяные теплообменники деаэраторы.
Если котельная работает на четырёхтрубные тепловые сети то
в схеме предусмотрен деаэратор горячего водоснабжения с циркуляционными насосами и баками воды.
Примеры принципиальных тепловых схем
В Прил. 4 (см. рис. П.4.1) приведена схема паровой производственно-отопительной котельной работающей на двухтрубные закрытые те75
пловые сети при установке паровых котлов с давлением пара Ро = 14
и 24 МПа. Особенность схемы установка общего атмосферного деаэратора ДА для питательной воды паровых котлов и подпиточной воды
Установка общего деаэратора для деаэрации и питательной воды
и подпиточной воды обусловлена незначительным расходом воды на
подпитку закрытых тепловых сетей который определяется только утечками воды из водяных тепловых сетей.
Тепло с выпаром из деаэратора не используется.
Предусмотрено использование тепла непрерывной продувки паровых
котлов с установкой охладителя продувочной воды ОП после которого
охлажденная продувочная вода либо сбрасывается в канализацию либо
подается в бак подпиточной воды. Допускается использовать продувочную воду для подпитки закрытых тепловых сетей если общая жесткость
смеси продувочной воды из деаэратора не > 005 мг-эквкг. Температура
питательной и подпиточной воды деаэратора составляет 104 °С.
На рис. П.4.2 приведена схема паровой отопительной котельной работающей на двухтрубные открытые тепловые сети при установке паровых котлов с давлением пара Ро = 14 и 24 МПа. В схему включены раздельные деаэраторы: деаэратор питательной воды паровых котлов и деаэратор подпиточной воды теплосети оба деаэратора атмосферного типа.
Так как подпитка открытых тепловых сетей допускается водой с температурой не выше 70 °С в схеме после атмосферного деаэратора подпитки установлен охладитель деаэрированной подпиточной воды (ОД).
Схемой предусмотрена установка паровых котлов вырабатывающих насыщенный пар поэтому предусмотрено только понижение острого пара (без его охлаждения) в редукционной установке РУ или редукционном клапане.
Согласно нормам проектирования в котельной работающей на открытые тепловые сети должны быть установлены центральные бакиаккумуляторы ЦБА для покрытия пиковой типовой нагрузки горячего
водоснабжения. Установка ЦБА позволяет сократить расход деаэрированной воды поступающей на подпитку тепловой сети.
Аналогичной будет схема паровой производственно-отопительной
котельной работающей на двухтрубные открытые тепловые сети. В такой котельной предусмотрен отпуск пара на технологию и частичный
возврат конденсата с производства. Большей частью в таких котельных
устанавливаются паровые котлы вырабатывающие перегретый пар.
На рис. П.4.3 приведена схема паровой производственноотопительной котельной работающей на четырёхтрубные закрытые тепловые сети. Особенность схемы наличие двух деаэраторов атмо76
сферного типа – питательной воды паровых котлов и горячего водоснабжения ДГВС. Через ДГВС пропускается химочищенная вода только
для горячего водоснабжения. Подпитка тепловых сетей для отопления
и вентиляции осуществляется из ЦБА горячего водоснабжения. В схему
дополнительно включены перекачивающий насос ПРН для подачи горячей воды из ДГВС в ЦБА и циркуляционный насос ЦГВ для обеспечения циркуляции воды в системе горячего водоснабжения.
Приведенные схемы паровых производственно-отопительных котельных могут служить основой для выбора тепловых схем котельных
паропроизводительностью Dо ≥ 5 тч. С уменьшением паропроизводительности и снижением давления пара схема паровой котельной упрощается.
Следует отметить что в схеме паровой производственной котельной отпускающей только пар на технологию будут отсутствовать элементы предназначенные для отпуска тепла в тепловые сети – блок сетевых подогревателей сетевые и подпиточные насосы.
В паровой котельной вырабатывающей перегретый пар давлением
Ро = 40 МПа в схему дополнительно устанавливается паровой подогреватель питательной воды котлов для повышения ее температуры от
4.2. Водогрейные котельные
Отопительные котельные отпускающие только тепло на отопление вентиляцию и горячее водоснабжение зданий являются как правило водогрейными. Комплектуются водогрейные котельные стальными
водогрейными котлами производящими нагрев сетевой воды от 70 до
Тепловая схема водогрейной котельной (по сравнению с паровой)
имеет ряд особенностей обусловленных режимом работы водогрейных
Одним из условий надежной работы водогрейных котлов является
постоянный расход воды через котел независимо от изменения тепловой
нагрузки потребителей. Поэтому регулирование отпуска теплоты в тепловые сети ведется изменением температуры воды на выходе из котлов.
Для уменьшения интенсивности наружной коррозии труб поверхностей нагрева стальных водогрейных котлов необходимо поддерживать температуру воды на входе в котел выше температуры точки росы
дымовых газов. Минимально допустимая температура воды на входе
в котлы зависит от вида сжигаемого топлива:
– для природного газа ≥ 60 °С;
– для малосернистого мазута ≥ 70 °С;
– для высокосернистого мазута ≥ 110 °С.
При этом следует учитывать что в водогрейный котел поступает
сетевая вода из обратной тепловой сети температура которой почти
Условия надежности водогрейных котлов должны учитываться при
составлении тепловой схемы котельной.
Таким образом тепловая схема водогрейной котельной имеет следующие особенности:
а) теплоносителем является горячая котловая вода;
б) наличие линии рециркуляции для повышения температуры воды
на входе в котел что осуществляется подмешиванием горячей котловой
воды к обратной сетевой с помощью рециркуляционных насосов (РЦН);
в) наличие линии перепуска между трубопроводами подающей и обратной тепловой сети для регулирования температуры сетевой воды в соответствии с температурным графиком. Это обусловлено тем что для сокращения расхода воды на рециркуляцию температура ее на выходе из
котла поддерживается выше температуры воды в подающей теплосети.
На выбор тепловой схемы водогрейной котельной влияют следующие факторы:
а) система теплоснабжения – открытая или закрытая;
б) вид сжигаемого топлива.
тепловых схем водогрейных котельных
Тепловая схема водогрейной котельной состоит из следующих основных элементов:
схемы подогрева сырой воды перед химводоочисткой;
схемы деаэрации подпиточной воды котлов;
схемы линии рециркуляции;
схемы линии перепуска.
Так как в водогрейных котельных подпитка тепловых сетей и водогрейных котлов осуществляется из одного контура в схемах как для закрытых так и открытых тепловых сетей предусматривается установка
Необходимо отметить что в схемах водогрейных котельных преимущественно применяются вакуумные деаэраторы (ДВ). Подогрев сырой и химочищенной воды ведется котловой водой.
водогрейных котельных
На рис. П.4.4 приведена схема водогрейной котельной работающей
на двухтрубные закрытые тепловые сети. В схему включен вакуумный
деаэратор с абсолютным давлением Рд = 002÷003 МПа и температурой
подпиточной воды 68 °С. Вакуум в деаэраторе обеспечивается водоструйными эжекторами Э. Рабочая вода для эжекторов циркулирует по
замкнутому контуру: бак рабочей воды БРВ рабочий насос РН эжектор
Э и обратно в бак совместно с конденсатом паровоздушной смеси из деаэратора.
Химочищенная вода подается в головку вакуумного деаэратора
с температурой 7580 °С т. е. на 510 °С выше температуры кипения
в деаэраторе (68 °С) чтобы обеспечить самовскипание воды.
Подогреватели сырой и химочищенной воды включены в независимый контур подогрева котловой водой что рекомендуется при небольших расходах греющей котловой воды в подогревателях.
При всех режимах работы тепловой сети кроме максимально зимнего часть воды после сетевых насосов СН минуя котлы подается по
линии перепуска ЛП в подающую тепловую сеть.
Во всасывающий патрубок сетевого насоса подается три потока воды: обратная сетевая вода из тепловой сети подпиточная из деаэратора
и охлажденная котловая вода после подогревателей сырой и химочищенной воды.
Рециркуляционными насосами РЦН котловая вода подается на вход
водогрейных котлов где смешивается с обратной сетевой водой повышая температуру воды на входе в водогрейные котлы.
На рис. П.4.5 приведена тепловая схема водогрейной котельной
работающей на двухтрубные открытые тепловые сети. В схеме предусмотрена установка ЦБА для деаэрированной подпиточной воды. Подпиточные насосы используются одновременно как для подпитки тепловых сетей так и для зарядки баков-аккумуляторов в ночное время когда
разбор воды из сети на горячее водоснабжение незначителен.
Подогреватели сырой и химочищенной воды включены в контур
рециркуляции водогрейных котлов.
4.3. Пароводогрейные котельные
В производственно-отопительных котельных общей теплопроизводительностью более 50 МВт при условии что тепловая нагрузка с сетевой водой превышает паровую нагрузку характерна установка как паровых так и водогрейных котлов.
Таким образом тепловая схема пароводогрейной котельной состоит из паровой и водогрейной частей. Схемы паровой и водогрейной час79
ти содержат все основные элементы характерные для схем паровой
и водогрейной котельных.
Характерные особенности схем:
а) общая химводоочистка для паровой и водогрейной части;
б) общий подогрев сырой воды;
в) основным теплоносителем и для водогрейной части является пар.
Пример принципиальной тепловой схемы
пароводогрейной котельной
На рис. П.4.6 приведена схема пароводогрейной котельной работающей на двухтрубные закрытые тепловые сети:
а) паровая часть: паровые котлы редукционная установка (РУ) деаэратор питательной воды атмосферного типа с охладителем выпара
питательный насос деаэратор подпиточной воды атмосферного типа с
охладителем выпара сепаратор непрерывной продувки охладитель
продувочной воды пароводяной подогреватель сырой воды насос сырой воды;
б) водогрейная часть: водогрейные котлы насос рециркуляционный сетевой насос подпиточный насос подогреватели горячего водоснабжения для летнего периода.
Все потоки конденсата поступают в деаэратор питательной воды.
В водогрейную часть котельной химочищенная вода поступает после
-й ступени водоподготовки вода для питания паровых котлов проходит через две ступени водоподготовки.
В летний период когда водогрейные котлы не работают нагрев воды для горячего водоснабжения ведется паром в пароводяных подогревателях (ПГВ).
На рис. П.4.7 приведена схема пароводогрейной котельной работающей на двухтрубные открытые тепловые сети.
Схема отличается дополнительным включением баков- аккумуляторов (ЦБА) и отсутствием пароводяных подогревателей горячего водоснабжения для летнего режима. Отсутствие подогревателей в летний
период обусловлено тем что при нагрузке горячего водоснабжения
5. Расчет принципиальной тепловой схемы котельной
Расчет тепловой схемы котельной производится с целью определения расхода пара и воды для отдельных узлов (элементов) при характерных режимах работы котельной и составления общего материально80
го баланса пара и воды. В результате определяется расчетная паропроизводительность (для паровых котельных) или теплопроизводительность (для водогрейной котельной).
Расчетом определяется температура различных потоков воды (сетевой подпиточной сырой химочищенной) и конденсата.
Результаты расчета являются исходными данными для расчета
и выбора оборудования отдельных элементов тепловой схемы и основных трубопроводов котельной. Принципиальная тепловая схема является расчетной поэтому на ней указываются в общем виде расходы и параметры потоков.
Исходные данные и результаты расчетов для всех характерных режимов заносятся в таблицу. При расчете тепловых схем составляются
уравнения теплового баланса для всех элементов схемы и уравнения материального баланса для точек (узлов) смешения потоков.
Особенности расчета тепловой схемы
котельной с паровыми котлами
Расчет схемы производственно-отопительной котельной рекомендуется для пяти характерных режимов: максимально зимнего самого
холодного месяца в точке «излома» температурного графика летнего
Схема чисто производственной котельной (без тепловой нагрузки
с сетевой водой) рассчитывается только для двух режимов: максимально зимнего и летнего.
Если производственно-отопительная котельная работает на четырехтрубные тепловые сети то расчет производится для четырех режимов: максимально зимнего самого холодного месяца среднезимнего
и летнего. Это обусловлено тем что график температур сетевой воды
для четырёхтрубной сети не имеет точки «излома».
Расчет схемы паровой котельной начинается с составления баланса
пара для предварительной оценки паропроизводительности Do:
Dо = Dт + Dсп + Dсн + Dпот тч
где Dт – расход свежего пара на технологию;
Dсп – расход свежего пара на сетевые подогреватели;
Dсн – расход свежего пара на собственные нужды котельной (пароводяные подогреватели деаэраторы);
Dпот – внутрикотельные потери пара.
Если паровые котлы вырабатывают перегретый пар и для отпуска пара на технологию сетевые подогреватели собственные нужды установлены РОУ необходимо прежде определить расход редуцированного пара.
Суммарный расход редуцированного пара внешним потребителям
где Dтроу – расход отпущенного пара на технологию (по заданию);
– расход пара на сетевые подогреватели определяется из
уравнения теплового баланса для блока сетевых подогревателей.
Суммарный расход свежего пара внешним потребителям
Dп = Dт + Dсп = ( Dп + Dсп ) '
– энтальпия свежего пара кДжкг;
– энтальпия редукционного пара кДжкг.
Расход пара на собственные нужды котельной принимается с последующим уточнением в размере 5–8 % внешнего теплопотребления:
При сжигании в котлах в качестве топлива мазута необходимо дополнительно учесть расход пара на мазутное хозяйство Dмаз который
определяется расчетом с учетом схемы подогрева мазута.
Принимается величина внутрикотельных потерь – 3 % от ( Dп + Dсн );
Dпот =003( Dт + Dсп + Dсн ).
После оценки Dо котельной составляются уравнения теплового баланса для каждого элемента схемы (подогревателей сепаратора деаэраторов) из которых определяются:
пароводяные теплообменники: расход греющего пара;
водоводяные теплообменники в том числе охладители выпара:
температура подогрева нагреваемого теплоносителя;
деаэраторы: расход греющего пара.
Если в схеме есть узлы (точки) смешения потоков воды для них
составляется уравнение теплового баланса для определения температуры смешанного потока.
На основании расчетных значений расхода редуцированного и свежего пара составляется баланс пара и определяется расчетная паропроизводительность – Dор .
Расхождение Dор с принятой в предварительном расчете Dо не
должно превышать 3–5 %.
В первую очередь расчет схемы выполняется для максимально
котельной с водогрейными котлами
Расчет схемы отопительной котельной рекомендуется выполнять
для пяти характерных режимов.
При расчете схемы температуры сетевой воды в подающей и обратной сети берутся из температурного графика. При отсутствии температурного графика производится расчет температур сетевой воды при
заданных температурах наружного воздуха для характерных режимов.
Расчетом определяются расходы сетевой и подпиточной воды расходы
воды на рециркуляцию и через линию перепуска. Определяется суммарный расход воды пропускаемой через водогрейные котлы и через
Расчет схемы разделяется на две части: расчет водогрейной части
и расчет паровой части котельной. Расчеты выполняются в соответствии с настоящими рекомендациями и примерами расчета приведенными в литературе для паровой и водогрейной котельных.
6. Пример расчета принципиальной тепловой схемы
6.1. Исходные данные для расчета
Принципиальная тепловая схема представлена на рис. 4.1.
Котельная предназначена для отпуска пара технологическим потребителям и для подогрева горячей воды для отопления вентиляции
и горячего водоснабжения жилых и общественных зданий. Система теплоснабжения – закрытая. Пар вырабатываемый в паровых котлах расходуется на технологические нужды: с параметрами 14 кгссм2 250 °С –
в количестве D1=10 тч и с параметрами 6 кгссм2 190 °С – в количестве
D2 = 103 тч; на подогреватели сетевой воды с параметрами P=6 кгссм2
t=190 °С (расчетная тепловая нагрузка в виде горячей воды 15 Гкалч)
а также на собственные нужды и восполнение потерь в котельной. Температурный график тепловых сетей для жилого района – 150÷70 °С.
Расчетная минимальная температура наружного воздуха – 30 °С. Для
расчетов принимается температура сырой воды зимой 5 °С летом – 15 °С
подогрев воды перед водоподогревательной установкой – до 20 °С. Деаэрация питательной и подпиточной воды осуществляется в деаэраторах
при температуре 104 °С; питательная вода имеет температуру 104 °С
подпиточная – 70 °С.
Рис. 4.1. Принципиальная тепловая схема котельной с паровыми котлами:
– паровой котел; 2 – деаэратор питательной воды; 3 – деаэратор подпиточной воды; 4 – охладитель выпара; 5 – насос сырой
воды; 6 – насос питательный; 7 – насос подпиточный; 8 – насос сетевой; 9 – насос конденсатный; 10 – бак конденсатный;
– охладитель продувочной воды; 12 – подогреватель сырой воды; 13 – подогреватель химически очищенной воды;
– охладитель подпиточный воды; 15 – охладитель конденсата; 16 – подогреватель сетевой воды; 17 – РОУ; 18 – сепаратор
непрерывной продувки
Возврат конденсата от технологических потребителей пара – 50 %
и его температура – 80 °С. Предусматривается непрерывная продувка
паровых котлов с использованием отсепарированного пара в деаэраторе
питательной воды. По характеру работы котельная является производственной. Продолжительность стояния температур наружного воздуха
приводится в табл. 4.1.
Продолжительность стояния температур наружного воздуха
6.2. Методика расчета принципиальной тепловой схемы
Расчет тепловой схемы выполнен для максимальнозимнего режима.
Расход сетевой воды через подогреватели
где G – расход сетевой воды тч;
Qо.в – расход теплоты на отопление вентиляцию и горячее водоснабжение с учетом потерь Гкалч;
i1 i2 – соответственно энтальпии воды после и до подогревателя
Расход пара на подогреватели сетевой воды
– энтальпия редуцированного пара ккалкг;
iк – энтальпия конденсата после охладителя конденсата ккалкг.
Суммарный расход редуцированного пара для внешних потребителей
= Dт2 + Dпсв = 103 + 257 = 1287 тч.
Расход свежего пара на РОУ
– энтальпия свежего пара ккалкг.
Суммарный расход свежего пара на внешних потребителей
= 10 + 1235 = 1335 тч.
Количество воды впрыскиваемой в пароохладитель РОУ при получении редуцированного пара для внешних потребителей
При расчете редукционно-охладительной установки потери теплоты в окружающую среду из-за их незначительности не учитываются.
Расход пара на другие нужды котельной предварительно с последующим уточнением принимается в размере 5 % внешнего потребления пара:
Dс.н. = 005 Dт = 67 тч.
Суммарная паропроизводительность котельной с учетом потерь
принимаемых равными 3 % и расхода пара на другие нужды котельной
Dт + Dс.н. 1335 + 67
Потеря конденсата с учетом 3 % его потерь внутри котельной
Gк.пот. = 05 ( Dт2 + Dт1 ) + 003 D = 05 (103 + 10) + 003 1445 = 609 тч.
Расход химически очищенной воды при величине потерь воды в тепловых сетях 2 % общего расхода сетевой воды равен сумме потерь
конденсата и количества воды для подпитки тепловых сетей:
Gхов = Gк.пот. + 002 Gс.в. = 609 + 002 188 = 647 тч.
Принимая расход воды на собственные нужды водоподготовительной установки равным 25 % расхода химически очищенной воды получим расход сырой (исходной) воды:
Gи.в. = 125 Gхов = 125 647 = 809 тч.
Расход пара на пароводяной подогреватель сырой воды может быть
определен после уточнения температуры сырой воды за охладителем
продувочной воды паровых котлов.
Количество воды поступающей от непрерывной продувки
где pпр = 3 % – принятый процент продувки котлов определяемый от
качества исходной воды и способа химводоподготовки.
Количество пара на выходе из расширителя непрерывной продувки
где х – степень сухости пара на выходе из расширителя;
– соответственно энтальпия продувочной воды на входе
в расширитель (при Pб = 14 кгссм2) и энтальпия концентрата продувочной воды на выходе из расширителя (при P = 12 кгссм2) ккалкг;
– энтальпия пара на выходе из сепаратора расширителя продувочной воды (при P = 12 кгссм2) ккалкг.
Количество воды на выходе из расширителя
= Gпр Dпр = 44 078 = 362 тч.
Температура сырой воды после охладителя продувочной воды
где iохл = 50 ккалкг – энтальпия продувочной воды после охладителя.
Расход пара на пароводяной подогреватель сырой воды
где iк – энтальпия конденсата редуцированного пара (при P = 12 кгссм2).
Подогрев химически очищенной воды производится:
– в водоводяном теплообменнике до деаэратора подпиточной воды
за счет охлаждения деаэрированной воды от 104 до 70 °С;
– в пароводяном подогревателе до деаэратора питательной воды за
счет теплоты редуцированного пара.
Подогрев химически очищенной воды в охладителях выпара из деаэраторов в данном случае незначителен и не учитывается так как
практически не сказывается на точности расчета схемы. Температура
воды поступающей в деаэратор за теплообменником для охлаждения
подпиточной воды определяется из уравнения теплового баланса теплообменника:
= 18 °С – температура воды после ВПУ;
Gподп = 188 002 = 38 тч – расход подпиточной воды;
= 35 тч – предварительно принятый расход химически очищенной воды поступающей в деаэратор для подпитки тепловых сетей.
Расход пара на деаэратор подпиточной воды
(iроу iподп ) под (6756 104) 098
С учетом количества пара идущего на подогрев воды фактический
расход химически очищенной воды поступающей в деаэратор для подпиточной воды равен
= Gподп Dдподп = 38 033 = 347 тч
что мало отличается от предварительно принятой величины в 35 тч.
Расход пара на пароводяной подогреватель химически очищенной
воды поступающей в деаэратор питательной воды
= Gк.пот. = 609 тч – расход химически очищенной воды постугде Gхов
пающей в подогреватель;
– энтальпия воды после подогревателя (принимается t хов
iхов – энтальпия воды перед подогревателем ккалкг.
Суммарное количество воды и пара поступающего в деаэратор питательной воды за вычетом греющего пара
+ Gкпр + Gкхов + Gкс.в. + Gкп.с.в + Dпр =
= 609 + 565 + 72 + 195 + 257 + 078 = 15303 тч
средневзвешенная температура потоков будет равна
9 80 + 565 80 + 72 1593 + 195 1593 + 257 80 + 078 6407
Расход пара на деаэратор питательной воды
(iроу iпит ) под (6756 104) 098
Суммарный расход редуцированного пара внутри котельной для
= Dдпит + Dдподп + Dс.в. + Dхов = 433 + 033 + 195 + 72 = 1381 тч
Паропроизводительность котельной с учетом внутренних потерь
Расхождение с величиной D принятой в предварительном подсчете равно 67 тч что составляет 44 % поэтому следует уточнить расчет
принимая увеличенный расход пара на собственные нужды котельной.
Уточненный расход пара
= Dтред + Dп.с.в + Dс.в. + Dхов + Dдпит + Dдподп =
= 103 + 257 + 195 + 72 + 433 + 033 = 14251 тч;
) = 10 + 1368 + 003 1468 = 1512 тч.
Расчет тепловой схемы котельной для других режимов проводится
аналогично рассмотренному примеру. Ниже приводится пример расчета
тепловой схемы с применением ЭВМ.
6.3. Автоматизация расчета тепловой схемы паровой котельной
Для расчета тепловой схемы паровой котельной (см. рис. 4.1) применяется программа для ЭВМ на алгоритмическом языке Паскаль в которой
реализуется алгоритм расчета тепловой схемы изложенный выше.
Структура программы представлена на рис. 4.2.
Из схемы на рис. 4.2 видно что из головной программы производится ряд обращений к процедурам содержащимся в расчетном модуле
UrtSxPK для считывания исходных данных в оперативную память ЭВМ
расчета тепловой схемы вывода результатов расчета в выходной файл
и графического вывода тепловой схемы на экран дисплея компьютера.
В процессе расчета схемы используются функции внешнего модуля
Utermy для расчета энтальпий пара для соответствующих параметров
(давления и температуры). При графическом построении схемы исполь89
зуются стандартные процедуры и функции модуля Graph для вывода
графических элементов из которых состоит схема.
Описание глобальных переменных
Назначение внешних файлов
Обращение к процедуре чтения
Обращение к процедуре расчета
(Вызов графических процедур)
Вызов процедуры вывода
таблицы результатов расчета
Обращение к процедуре
рисования тепловой схемы
Закрытие внешних файлов
Рис. 4.2. Блок-схема программы
Ниже приводится порядок формирования файла с исходными данными для расчета принципиальной тепловой схемы.
m[11] – расчетная отопительная нагрузка Qор Гкалч;
m[21] – расчетная вентиляционная нагрузка Qвр Гкалч;
m[31] – расчетная температура воздуха внутри помещения tвр °С;
m[41] – коэффициент снижения нагрузки ГВС в летний период;
m[5-61] – соответственно температуры холодной воды в летний
период t х.л. зимний t х..з °С;
m[71] – температура горячей воды перед системой ГВС tг °С;
m[12] – признак схемы ГВС (0 – открытая; 11 – параллельная;
m[22] – признак системы теплоснабжения (2 – закрытая; 3 – открытая);
m[13] – начальное давление пара (на выходе из котла) Pо МПа;
m[23] – начальная температура пара (на выходе из котла) tо °С;
m[33] – давление пара после РОУ (на технологические нужды
m[43] – температура пара после РОУ tроу
m[53] – температура обратного конденсата tок
m[63] – расход свежего пара на технологию Dт1 тч;
m[73] – расход редуцированного пара на технологические нужды
m[83] – температура деаэрированной воды t д °С;
m[14] – доля невозврата конденсата с производства αнк;
m[24] – доля непрерывной продувки в котле αпр;
m[34] – давление в расширителе непрерывной продувки Pр;
m[1-35] – массив тепловых нагрузок горячего водоснабжения для
трех режимов Q гвс (максимального наиболее холодного месяца летнего) Гкалч;
m[1-26] – массив расчетных температур сетевой воды в подающей
линии для двух режимов (максимальный и наиболее холодного месяца)
m[1-27] – массив расчетных температур сетевой воды в обратной
m[1-28] – расчетные температуры наружного воздуха top и tвp для
проектирования отопления вентиляции °С;
массивы коэффициентов входящих в уравнения термодинамического состояния;
массив значений давлений воды в состоянии насыщения Pнв кгссм2;
массив значений температур воды в состоянии насыщения tнв °С;
массив значений давлений пара в состоянии насыщения Pнп
массив значений температур пара в состоянии насыщения tнп °С.
Ниже приводится файл с исходными данными для расчета принципиальной тепловой схемы паровой котельной для рассматриваемого
12787e3 1.48285e3 3.79026e2 4.6174e1 1.08161e4
237e–4 2.5e–4 –1.1354e–3 –4.381e–4 0.21
6084e–6 –2.5993e–6 –1.2604e–8
771e–4 1.774e–5 2.520e–5 0.296e–6
225e–6 1.3436e–6 1.684e–8 1.432e–7
7e–8 3.558e–8 –4.05e–13
94e1 4.025e2 4.767 3.333e–2
–9.25 1.67 7.36e–3 –8e–3
–7.3e–2 7.9e–2 6.8e–4
В результате работы программы в выходной файл выводятся две
табл. 4.2 4.3. В табл. 4.2 сведены основные данные и параметры теплоносителей необходимые для расчета режимов работы тепловой схемы
котельной. В табл. 4.3 приводятся основные результаты расчета.
Исходные данные для расчета
Наименование величины
Расчетная отопительная нагрузка
Расчетная вентиляционая нагрузка
Температура расчетная внутри помещений
Коэффициент снижения нагрузки ГВС в летний период
Температура холодной воды в летний период
Температура холодной воды в зимний период
Температура горячей воды
(0 – открытая; 11 – параллельная; 12 – двухступенчатая)
Признак системы теплоснабжения
(2 – закрытая; 3 – открытая)
Начальное давление пара (на выходе из котла)
Начальная температура пара(на выходе из котла)
Давление пара на технологические нужды и ПСВ
Температура обратного конденсата
Расход свежего пара на технологию
Расход редуцированного пара на технологические нужды
Температура деарированной воды в деаэраторе
Доля возврата конденсата с производства
Доля непрерывной продувки в котле
Давление в расширителе непрерывной продувки
Расчетная температура наружного воздуха для отопления
Температура воды в подающем трубопроводе при to
Температура сетевой воды в обратном трубопроводе при to
Средняя температура наружного воздуха самого
Температура воды в подающем трубопроводе при t х.м.
Температура сетевой воды в обратном трубопроводе
Результаты расчета тепловой схемы паровой котельной
Отпуск тепла для внешних
Расход редуцированного пара
на внешних потребителей
Расход свежего пара на внешних
Расход пара на собственные нужды
Расход воды на впрыск в РОУ
Производительность котельной
Потеря конденсата на производстве
Расход ХОВ на восполнение потерь
Расход сетевой воды с учетом
собственных нужд XOB
Количество воды с непрерывной
Количество пара из расширителя
Температура сырой воды
Расход пара на охладитель
Температура воды за охладителем
Расход пара на подпиточный
Фактический расход ХОВ
Расход пара на подогреватель ХОВ
Входные потоки в деаэратор
Средневзвешенная температура
Расход пара на деаэратор ПВ
на собственные нужды
Отклонение Dрo от Dрoк
Уточненная производительность
при характерном режиме
7. Пример расчета принципиальной тепловой схемы
водогрейной котельной
7.1. Исходные данные для расчета
Расчет выполняется для приведенной на рис. 4.3 принципиальной
тепловой схемы котельной. Котельная предназначена для снабжения
горячей водой жилых и общественных зданий для нужд отопления вентиляции и горячего водоснабжения. Тепловые нагрузки котельной
с учетом потерь в наружных сетях при максимально зимнем режиме
следующие: на отопление и вентиляцию – 44 Гкалч; на вентиляцию –
на горячее водоснабжение –15 Гкалч. Общая теплопроизводительность котельной – 666 Гкалч.
Тепловые сети работают по температурному графику 150–70 °С.
Для горячего водоснабжения принята смешанная схема подогрева воды
у абонентов. Расчетная минимальная температура наружного воздуха –
°С. Подогрев сырой воды перед химводоочисткой принят до 20 °С –
от 5 °С зимой и 15 °С летом. Деаэрация воды осуществляется в деаэраторе при атмосферном давлении.
7.2. Методика расчета принципиальной тепловой схемы
Перед расчетом тепловой схемы котельной c водогрейными котлами работающей на закрытую систему теплоснабжения рекомендуется
составить таблицу исходных данных (см. табл. 4.4). Эта таблица составляется на основании проекта системы теплоснабжения или расчета расходов теплоты различными потребителями по укрупненным показателям. Расчет производится для трех характерных режимов: максимально
зимнего наиболее холодного месяца и летнего. Расчет рекомендуется
проводить в следующей последовательности:
Определяется коэффициент снижения расхода теплоты на отопление и вентиляцию для режима наиболее холодного месяца
Температура воды в подающей линии на нужды отопления
и вентиляции для режима наиболее холодного месяца
t1 = 18 + 645 K о.в.
+ 675 K о.в. = 18 + 645 070808 + 675 0708 = 1147 °С.
Температура обратной сетевой воды после систем отопления
t 2 = t1 80 K о.в. = 1147 80 0708 = 581 °С.
Отпуск теплоты на отопление и вентиляцию:
– для максимально зимнего режима
Qо..в. = Qо + Qг.в = 44 + 76 = 516 МВт.
– для режима наиболее холодного месяца
Qо..в. = (Qо + Q.в ) K о.в. = (44 + 76) 0708 = 365 МВт.
Суммарный отпуск теплоты на нужды отопления вентиляции
и горячего водоснабжения:
Q = Qо.в. + Qг.в. = 516 + 15 = 666 МВт;
Q = Qо..в. + Qг.в. = 365 + 15 = 515 МВт.
Расход воды в подающей линии системы горячего водоснабжения потребителей для максимально зимнего режима
Тепловая нагрузка подогревателя первой ступени (на обратной
линии сетевой воды) для режима наиболее холодного месяца
[(t2 (Δtв + tс.в. ))] =
= 000116 2345 [(581 (10 + 5))] = 117 МВт.
Тепловая нагрузка подогревателя второй ступени для режима
наиболее холодного месяца
Qг.в. = 15 117 = 33 МВт.
Расход сетевой воды на местный теплообменник второй ступени
т. е. на горячее водоснабжение для режима наиболее холодного месяца
Расход сетевой воды на местный теплообменник для летнего
t1 Δtв + tс.в. 70 (10 + 15)
Расход сетевой воды на отопление и вентиляцию:
Рис. 4.3. Принципиальная тепловая схема котельной с водогрейными котлами: 1 – котел водогрейный; 2 – насос сетевой;
– насос рециркуляционный; 4 – насос сырой воды; 5 – насос подпиточной воды; 6 – бак подпиточной воды; 7 – подогреватель сырой воды; 8 – подогреватель химически очищенной воды; 9 – охладитель подпиточной воды; 10 – деаэратор; 11 – охладитель выпара
Исходные данные для расчета тепловой схемы котельной
работающей на закрытую систему теплоснабжения
Месторасположение котельной
Максимальные расходы теплоты:
– на отопление жилых
– на вентиляцию общественных
– на горячее водоснабжение
Расчетная температура наружного воздуха для вентиляции
Температура воздуха внутри
Температура подогретой сырой
воды перед химводоочисткой
Температура подпиточной воды
после охладителя деаэрированной воды
Коэффициент собственных нужд
Температура воды на выходе
из водогрейных котлов
Температура воды на входе
Расчетная температура горячей
воды после местных теплообменников горячего водоснабжения
Предварительно принятый расход химически очищенной воды
Предварительно принятый расход воды на подогрев химически
Температура греющей воды после подогревателя химически
Значение величины при характерных режимах работы котельной
Расход сетевой воды на отопление вентиляцию и горячее водоснабжение:
Gвн = Gо + Gг.в. = 5547 + 0 = 5547 тч;
Gвн = Gо + Gг.в. = 5546 + 501 = 6047 тч;
– для летнего режима
Gвн = Gо + Gг.в. = 0 + 2293 = 2293 тч.
Температура обратной сетевой воды после внешних потребителей:
Расход подпиточной воды для восполнения утечек в теплосети
внешних потребителей:
Gут = 002Gвн = 002 5547 = 111 тч;
Gут = 0018Gвн = 0018 6047 = 111 тч;
Gут = 002Gвн = 002 2293 = 47 тч.
Расход сырой воды поступающей на химводоочистку:
Gс.в = 125Gут = 125 111 = 139 тч;
Gс.в = 125Gут = 125 47 = 59 тч.
Температура химически очищенной воды после охладителя деаэрированной воды:
(104 70) 098 + 19 = 498 °С;
(104 70) 098 + 19 = 538 °С.
Температура химически очищенной воды поступающей в деаэратор
t хов = ' t1 tгр + t хов
= (150 108) 098 + 498 = 704 °С;
(120 108) 098 + 538 = 564 °С.
Проверяется температура сырой воды перед химводоочисткой:
для максимально зимнего режима и наиболее холодного месяца
(108 70) 098 + 5 = 21 °С;
(108 70) 098 + 15 = 213 °С.
Расход греющей воды на деаэратор:
– для максимально зимнего режима и наиболее холодного месяца
Проверяется расход химически очищенной воды на подпитку
Gхов = Gут Gгрд = 111 21 = 90 тч;
Gхов = Gут Gгрд = 47 19 = 28 тч.
Расход теплоты на подогрев сырой воды:
t хов tс.в. = 000116
Расход теплоты на подогрев химически очищенной воды:
(564 538) = 001 МВт.
Qхов = 000116 хов t хов
Расход теплоты на деаэратор:
(120 104) = 004 МВт.
Расход теплоты на подогрев химически очищенной воды в охладителе деаэрированной воды:
Qохл = 000116 хов t хов
Суммарный расход теплоты необходимый в водогрейных котлах:
Q = Q + Qс..в. + Qхов + Qд Qохл = 666 + 04 + 02 + 004 03 = 67 МВт;
Q = Q + Qс..в. + Qхов + Qд Qохл = 515 + 04 + 02 + 004 03 = 517 МВт;
Q = Q + Qс..в. + Qхов + Qд Qохл = 12 + 01 + 004 + 001 01 = 121 МВт.
Расход воды через водогрейные котлы:
Gк = 860 вк вк = 860
Расход воды на рециркуляцию:
Расход воды по перепускной линии:
Gпер = внвк 1 под1 =
Gобр = Gвн Gут = 5547 111 = 5436 тч;
Gобр = Gвн Gут = 6047 111 = 5936 тч;
Gобр = Gвн Gут = 2293 47 = 2246 тч.
Расчетный расход воды через котлы
Gк = Gобр + Gут + Gгр
+ Gрец Gпер = 5436 + 111 + 6 + 1646 0 = 7253 тч;
+ Gрец Gпер = 5936 + 111 + 6 + 313 196 = 7277 тч;
+ Gрец Gпер = 2246 + 47 + 1 + 985 120 = 2088 тч.
Расход воды поступающей к внешним потребителям по прямой
G = Gк' Gгрд Gгрпод Gрец + Gпер = 7253 21 6 1646 + 0 = 5526 тч;
G = Gк' Gгрд Gгрпод Gрец + Gпер = 7277 21 6 313 + 196 = 6026 тч;
G = Gк' Gгрд Gгрпод Gрец + Gпер = 2088 19 1 985 + 120 = 2274 тч.
Разница между найденным ранее и уточненным расходом воды
внешними потребителями:
Разница между найденным ранее и уточненным расходами воды через котлы незначительна ( 05 %) поэтому выполненный расчет считается законченным.
аналогично рассмотренному примеру.
В соответствии с расчетом тепловой схемы к установке принимаются три котла КВ-ГМ-20. По данным завода-изготовителя мощность
одного котла составляет 232 МВт при расходе воды через него 247 тч.
Расчетный расход сетевой воды через один водогрейный котел при максимально зимнем режиме – 72533 = 2417 247 тч. В связи с этим сохраняя температуру воды на выходе из котлов t1вк = 150 °С необходимо
электроэнергии на привод рециркуляционного насоса.
При летнем режиме теплоснабжение потребителей будет обеспечено одним котлом который будет загружен примерно на 52 %. При режиме наиболее холодного месяца в работе будет находиться три котла.
В случае выхода из строя одного котла подачу теплоты на вентиляцию
общественных зданий и потребителям второй категории присоединенных к котельной придется сократить на 515 – 232 2 = 5 МВт что в соответствии со СНиП допускается. Поэтому в котельной достаточно установить три котла не предусматривая резервного котла.
Характеристики паровых и водогрейных котлов для различных видов топлива приводятся в Прил. 5 (табл. П.5.1– П.5.5).
ЦЕНТРАЛЬНОГО ТЕПЛОВОГО ПУНКТА
Допускается устройство центральных тепловых пунктов (ЦТП) для
присоединения систем теплопотребления одного здания если для этого
здания требуется устройство нескольких ИТП.
Для промышленных и сельскохозяйственных предприятий при теплоснабжении от внешних источников теплоты и числе зданий более
одного устройство ЦТП является обязательным а при теплоснабжении
от собственных источников теплоты необходимость сооружения ЦТП
следует определять в зависимости от конкретных условий теплоснабжения. Мощность ЦТП не регламентируется.
Центральный тепловой пункт (ЦТП) сооружают для нескольких зданий квартала или микрорайона что позволяет вынести циркуляционные
насосы систем горячего водоснабжения и весь узел приготовления горячей воды из подвалов домов в отдельно стоящее здание. Отопительные
системы в каждом здании присоединяют к квартальной сети через элеваторы или через групповые водонагреватели. Применение ЦТП позволяет
снизить давление в тепловых сетях после ЦТП освобождает значительное
число обслуживающего персонала и улучшает качество обслуживания
сокращает количество автоматических регуляторов.
Для жилых и общественных зданий необходимость устройства
ЦТП определяется конкретными условиями теплоснабжения района
строительства на основании технико-экономических расчетов. В закрытых системах теплоснабжения рекомендуется предусматривать один
ЦТП на микрорайон или группу зданий с расходом теплоты в пределах
–35 МВт (по сумме максимального теплового потока на отопление
и среднего теплового потока на горячее водоснабжение).
При теплоснабжении от котельных мощностью 35 МВт и менее рекомендуется предусматривать в зданиях только ИТП.
Теплоснабжение промышленных и сельскохозяйственных предприятий от ЦТП обслуживающих жилые и общественные здания предусматривать не рекомендуется.
В состав проекта теплового пункта включается:
краткое описание схем присоединения потребителей теплоты;
расчетные расходы теплоты и теплоносителей по каждой системе
(для горячего водоснабжения – средний и максимальный) МВт;
виды теплоносителей и их параметры (рабочее давление МПа
температура °С) на входе и на выходе из теплового пункта;
давление в трубопроводе на вводе и выводе хозяйственнопитьевого водопровода МПа;
тип водоподогревателей поверхность их нагрева м2 число секций
или пластин по ступеням нагрева и потери давления по обеим средам;
тип количество характеристики и мощность насосного оборудования.
количество и установленную вместимость баков-аккумуляторов
горячего водоснабжения и конденсатных баков м3;
тип и число приборов регулирования и приборов учета количества теплоты и воды потери давления в регулирующих клапанах;
установленную суммарную мощность электрооборудования
ожидаемое годовое потребление тепловой и электрической энергии;
общую площадь м2 и строительный объем м3 помещений теплового пункта.
2. Методика расчета подогревательных установок
2.1. Водоводяные подогреватели отопительных установок
Задачей расчета независимой схемы присоединения является определение поверхности нагрева и числа секций подогревателя.
Алгоритм расчета скоростного подогревателя следующий:
Задается скорость нагреваемой воды (vx = 05 ÷ 2 мс) и определяется площадь сечения трубок
где Gх – расход воды циркулирующей в системе отопления кгч (определяется по тепловой мощности системы отопления);
ρх – плотность воды в системе отопления.
По полученному значению fтр выбирается ближайший типоразмер подогревателя и основные его характеристики: внутренний диаметр
корпуса – Dв число трубок – z наружный и внутренний диаметр трубок
– dнdв поверхность нагрева одной секции – S площадь живого сечения
трубок и межтрубного пространства – fтр и fмт.
Так как у выбранного подогревателя площадь живого сечения
трубок будет отличаться от рассчитанной то необходимо уточнить скорость нагреваемой воды
Определяется скорость греющего теплоносителя
где Gг – расход сетевой воды кгч который может быть определен из
теплового баланса подогревателя.
Определяются коэффициенты теплоотдачи для греющей и нагреваемой среды:
где tср – среднее значение температуры теплоносителя в подогревателе
где tн tк – температура теплоносителя соответственно на входе и выходе
из подогревателя °С;
v – скорость движения теплоносителя мс;
d экв – эквивалентный диаметр который для нагреваемой воды равен внутреннему диаметру трубок а для греющей воды определяется по
где z – число трубок в подогревателе.
Определяется коэффициент теплоотдачи подогревателя
где – коэффициент учитывающий накипь и загрязнение трубок; принимают по табл. 5.1.
Характеристики поверхности теплообмена
Чистые чугунные трубки
Стальные трубки зачищенные до блеска
Латунные трубки работающие на чистой воде
То же работающие на загрязненной воде при возможном
образовании минеральных и органических отложений
Стальные трубы покрытые тонким слоем окислов или накипи
Определяется среднелогарифмический температурный напор
Определяется поверхность нагрева подогревателя
где Q – расчетная тепловая нагрузка Вт.
Определяется число секций подогревателя
Поскольку центральное регулирование отпуска теплоты осуществляется по преобладающей отопительной нагрузке расчет подогревателей подключенных по независимой схеме не вызывает затруднений.
Сложнее обстоит дело с расчетом подогревателей горячего водоснабжения. Подключение их к тепловым сетям на тепловых пунктах
осуществляется в зависимости от соотношения максимального часового
расхода теплоты на горячее водоснабжение Qmax и расчетного расхода
теплоты на отопление Q0:
– при 06 QmaxQ0 12 применяется двухступенчатая смешанная
– при 01 ≤ QmaxQ0 ≤ 06 применяется двухступенчатая последовательная схема.
Каждая схема имеет свои особенности расчета. Определение поверхности подогревателей и количества для всех схем осуществляется
по единому алгоритму описанному выше. Индивидуальным является
распределение температур теплоносителей и тепловых нагрузок по ступеням.
Подогреватели горячего водоснабжения должны обеспечивать заданную теплопроизводительность при любых температурных режимах
сетевой воды. Наиболее неблагоприятный режим соответствует точке
излома температурного графика регулирования. Поэтому при всех схемах подключение их к тепловым сетям производится по параметрам сетевой воды соответствующим точке излома.
Исходными данными для расчета подогревателей обычно являются: максимальный расход воды на горячее водоснабжение расчетные температуры сетевой воды в подающей и обратной магистралях
при расчетной на отопление температуре наружного воздуха 10 и 20;
температуры холодной и горячей воды t расчетная отопительная
2.2. Тепловой пункт с параллельным подключением
При параллельном подключении подогревателей горячего водоснабжения расход сетевой воды равен сумме расходов воды на отопление и горячее водоснабжение.
Расчетную теплопроизводительность подогревателя горячего водоснабжения принимают равной максимальной тепловой нагрузке при отсутствии баков-аккумуляторов или средней нагрузке горячего водоснабжения при наличии аккумуляторов.
Расчетные расходы воды определяются по формулам:
– сетевой воды на горячее водоснабжение
– водопроводной воды
где 1''' '2'' – температуры сетевой воды в подающей и обратной магистралях в точке излома температурного графика регулирования °С.
Необходимая поверхность нагрева определяется аналогично отопительным подогревателям.
2.3. Тепловой пункт с двухступенчатым смешанным
подключением подогревателей
Особенностью двухступенчатого смешанного подключения подогревателей горячего водоснабжения является использование теплоты
воды после системы отопления в первой по ходу нагреваемой воды ступени. Это позволяет снизить расход сетевой воды на нужды горячего
водоснабжения по сравнению с параллельной схемой. Отработанная сетевая вода II-й ступени смешивается с водой после системы отопления
и также направляется в I-ю ступень.
Расчет подогревателей при смешанной схеме включения производится из условия что температура сетевой воды на выходе из II-й ступени равна температуре воды после системы отопления (2г = 20) а недогрев водопроводной воды в I-й ступени подогревателя составляет
Δtн = 5 °С. При этих условиях когда температура обратной сетевой воды
максимальна (20 = 70 °С) нагрев водопроводной воды до г = 60÷65 °С
происходит только в I-й ступени.
Выбор расчетной теплопроизводительности производится так же
как и в параллельной схеме. Расчетная тепловая нагрузка горячего водоснабжения распределяется на обе ступени подогревателя:
Q гвc = Q I + Q II Вт.
Тепловая нагрузка на I-ю ступень определяется по формуле
где tпи – температура водопроводной воды после I-й ступени при точке
излома температурного графика;
Тогда тепловая нагрузка II-й ступени
В соответствии со схемой подключения подогревателей на II-ю
ступень поступает сетевая вода в количестве требующемся на нужды
горячего водоснабжения Gрг а на I-ю ступень поступает вода после
системы отопления Gро и после II-й ступени подогревателя Gрг.
Таким образом расчетные расходы воды определяются по формулам:
– сетевой воды на нужды горячего водоснабжения
– сетевой воды на нужды отопления
– cетевой воды на I-ю ступень
G рI = G рг + G ро кгч;
– cетевой воды на II-ю ступень
Здесь 10и 20и – температуры сетевой воды в подающей и обратной магистралях в точке излома графика регулирования а 10 и 20 – при
Температура сетевой воды после I-й ступени подогревателя определится из уравнения теплового баланса этой ступени
Таким образом зная температуры теплоносителей на входе и выходе вычисляются среднелогарифмические температурные напоры. Да' ''
лее выполняется расчёт поверхностей нагрева и количества секций для
обеих ступеней подогревателя по аналогии с отопительными подогревателями. Рекомендуется выбирать подогреватели в каждой секции одного типоразмера.
2.4. Тепловой пункт с двухступенчатым последовательным
Особенностью этой схемы подключения является то что сетевая
вода последовательно проходит сначала подогреватель горячего водоснабжения II-й ступени затем систему отопления после – подогреватель I-й ступени. Расход воды поддерживается постоянным и равным
расчётному на отопление. Для того чтобы покрыть затраты теплоты на
горячее водоснабжение температуру сетевой воды на входе в тепловой
пункт обеспечивают несколько выше чем требуется по отопительному
графику регулирования.
В часы максимального водоразбора снижается температура воды
поступающей в систему отопления что приводит к уменьшению отдачи
тепла. Это компенсируется в часы минимального водоразбора когда
температура поступающей в систему отопления воды несколько выше
нормы. При этом строительные конструкции здания используются в качестве теплового аккумулятора. Суточный баланс тепла на отопление
обеспечивается при расчёте по балансовой нагрузке горячего водоснабжения несколько превышающей среднечасовой расход:
где – балансовый коэффициент учитывающий неравномерность суточного графика ГВС обычно принимаемый равным 12.
При последовательной двухступенчатой схеме определение температурных напоров затрудняется тем что неизвестна температура сетевой воды после системы отопления в период максимального горячего
водоразбора. Для определения этой температуры принята методика
разработанная Мосэнерго. Согласно этой методике порядок расчёта подогревателя производится в такой последовательности.
Определяется расход сетевой воды при балансовой нагрузке горячего водоснабжения и нормальном отопительном графике регулирования в точке излома:
00 Q о 3600 Q бгв (t г пи )
c(1р р2 ) с (1'' ' '20
где tпи – температура водопроводной воды после I-й ступени которая
определяется так же как при смешанной схеме подключения.
Расчётные расходы водопроводной воды при балансовой и максимальной нагрузках
Температура сетевой воды после I-й ступени подогревателя при балансовой нагрузке
где Q бI – теплопроизводительность I-й ступени при балансовой нагрузке определяемая по формуле
Среднелогарифмическая разность температур в подогревателе I-й
б2 t х ) ( 2 о t пи )
Безразмерный параметр Ф I-й ступени
Безразмерная удельная тепловая производительность I-й ступени
подогревателя при максимальной тепловой нагрузке горячего водоснабжения
где Gmin и Gmах – меньший и больший расходы теплоносителей ступени
при максимальной нагрузке ГВС.
Безразмерная характеристика отопительной системы при t 'н' '
где tв – температура воздуха в помещении °С;
м – отношение суммарного расхода воды к расчетному расходу
воды на отопление при максимальном часовом расходе тепла на горячее
пи – средняя температура нагревательных приборов в точке излома
температурного графика равная
пи = 05( 3'' ' + '2' ' ) °С
где 3и – температура воды на входе в систему отопления;
u* – коэффициент смешения элеватора или насосно-смесительной
Суммарный перепад температур сетевой воды в I-й и II-й ступенях
подогревателя при максимальной нагрузке ГВС
Температура сетевой воды после отопительной системы при максимальном водоразборе
и гmax I min t x 1 o + t в o
Тепловые производительности I-й и II-й ступеней:
Температуры сетевой воды перед элеватором ( 10 ) и после I-й сту):
пени подогревателя ( max
Температура водопроводной воды после I-й ступени подогревателя
при максимальном водоразборе
После определения температур теплоносителей в I-й и II-й ступенях при максимальном водоразборе находятся среднелогарифмические
температурные напоры. Далее обычным порядком определяются поверхности нагрева и выбираются типоразмеры подогревателей.
Как видно методика расчёта подогревателей ГВС довольно сложна
и требует больших затрат времени. Задача ещё более усложняется тем
что расчётным режимом является режим при температуре наружного
воздуха в точке излома температурного графика которая в свою очередь определяется графически после построения всего температурного
графика регулирования.
На печать выводятся конструктивные характеристики секционных
водоводяных подогревателей с длиной секции 4 м (по ОСТ 34-588-68*)
для каждой ступени подогревателя (табл. 5.2) которые определяются
с учетом площади межтрубного пространства подогревателя.
Обозначение подогревателя по ОСТ 34-588-68*
Диаметр корпуса DнDв мм
Fс нагрева одной секции м2
Число трубок в одной секции
Fтр живого сечения трубок м 000062 000108 000185 000293 00057 000985
Диаметр трубок dнdв мм
Продолжение табл. 5.2
Fтр живого сечения трубок м2
Fм ж. с. мтр пространства м2
Обозначение подогревателя
Основные данные о секционных водоводяных подогревателях для
ГВС (ОСТ 34-588–68)приведены в Прил. 6 (табл. П.6.6).
водоводяных секционных подогревателей ГВС на ЭВМ
3.1. Общие сведения о программе
Программа расчета состоит из головной программы в которой
в диалоговом режиме производится выбор схемы включения теплообменников ГВС и расчетного модуля в котором содержатся процедуры
считывания исходной информации из входных файлов расчет теплообменников для соответствующих схем включения вывод результатов
После формирования файлов с исходными данными (инструкция
по формированию данных для различных схем подключения теплообменников приводится в разд. 5.3.2.–5.3.4) и записи файла на магнитный
носитель запускается на выполнение головная программа. В процедурах
считывания исходных данных (для конкретной схемы подключения подогревателя ГВС) устанавливается маршрут доступа к входному и выходному файлу и производится считывание данных в указанной последовательности. В диалоговом режиме на экран выводится перечень схем
подключений теплообменников ГВС (параллельная двухступенчатая
последовательная двухступенчатая смешанная). С клавиатуры вводится
значение ключа соответствующему порядковому номеру схемы. Нажимается клавиша «Enter». После этого программа по приведенному выше
алгоритму в соответствии с исходными данными определяет площадь
межтрубного пространства Fтр в секции подогревателя. В диалоговом
режиме на экране компьютера высвечивается расчетное значение площади межтрубного пространства Fтр и таблица для выбора конструктивных характеристик теплообменника с перечнем типов подогревателей (2 4 6 22) и соответствующих им стандартных значений площадей межтрубного пространства (000116; 000233; 000287;
1544). Выбирается ближайшее к расчетному значению большее стандартное значение Fтр. С клавиатуры вводится значение типа подогревателя и нажимается клавиша «Enter». Результаты расчета и выбранных
конструктивных характеристик теплообменника записываются в выходной файл. Примеры подготовки исходных данных и результаты расчета подогревателей ГВС для различных схем включения приводятся
в разд. 5.3.2 – 5.3.4.
3.2. Расчет подогревателей включенных
по параллельной схеме
В табл. 5.3 приводится порядок формирования данных для расчета
подогревателя ГВС включенного по параллельной схеме.
Исходные данные для схемы
с параллельным подключением подогревателя ГВС
Qгmax – максимальная нагрузка ГВС
расчетная температура с. в. в подающей линии
расчетная температура с. в. в обратной линии
температура наружного воздуха в точке излома
удельная изобарная теплоемкость воды
температура в подающем трубопроводе в точке излома
температура в обратном трубопроводе в точке излома графика
температура в системе отопления в точке излома графика
температура холодной воды (для зимнего периода)
температура горячей воды на выходе из теплообменника
температура воздуха в помещении
температура сетевой воды на выходе из теплообменника
плотность воды при средней температуре греющей среды
плотность воды при средней температуре нагреваемой среды
скорость воды в межтрубном пространстве
внутренний диаметр трубок
наружный диаметр трубок
толщина стенок трубок
коэффициент теплопроводности стенок трубок
коэффициент учитывающий накипь на трубках
Пример файла с исходными данными
Результаты расчета теплообменника ГВС
(параллельная схема включения)
Технические характеристики теплообменника по ОСТ 34-588–68
Внутренний диаметр корпуса
Площадь поверхности нагрева одной секции
Число трубок в секции
Площадь живого сечения трубок
Площадь живого сечения межтрубного пространства
Внутренний диаметр трубок
Трубки латунные диаметром (внутреннийнаружный) 1416 мм.
Нормальная длина секции – 4080 мм.
3.3. Расчет подогревателей включенных по двухступенчатой
В табл. 5.5 приводится порядок формирования данных для расчета
подогревателя ГВС включенного по двухступенчатой смешанной схеме.
Исходные данные для двухступенчатой смешанной схемы
Наименование величин
Qо – расчетная нагрузка на отопление
расчетная температура сетевой воды в подающей линии
расчетная температура сетевой воды в обратной линии
недогрев водопроводной воды в I-й ступени
температура сетевой воды в подающей линии в точке излома
то же в обратной линии в точке излома
температура сетевой воды в системе отопления в точке излома
температура холодной водопроводной воды
температура горячей водопроводной воды
температура сетевой воды на выходе из теплообменника ГВС
плотность сетевой воды при средней температуре греющей среды
плотность сетевой воды при средней температуре нагреваемой
скорость воды в межтрубном пространстве в первом приближении
среды во II-й ступени
Коэффициент учитывающий накипь на трубках
Файл с исходными данными:
(двухступенчатая смешанная схема включения)
Температура воды в подающей магистрали в точке излома – 70 °С.
Температура воды в обратной магистрали в точке излома – 417 °С.
Температура воды перед элеватором при mах нагрузке ГВС – 505 °С.
I-я ступень подогревателя
II-я ступень подогревателя
3.4. Расчет подогревателей включенных по двухступенчатой
последовательной схеме
В табл. 5.7 приводится порядок формирования данных для расчета
подогревателя ГВС включенного по двухступенчатой последовательной схеме.
Исходные данные для двухступенчатой последовательной схемы
температура теплоносителя на входе в систему отопления
коэффициент недельной неравномерности
коэффициент суточной неравномерности
температура сетевой воды в обратной линии в точке излома
температура горячей воды
коэффициент учитывающий накипь на трубках.
Файл с исходными данными
(двухступенчатая последовательная схема включения)
Температура воды в обратной магистрали в точке излома
при max нагрузке горячего водоснабжения
Температура воды перед элеватором при max нагрузке ГВС – 535 °С.
Результаты расчета теплообменника применяются при проектировании центральных и индивидуальных тепловых пунктов. На рис. 5.1
2 показаны общие виды секционных водоводяных подогревателей для
горячего водоснабжения и отопления.
Рис. 5.1. Общий вид секционного водоводяного подогревателя
для горячего водоснабжения
Рис. 5.2. Общий вид секционного водоводяного подогревателя
В Прил. 5 приводятся данные о секционных водоводяных подогревателях для горячего водоснабжения и отопления.
При выборе подкачивающих насосов следует принимать:
подачу насоса – по расчетному расходу воды на вводе в тепловой пункт;
напор – в зависимости от расчетного давления в тепловой сети и
требующегося давления в присоединяемых системах потребления теплоты.
При выборе смесительных насосов для систем отопления устанавливаемых в ИТП следует принимать:
а) при установке насоса на перемычке между подающим и обратным трубопроводами системы отопления:
напор – на 2–3 м больше потерь давления в системе отопления;
где Gор – расчетный максимальный расход воды на отопление из тепловой сети;
где Gор – максимальный тепловой поток на отопление Вт;
с – удельная теплоемкость воды кДж(кг ·°С);
u – коэффициент смешения
где 1 – температура воды в подающем трубопроводе тепловой сети при
расчетной температуре наружного воздуха для проектирования отопления t ор °С;
–то же в подающем трубопроводе системы отопления °С;
– то же в обратном трубопроводе от системы отопления °С.
б) при установке насоса на подающем или обратном трубопроводе
напор – в зависимости от давления в тепловой сети и требующегося давления в системе отопления с запасом в 2–3 м;
G = 11 Gop (1 + u ) кгч.
Смесительные насосы для систем вентиляции. Расчетный расход воды на вентиляцию G вр
где Q вр – максимальный тепловой поток на вентиляцию Вт;
в1 – температура воды в подающем трубопроводе поступающей
в калориферы при расчетной температуре наружного воздуха t ор °С;
в2 – то же в обратном трубопроводе после калориферов °С.
Коэффициент смешения следует определять по формуле (5.46)
принимая вместо 3 и 2 требуемые температуры воды в трубопроводах
до и после калориферов системы вентиляции при расчетной температуре наружного воздуха.
При выборе циркуляционных насосов для систем отопления и вентиляции следует принимать:
подачу насоса – по расчетным расходам воды в системе отопления и вентиляции;
напор (при установке насосов в ИТП) – по сумме потерь давления
в водоподогревателях и в системах отопления и вентиляции а при установке насосов в ЦТП дополнительно следует учитывать потери давления в тепловых сетях от ЦТП до наиболее удаленных ИТП.
При выборе корректирующих насосов следует принимать:
подачу насоса – по расчетному расходу воды в системе на трубопроводах которой он устанавливается;
напор – по минимально необходимому располагаемому напору
в месте присоединения данных насосов включая сопротивление трубопровода и регулирующих устройств перемычки.
При выборе подпиточных насосов следует принимать:
подачу насоса – в размере 20 % объема воды находящейся в трубопроводах тепловой сети и систем отопления подключенных к водоподогревателю;
напор – из условия поддержания статического давления в системах отопления и вентиляции с проверкой работы систем в отопительный период исходя из пьезометрических графиков.
Число выбираемых насосов следует принимать не менее двух один
из которых является резервным.
При установке корректирующих смесительных насосов на перемычке допускается принимать два насоса по 50 % требуемой подачи
При подборе подкачивающих смесительных и циркуляционных
насосов расчетная подача их должна быть в пределах 07–11 подачи
при максимальном КПД для данного типа насосов. При больших фактических расходах воды рекомендуется увеличивать гидравлическое сопротивление системы за счет установки дроссельных диафрагм или
применять насос с регулируемым электроприводом.
5. Диафрагмы и элеваторы
Диаметр отверстий дроссельных диафрагм d определяется по формуле
где G – расчетный расход воды в трубопроводе тч;
ΔH – напор гасимый дроссельной диафрагмой м.
Минимальный диаметр отверстия дроссельной диафрагмы должен
приниматься равным 3 мм.
При необходимости следует устанавливать последовательно две
диафрагмы соответственно с большими диаметрами отверстий при
этом расстояние между диафрагмами должно приниматься не менее
Dу трубопровода (Dу – условный диаметр трубопровода мм).
Диаметр горловины элеватора
(G oр )2 (1 + u )2 мм
где G ор – расчетный расход воды на отопление из тепловой сети тч;
u – коэффициент смешения определяемый по формуле (5.46);
Hо – потери напора в системе отопления после элеватора при расчетном расходе воды м.
При выборе элеватора следует принимать стандартный элеватор
с ближайшим меньшим диаметром горловины.
Минимально необходимый напор Н перед элеватором для преодоления гидравлического сопротивления элеватора и присоединенной
к нему системы отопления (без учета гидравлического сопротивления
трубопроводов оборудования приборов и арматуры до места присоединения элеватора) допускается определять по приближенной формуле
H = 14 H o (1 + u )2 м.
Диаметр сопла элеватора dc определяется по формуле
где H1 – напор перед элеватором определяемый по пьезометрическому
Диаметр сопла элеватора следует определять с точностью до десятых долей миллиметра с округлением в меньшую сторону и принимать
Если напор H1 превышает напор H определенный по формуле
(5.51) в два раза и более а также в случае когда диаметр сопла определенный по формуле (5.52) получается менее 3-х мм избыток напора
следует гасить регулирующим клапаном или дроссельной диафрагмой
устанавливаемыми перед элеватором. Диаметр отверстия диафрагмы
характеристики элеватора приводятся в табл. 5.9.
Рис. 5.3. Элеваторы водоструйные типа ВТИ-теплосети Мосэнерго
Основные размеры элеваторов конструкции
ВТИ-теплосети Мосэнерго
на курсовое проектирование по дисциплине
«Источники и системы теплоснабжения промышленных предприятий»
по теме «Проект района теплоснабжения»
I. Объем расчетно-пояснительной записки
Выбор системы теплоснабжения (схемы присоединения зданий к тепловым сетям схема тепловой сети установка тепловых пунктов).
Выбор регулирования отпуска тепла в тепловые сети. Построение графика температур.
Гидравлический расчет тепловых сетей. Разработка гидравлического режима сети.
Выбор типа и количества котлов.
Расчет и выбор оборудования тепловых пунктов (ИТП ЦТП ГТП КРП).
Объем расчетно-пояснительной записки – 30–35 страниц рукописного текста.
II. Графическая часть проекта
Схема тепловых сетей с нанесением опор компенсаторов – 05–1 лист.
Чертежи оборудования тепловых сетей (опоры компенсаторы камеры) – 05–1 лист.
Компоновка (план и разрезы) оборудования тепловых пунктов – 1 лист.
Объем графической части (2–3 листа формата А1).
Варианты заданий по теме «Проект района теплоснабжения»
Жилой дом 9-эт. 150 кв.
Жилой дом 5-эт. 120 кв.
Школа на 600 уч. 2-эт
Жилой дом 9-эт. 140 кв.
Жилой дом 5-эт. 80 кв.
Ясли-сад 2-эт 140 мест
Жилой дом 9-эт. 180 кв.
Жилой дом 4-эт. 96 кв.
Школа 2-эт 794 учащихся
Жилой дом 9-эт. 120 кв.
Жилой дом 4-эт. 64 кв.
Малосемейка 9-эт. 140 кв.
Баня-прачечная 100 мест
00 кг сух. белья в смену
Столовая на 50 мест.
Школа на 532 уч. 2-эт
Жилой дом 9-эт. 108 кв.
Жилой дом 5-эт. 142 кв.
Магазин 1-эт. 535 мест
Ясли-сад 2-эт 100 мест
Жилой дом 9-эт. 200 кв.
Жилой дом 4-эт. 86 кв.
Больница на 300 коек
Тип сисТемпераКолобъем Климатиче- темы тептурный
во здаздания ский район лоснабжений
г. Абакан закрытая 15070
г. Арханоткрытая 14070
г. Армавир закрытая 11070
г. Братск открытая 13070
900 г. Владивозакрытая
Продолжение табл. П.1.1
Жилой дом 9-эт. 230 кв.
Жилой дом 5-эт. 150 кв.
Столовая-кафе на 50 мест
Школа 2-эт. 794 учащихся
Ясли-сад 2-эт. 100 мест
Ясли-сад 2-эт. 140 мест
г. Владимир открытая
г. Волгоград закрытая
000 г. Екатериноткрытая
922 г. Кемерово открытая
г. Краснодар закрытая
г. Пятигорск открытая
Окончание табл. П.1.1
Жилой дом 5-эт. 60 кв.
Общежитие на 300 коек
«Источники и системы теплоснабжения
промышленных предприятий»
по теме «Проект котельной»
Расчет тепловой нагрузки отпускаемой котельной.
Выбор параметров и тепловой схемы котельной.
Расчет тепловой схемы котельной.
Расчет и выбор вспомогательного оборудования котельной.
Выбор и расчет схемы и оборудования химводоочистки.
II.Графическая часть проекта
Развернутая тепловая схема котельной – 05–1 лист.
Компоновка оборудования котельной (планы разрезы) с обвязкой основных
трубопроводов – 1–2 листа.
Варианты заданий по теме «Проектирование паровых и водогрейных котельных»
Проект паровой котельной
Проект водогрейной котельной
по теме «Проект теплоподготовительной установки ТЭЦ»
Максимум тепловых нагрузок станции по отпуску пара внешним потребителям
Выбор и обоснование принципиальной схемы теплоподготовительной установки.
Расчет графиков температур и тепловых нагрузок.
Разработка диаграмм теплофикационных режимов паровых турбин.
Расчет теплоподготовительной установки ТЭЦ.
Расчет и выбор оборудования ТЭЦ.
Определение показателей тепловой экономичности ТЭЦ.
II.Графическая часть проекта:
Расширенная схема теплоподготовительной установки – 05 л. (А1).
Компоновка бойлерной ТЭЦ – 05 л. (А1).
Чертеж бойлерной установки – 1л. (А1).
Варианты заданий по теме
«Проект теплоподготовительной установки ТЭЦ»
Qнр ный гра- tк DтPт
по теме «Проект центрального теплового пункта»
Присоединенная к ЦТП тепловая нагрузка и состав потребителей
Параметры сетевой воды до ЦТП и после него(P1 P2); (t1 t2)
Расчетная схема тепловых сетей присоединенных к ЦТП.
I. Расчетно-пояснительная записка
В проекте рассматриваются вопросы выбора принципиальной тепловой схемы ЦТП
расчета и подбора оборудования компоновочные решения.
Краткое описание схем присоединения потребителей теплоты. Виды теплоносителей
и их параметры на входе и на выходе из теплового пункта. Расчет присоединенной
к ЦТП тепловой нагрузки. Расчет показателей тепловой экономичности.
Определение типа количества приборов регулирования и учета количества теплоты и воды потери давления в регулирующих клапанах.
Обоснование выбора объемно-планировочных и конструктивных решений при
II. Графическая часть
Общий объем графической части – 2 листа формата А1. Содержание графической
части может быть выбрано из следующего перечня:
Аксонометрическая схема теплового пункта – 05 л.
Общий вид и разрез подогревателя ГВС – 05 л.
Компоновка оборудования в ЦТП (план и разрез) – 1 л.
Климатические показатели некоторых населенных пунктов
для расчета отопительно-вентиляционных нагрузок
и годового потребления теплоты
Температура наружного воздуха
за отопительный период °С
Средняя Продолжитнаиболее тельность
Абсолют. Расчетная Расчетная Средняя холодного
минимум на отопл-е на вентил. отоп. сезона
Средняя многолетняя повторяемость
температур наружного воздуха
Отопительные характеристики жилых зданий
Наружный строительный
Удельная отопительная характеристика зданий qo
Постройки до 1958 г.
Постройки после 1958 г.
ккал(м ч °С)(кДж(м3 ч °С)
Поправочный коэффициент для жилых зданий
Расчетная температура наружного воздуха tнр оС
Удельные тепловые характеристики административных лечебных
культурно просветительных зданий и детских учреждений
для отопления для вентиляции
ккал(м3чоС)кДж(м3чоС)
Окончание табл. П.2.5
культурно-просветительных зданий и зданий детских учреждений
Удельные характеристики
Окончание табл. П.2.6
Нормы расхода горячей воды
Жилые дома оборудованные:
а) умывальниками душами;
б) сидячими ваннами;
в) ваннами (1500–1700 мм)
Общежития с общими душев.
Общежития с душев. и столов.
Гостиницы с общими душами
Гостиницы с ваннами:
а) до 25 % числа номеров;
б) до 75 % числа номеров;
в) до 100 % числа номеров
Больницы с общими душами
Поликлиники амбулатории
а) немеханизированные;
Административные здания
Школы с душевыми в сзалах
Дневные детские ясли-сады
Круглосуточные ясли-сады
Предприятия общ. питания
Продовольственные магазины
Плавательный бассейн
ж. дом 9-эт 108 кв 28
Рис. П.2.1. Схема тепловых сетей микрорайона № 24
*** Расчетные тепловые нагрузки и расходы сетевой воды ***
ж. дом ул. Пугачева 2
ж. дом ул. Пугачева 4
ж. дом ул. Пугачева 6
ж. дом ул. Кирова 14
ж. дом ул. Кирова 16
ж. дом ул. Кирова 18
ж. дом ул. Кирова 20
ж. дом ул. Кирова 22
ж. дом ул. Учебная 2
ж. дом ул. Учебная 4
общежитие ул. Мира 21а
*** Годовые расходы тепла ***
дбщежитие ул. Мира 21а
Рис. П.2.2. «Повышенный» температурный график:
t1о t 2о – отопительно-бытовой график регулирования;
t1 t 2 – «повышенный» график
Технические характеристики теплофикационных и противодавленческих турбин
Пределы регулирования давления
Номинальная тепловая
отопипроизводтельного
Окончание табл. П.3.1
Тепловые нагрузки ОСП при различных давлениях пара в отборе
Qосп=f(tн) при различных давлениях пара в отборе турбины кгсм2
p=06p=08p=10 p=12 p=14 p=16 p=18
°С °С Гкалч бар °С бар °С
4 400 1035 060 860 050 809 734 1035 –
0 435 1152 080 935 070 895 820 895 1152 –
7 460 1244 100 996 090 962 887 798 1049 1244 –
3 480 1315 120 1048 110 1018 943 722 966 1156 1315 –
– 389 615 791 939 1065 1178 1278
– 212 429 598 740 861 970 1066
Условные обозначения
используемые в принципиальных схемах котельных
ВК – водогрейные котлы;
РОУ – редукционно-охладительные установки;
С – сепаратор непрерывной продувки котлов;
ОП – охладитель продувочной воды;
СП – сетевые подогреватели;
ОК – охладитель конденсата греющего пара;
ПСВ – подогреватель сырой воды;
ПХВ – подогреватель химочищенной воды;
ВПУ – водоподогревательная установка;
ДА – деаэратор атмосферный;
ДВ – деаэратор вакуумный;
ДГВС – деаэратор горячего водоснабжения;
ПГВС – подогреватель для системы горячего водоснабжения;
ОВ – охладитель выпара деаэраторов;
ОД – охладитель деаэрированной воды;
КБ – конденсатный бак для сбора конденсата;
КН – конденсатные насосы;
СН – сетевые насосы;
ППН – подпиточные насосы тепловой сети;
ПРН – перекачивающий насос;
ЦБА – центральные баки-аккумуляторы;
НСВ – насос сырой воды;
ЦГВС – циркуляционный трубопровод горячего водоснабжения;
ПН – питательные насосы паровых котлов;
РЦН – рециркуляционные насосы водогрейных котлов;
РУ – редукционное устройство;
БПВ – бак подпиточной воды;
РП – регулятор подпора;
ЛП – линия перепуска;
БРВ – бак рабочей воды;
Э – водоструйный эжектор;
Технологический паропровод
Условное обозначение:
Рис. П.4.1. Принципиальная схема паровой котельной для двухтрубной закрытой системы теплоснабжения
Рис. П.4.2. Принципиальная схема паровой котельной для двухтрубной открытой системы теплоснабжения
Рис. П.4.3. Принципиальная схема паровой котельной работающей на четырехтрубные тепловые сети
Рис. П.4.4. Принципиальная схема водогрейной котельной работающей на закрытые тепловые сети
Рис. П.4.5. Схема водогрейной котельной работающей на открытые сети при включении ПСВ и ПХВ в контур РЦН
Рис. П.4.6. Схема котельной с водогрейными и паровыми котлами для закрытой системы теплоснабжения
Рис. П.4.7. Схема пароводогрейной котельной для открытой системы теплоснабжения
Паровые котлы для твердого топлива (уголь древесные отходы торф)
Паропроизводительность
Комплектующее оборудование
Окончание табл. П.5.1
Паровые котлы для жидкого и газообразного топлива
ДавлеТемГабариты (длина
пература ширина высота)
насыщ 194 10195×5315×6095
насыщ 221 10195×5315×6095
насыщ 194 8950×3215×6253
насыщ 194 8655×5205×6050
насыщ 221 8655×5205×6050
насыщ 194 6530×3980×5050
насыщ 194 8850×5830×7100
Окончание табл. П.5.2
ДКВр-10-13-225 ГМ(р)
ДКВр-10-23-370 ГМ(р)
ДКВр-65-13-225 ГМ(р)
ДКВр-65-13-225 ГМ(б)
Техническая характеристика стальных водогрейных котлов типа КВ-ТС со слоевым сжиганием топлива
Теплопроизводительность
Гидравлическое сопротив-ление
Техническая характеристика стальных водогрейных котлов КВ-ГМ
для работы на газообразном и жидком топливе
Гидравлическое сопротивление
Техническая характеристика секционных водогрейных котлов
Теплопроизводительность котла Гкалч
на грохоченных углях
Технические данные насосов
применяемых в системах теплоснабжения.
Центробежные питательные насосы
(для воды с температурой до 165 °С)
электродвигателя ность
0 714 (714) 2973 2А3М1-25006000
Насосы для питания паровых котлов водой с температурой до 165 оС.
Насос ЭПН 51-П для питания котлов водой с температурой до 90 оС.
Центробежные сетевые насосы
(для воды с температурой до 120 оС)
вращеШири- ВысоМощния Тип электро- ность Длина на
Циркуляционные насосы
(для воды с температурой до 250 оС)
Подача Напор вращеШиМощ№ Марка насоса 3
ния Тип электро- ность Длина рина Высота
Центробежные конденсатные насосы
Подача Напор вращеШири- ВыМощДлина
Центробежные насосы типа К
(для воды с температурой до 105 оС)
ПодаНапор вращеМощ- Дли- Ши- Высоча
Секционные водоводяные подогреватели
(ОСТ 34-588–68) (L=4 м)
Диаметр Количество Площадь
Площадь живого сечения
Громов Н. К. Абонентские устройства водяных тепловых сетей.
Проектирование и эксплуатация. – М.: Энергия 1979.
Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов
пара и горячей воды. – М.: Стройиздат 1970.
Сафонов А. П. Сборник задач по теплофикации и тепловым сетям.
– М.: Энергоатомиздат 1995.
Шубин Б. П. Левин Б. И. Проектирование теплоподготовительных установок ТЭУ и котельных. – М.: Энергия 1970.
Справочник проектировщика. Проектирование тепловых сетей
под ред. А. А. Николаева. – М.: Энергия 1965.
Справочник проектировщика. Внутренние санитарно-технические
устройства. Ч. 1. Отопление. под ред. И. Г. Староверова. – М.:
Наладка и эксплуатация водяных тепловых сетей: справочник
В. И. Манюк Я. И. Каплинский. – М.: Стройиздат 1988.
Апарцев М. М. Наладка водяных систем централизованного тепло-снабжения: справ. пособие. – М.: Энергоатомиздат 1983.
Соловьев Ю. П. Проектирование крупных центральных котельных
для комплекса тепловых потребителей. – М.: Энергия 1976.
Бузников Б. Ф. Роддатис К. Ф. Берзиньш Э. Я. Производственные
и отопительные котельные. – М.: Энергоатомиздат 1984.
Эстеркин Р. И. Котельные установки. Курсовое и дипломное проектирование. – Л.: Энергоатомиздат 1983.
Козин В. Е. Левина Т. А. Марков А. П. Теплоснабжение. – М.:
Теплотехнический справочник. Т. 1 2 под ред. В. Н. Юренева
П. Д. Лебедева. – М.: Энергия 1975.
СниП 2.04.05–91. Отопление вентиляция и кондиционирование. –
СниП II-3–79*. Строительная теплотехника. – М. 1979.
СниП И-А. 6–72. Строительная климатология и геофизика. – М.
СниП 11-34–76. Горячее водоснабжение. – М. 1976.
СниП 2.04.07–86. Тепловые сети. Нормы проектирования. – М.:
СниП II-35–76. Котельные установки. Нормы проектирования. –
М.: Госстрой СССР 1978.
СП 41-101–95. Проектирование тепловых пунктов. – М.: Госстрой России 1999.
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ К КУРСОВОМУ ПРОЕКТУ 4
1. Варианты тем курсовых проектов 4
2. Содержание заданий на курсовой проект 4
2.1. По теме «Проект района теплоснабжения» 4
2.2. По теме «Проект теплоподготовительной установки ТЭЦ» 5
«Проект производственно- отопительной паровой котельной»
2.4. По теме «Проект центрального теплового пункта» 7
ПРОЕКТ РАЙОНА ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ 8
1. Расчет тепловых нагрузок 8
1.1. Расчетная тепловая нагрузка на отопление 8
1.2. Тепловая нагрузка на вентиляцию 9
1.3. Расчетная тепловая нагрузка на горячее водоснабжение 10
1.4. Расчетная часовая тепловая нагрузка района теплоснабжения 11
1.5. Годовой расход теплоты 11
2. Определение расходов сетевой воды у потребителей 13
2.1. Расход воды на отопление и вентиляцию 13
2.2. Расход воды на горячее водоснабжение в открытых системах
2.3. Расход воды на горячее водоснабжение в закрытых системах
для заданного района теплоснабжения с применением ЭВМ 15
3.1. Общие сведения о районе теплоснабжения 15
3.2. Порядок формирования файла исходных данных 16
4. Расчет графиков тепловых нагрузок 19
5. Расчет температурных графиков сетевой воды 22
5.1. Качественное регулирование 22
5.2. Качественно-количественное регулирование 24
5.3. Расчет повышенного температурного графика 25
5.4. Расчет скорректированного температурного графика 29
с применением ЭВМ 34
5.1. Общие положения 34
5.2. Пример расчета графика температур при центральном
отопления и горячего водоснабжения 36
5.3. Пример расчета «повышенного» графика температур 39
5.4. Пример расчета «скорректированного» графика температур 42
6. Пример поверочного гидравлического расчета тепловой сети
закрытой системы теплоснабжения 47
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ТЕПЛОПОДГОТОВИТЕЛЬНОЙ
1. Определение тепловой мощности ТЭЦ 54
2. Расчет теплоподготовительной установки ТЭЦ 62
теплоподготовительной установки ТЭЦ 62
2.2. Расчет принципиальной тепловой схемы ТПУ ТЭЦ 63
3. Расчет и выбор оборудования теплоподготовительной установки ТЭЦ . 66
3.1. Паровые и водоводяные подогреватели 66
устанавливаемых на ТЭЦ 67
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ВЫПОЛНЕНИЮ РАЗДЕЛОВ
РАСЧЕТНОЙ ЧАСТИ ПРОЕКТА КОТЕЛЬНЫХ 70
в тепловые сети и расхода пара 70
3. Выбор регулирования отпуска теплоты в тепловые сети 72
4. Выбор принципиальной тепловой схемы котельной 73
4.1. Паровые котельные 73
4.2. Водогрейные котельные 77
4.3. Пароводогрейные котельные 79
5. Расчет принципиальной тепловой схемы котельной 80
6. Пример расчета принципиальной тепловой схемы паровой котельной . 83
6.1. Исходные данные для расчета 83
паровой котельной 85
6.3. Автоматизация расчета тепловой схемы паровой котельной 89
7. Пример расчета принципиальной тепловой схемы водогрейной
7.1. Исходные данные для расчета 95
водогрейной котельной 95
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЦЕНТРАЛЬНОГО ТЕПЛОВОГО ПУНКТА 105
1. Общие положения 105
2. Методика расчета подогревательных установок 106
2.1. Водоводяные подогреватели отопительных установок 106
подключением подогревателей 109
подключением подогревателей 111
3. Примеры расчета водоводяных секционных подогревателей ГВС
3.1. Общие сведения о программе 115
3.2. Расчет подогревателей включенных по параллельной схеме 116
последовательной схеме 119
5. Диафрагмы и элеваторы 123
Борис Анатольевич Ляликов
ИСТОЧНИКИ И СИСТЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
кандидат технических наук доцент В. Г. Заврин
Редактор Н. Т. Синельникова
Печать RISO. Усл.печ.л. 10. Уч.-изд.л. 90511.
Томский политехнический университет
Система менеджмента качества
NATIONAL QUALITY ASSURANCE
по стандарту ISO 9001:2000
. 634050 г. Томск пр. Ленина 30.

Исходные данные для выполнения курсовой работы.docx

Исходные данные для выполнения курсовой работы
Район строительства (город)
Температуры наружного воздуха С
Расчетные температуры теплоносите-
АлександровскСах. обл.
Белогорск Амур. обл.
Комсомольск Хаб. кр.

МУ для КР по источникам НОВОЕ.doc

[pic] ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ
ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО
ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
«БАШКИРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ АГРАРНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Кафедра «Теплотехника и энергообеспечение
СД 02 «Источники и системы теплоснабжения предприятий»
СД(М).Ф.2 «Источники и системы теплоснабжения предприятий»
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
к выполнению курсовой работы
0106 - Энергообеспечение предприятий
Методические указания разработали ст. преподаватель Шамукаев С.Б.
Рекомендовано к печати кафедрой «Теплотехника и энергообеспечение
предприятий» (протокол № 1от « 24» августа 2011 г.) и методической
комиссией Энергетического факультета (протокол № 1 от «20» сентября 2011
Рецензент: к.т.н. доцент Хисаев И.А.
Ответственный за выпуск: зав. кафедрой к.т.н. доцент Инсафуддинов С.З
Общие сведения о курсовой работе 6
1 Исходные данные 6
2 Содержание курсовой работы 6
3 Состав и объем курсовой работы 8
4 Требования к оформлению курсовой работы 10
Определение тепловых потоков на отопление вентиляцию и горячее
Регулирование отпуска теплоты на отопление 15
Регулирование отпуска теплоты на вентиляцию 19
Определение расходов сетевой воды 21
Гидравлический и тепловой расчет тепловых сетей 24
Гидравлические режимы водяных тепловых сетей 28
Подбор сетевых и подпиточных насосов 30
Расчет толщины тепловой изоляции 33
Расчет и подбор компенсаторов 36
Расчет усилий на опоры 39
Подбор основного и вспомогательного оборудования 41
Библиографический список 74
Курсовая работа теплоснабжение промышленного района выполняется
студентами всех форм обучения специальности 140106 – Энергообеспечение
предприятий и является завершающим этапом изучения курса “Источники и
системы теплоснабжения промышленных предприятий”. В ней в сокращённом
объёме решаются основные вопросы централизованного теплоснабжения
промышленного района такие как расчет тепловых потоков на отопление
вентиляцию и горячее водоснабжение жилых районов и промышленного
предприятия производится построение температурных графиков регулирования
тепловой нагрузки на отопление и вентиляцию производится полный
гидравлический расчет всех трубопроводов подсоединенных к котельной. В
процессе выполнения работы студент получает навыки практического применения
теоретических знаний и решения комплексных инженерных задач
централизованного теплоснабжения.
В данных методических указаниях излагается порядок определения
исходных данных необходимых для выполнения курсовой работы разъясняются
требования по содержанию составу объёму и оформления работы приводится
пример выполнения курсовой работы и необходимая литература.
Целью методических указаний является изложение требований к работе и
рекомендации по её выполнению с использованием технической литературы.
Выполнение курсовой работы позволит закрепить теоретический материал
получаемый на лекциях и в результате самостоятельной проработки части
курса применить его к решению практической задачи.
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О КУРСОВОЙ РАБОТЕ
Курсовая работа по теплоснабжению промышленного района выполняется в
соответствии с заданием составленным и подписанным руководителем. К
заданию прилагается схема системы теплоснабжения района.
В работе предусматривается двухтрубная водяная система теплоснабжения
источником теплоты является котельная.
В задании на курсовую работу приведены следующие исходные данные:
объем либо площадь отапливаемой территории район расположения
температурный режим отпуска теплоты система теплоснабжения (открытая
закрытая) способы регулирования (качественный количественный) тип
прокладки тепловых сетей (канальная бесканальная) паропроводов
Остальные исходные данные необходимые для решения отдельных частных
вопросов курсовой работы студент принимает сам по нормативной или
справочной литературе руководствуясь основными исходными данными.
2 Содержание курсовой работы
В курсовой работе разрабатывается в сокращённом объёме водяная система
централизованного теплоснабжения промышленного предприятия. В курсовой
работе решаются следующие основные вопросы:
- построение графиков изменения подачи теплоты каждому объекту в
диапазоне изменения температур наружного воздуха;
- проведение расчета и представление температурного графика
регулирования тепловой нагрузки;
- построение графиков расходов сетевой воды по объектам и в сумме;
- проведение гидравлического расчета тепловых сетей выбор
гидравлического режима эксплуатации построение пьезометрического графика
- выполнение теплового расчета тепловых сетей исходя из удельных
допустимых норм потерь теплоты при транспортировке теплоносителей расчет
толщины изоляционного покрытия;
- определение расхода пара на технологические нужды предприятия
расчет изменения температуры и давления пара по длине паропровода расчет
- расчет тепловой схемы источника теплоснабжения выбор основного
сетевого оборудования
- определение расчётных часовых и годовых расходов теплоты на
отопление вентиляцию горячее водоснабжение и суммарного;
- расчёт и построение графиков расходов теплоты в зависимости от
температуры наружного воздуха и по продолжительности;
- разработка принципиальной схемы подключения потребителей теплоты к
- расчёт и построение графиков регулирования отпуска теплоты на
- выбор элементов конструкции прокладки тепловых сетей не заданных в
основных исходных данных;
- выполнение расчётной схемы для гидравлического расчёта тепловых
- гидравлический расчёт тепловых сетей по экономически наивыгоднейшим
удельным линейным потерям давления;
- построение пьезометрического графика тепловых сетей с проработкой
экстремальных режимов;
- подбор основного сетевого оборудования источника теплоты;
- выполнение монтажной схемы участка тепловой сети;
- расчёт заданного участка трубопровода тепловой сети на компенсацию
температурных удлинений;
- определение нагрузок на одну разгруженную и одну неразгруженную
неподвижные опоры тепловой сети;
- определение экономически наивыгоднейшей толщины тепловой изоляции
трубопроводов в тепловой сети;
- построение продольного профиля участка тепловой сети;
- графическая разработка узлов камеры тепловой сети;
- вычерчивание деталей и элементов конструкции тепловой сети.
3 Состав и объём курсовой работы
Курсовая работа состоит из расчётно-пояснительной записки объёмом 20 –
страниц и 1 – 2 листов чертежей.
Расчётно-пояснительная записка должна содержать следующие разделы:
исходные данные; описание системы теплоснабжения; определение тепловых
нагрузок; регулирование отпуска теплоты; определение расчётных расходов
теплоносителя в тепловых сетях; разработка монтажной схемы и выбор
строительных конструкций тепловых сетей; гидравлический расчёт водяных
тепловых сетей; разработка графиков давления и выбор схем присоединение
абонентов к тепловым сетям; построение продольного профиля тепловых сетей;
подбор основного оборудования теплоподготовительной установки источника
теплоты; механический расчёт теплопроводов; тепловой расчёт изоляционной
конструкции; определение падения температуры теплоносителя по длине
теплопровода; подбор оборудования теплового пункта схемы автоматики;
экономия тепловой энергии и охрана окружающей среды.
Все расчёты в записке должны сопровождаться соответствующими
пояснениями ссылками на источники и производится в единицах СИ согласно
СТО 0493582-003-2009. В конце расчётно-пояснительной записки приводится
библиографический список и оглавление.
В расчётно-пояснительной записке приводятся следующие графики и схемы:
- график расхода теплоты в зависимости от температуры
наружного воздуха и по продолжительности;
- принципиальная схема подключение потребителей теплоты к
- графики регулирования тепловых нагрузок отопления
вентиляции горячего водоснабжения и суммарной;
- расчётная схема к гидравлическому расчёту тепловой сети;
- пьезометрический график тепловой сети;
- расчётная схема к тепловому расчёту тепловой сети;
- расчётная схема к расчёту трубопровода тепловой сети на
самокомпенсацию температурных удлинений;
- расчётная схема к расчёту нагрузок на неподвижные опоры
трубопроводов тепловой сети;
На чертежах курсовой работы должны быть представлены;
Генеральные план промплощадки с нанесёнными горизонталями трассой
тепловой сети и источником теплоты монтажная схема тепловой сети;
Продольный профиль тепловой сети план и разрезы узловой камеры
тепловой сети поперечное сечение конструкции прокладки тепловой сети
детали и элементы конструкции тепловой сети;
4 Требования к оформлению курсовой работы
Текст расчётно-пояснительной записки курсового проекта должен быть
аккуратно оформлен на писчей бумаге формата [pic] с оставлением полей
верхнее и нижнее – [pic] левое – [pic] правое [pic].
В расчётно-пояснительной записке приводятся все расчёты и формулы с
объяснением входящих в них величин. У всех размерных величин указываются
единицы измерения. Все таблицы в расчётно-пояснительной записки должны
иметь порядковые номера и названия. Все схемы и графики должны иметь
порядковые номера и названия. Нумерация их ведётся отдельно от таблиц.
Чертежи проекта выполняются в соответствии с требованиями стандартов
единой конструкторской документации на чертёжной бумаге. Для выполнения
чертежей рекомендуется следующие масштабы:
- генеральный план объектов – М 1:1000;
- монтажная схема тепловых сетей – без масштаба;
- продольный профиль тепловой сети: горизонтальный – М 1:1000;
вертикальный – М 1:100;
- узловая камера тепловой сети – М 1:20 1:25 1:50 (в зависимости от
- поперечное сечение конструкции прокладки тепловой сети – М 1:20
:25 (в зависимости от диаметров трубопроводов);
- детали и элементы конструкции тепловой сети – М 1:5 1:10 1:20 (в
зависимости от размеров детали и элементов).
Расчётно-пояснительная записка и чертежи подписываются студентом-
исполнителем с указанием даты завершения проекта. Проекты оформления
которых не отвечает изложенным в настоящем разделе требованиям
рассмотрению не принимаются.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕПЛОВЫХ ПОТОКОВ НА ОТОПЛЕНИЕ
ВЕНТИЛЯЦИЮ И ГОРЯЧЕЕ ВОДОСНАБЖЕНИЕ
Максимальные тепловые потоки на отопление Qomax вентиляцию Qvmax и
горячее водоснабжение Qhmax жилых общественных и производственных зданий
следует принимать при проектировании тепловых сетей по соответствующим
проектам. Тепловые потоки при отсутствии проектов отопления вентиляции и
горячего водоснабжения определяются:
Максимальный тепловой поток на отопление
для жилых и общественных зданий
для любых зданий при известных наружных объемах
Максимальный тепловой поток на вентиляцию
Средний тепловой поток на горячее водоснабжение
для любых зданий при известных тепловых потоках на горячее
водоснабжение на 1 человека
Максимальный тепловой поток на горячее водоснабжение
где [pic] [pic] - удельный показатель теплового потока на
отопление (определяется по приложению №4 №6 и №8 в зависимости от типа
отапливаемого здания);
[pic] - удельный показатель теплового потока на горячее водоснабжение
(определяется по приложению №5);
[pic] - поправочный коэффициент к величине [pic] (определяется по
а- норма расхода воды на горячее водоснабжение при температуре [pic]
на одного человека в сутки л (при [p
в- норма расхода воды на горячее водоснабжение потребляемой в
общественных зданиях (при температуре [p
tc- температура холодной (водопроводной) воды в отопительный период
(при отсутствии данных принимается равной 5 оС);
[pic] - коэффициент учитывающий тепловой поток на отопление
общественных зданий; при отсутствии данных [pic] следует принимать равным
[pic] - коэффициент учитывающий тепловой поток на вентиляцию
общественных зданий; при отсутствии данных [pic] следует принимать равным:
для общественных зданий построенных до 1985 г.- 0.4 после 1985 г. - 0.6;
[pic]-общая площадь отапливаемых помещений в жилом квартале [pic]
рассчитываемая по формуле
здесь [pic]- количество жителей в квартале рассчитываемое как
[pic] здесь [pic]- площадь рассчитываемого квартала [pic] [pic]-
плотность населения в рассчитываемом квартале [p
[pic]- общая площадь жилого здания отводимая на одного человека
Суммарный тепловой поток по кварталам Q( определяем суммированием
расчётных тепловых потоков на отопление вентиляцию и горячее водоснабжение
Среднечасовой тепловой поток за отопительный период
на горячее водоснабжение жилого района в неотопительный период
где [pic] - средняя температура внутреннего воздуха отапливаемых
зданий (определяется по приложению №6);
[pic] - средняя температура наружного воздуха за период со
среднесуточной температурой воздуха 8 оС и менее (отопительный период)
tsc - температура холодной (водопроводной) воды в неотопительный
период (при отсутствии данных принимается равной 15 оС);
[pic]- коэффициент учитывающий изменение среднего расхода воды на
горячее водоснабжение в неотопительный период (см. приложение №7).
Величины [pic] [pic] являются климатическими данными для города
в котором располагается рассчитываемая котельная (определяются по
Для построения часовых графиков расходов теплоты на отопление и
вентиляцию достаточно использовать два значения тепловых потоков:
максимальные Qomax и Qvmax определенные при температуре наружного воздуха
tн= +8 оС. Среднечасовой расход на горячее водоснабжение рассчитывается
для двух случаев – для отопительного и неотопительного периодов. График
среднечасового расхода теплоты на горячее водоснабжение не зависит от
температуры наружного воздуха и будет представлять собой прямую
параллельную оси абсцисс с ординатой [pic] для отопительного периода и с
ординатой [pic] для неотопительного периода.
Суммируя ординаты часовых графиков по отдельным видам
теплопотребления строят суммарный часовой график расходов теплоты Q(
который используют также для построения годового графика по
продолжительности тепловой нагрузки. Для построения этого графика
необходимо иметь данные по продолжительности стояния температур наружного
воздуха принимаемые для конкретного города по приложению №2 и
просуммированные с нарастающим итогом.
Для построения годового графика по месяцам (см. пример решения)
используя среднемесячные температуры наружного воздуха из приложения №3
определяют по формулам (10) и (11) тепловые потоки на отопление и
вентиляцию для каждого месяца отопительного периода. Суммарный тепловой
поток для каждого месяца отопительного периода определяется как сумма
тепловых потоков на отопление вентиляцию и среднечасового теплового потока
для данного периода на горячее водоснабжение.
Для неотопительного периода (при [pic]) суммарный тепловой поток
будет равен среднечасовому тепловому потоку на горячее водоснабжение в
данный период Q shm.
РЕГУЛИРОВАНИЕ ОТПУСКА ТЕПЛОТЫ НА ОТОПЛЕНИЕ
Центральное качественное регулирование по нагрузке отопления
целесообразно в случае если тепловая нагрузка на жилищно-коммунальные
нужды составляет менее 65 % от суммарной нагрузки района и при отношении
При таком способе регулирования для зависимых схем присоединения
элеваторных систем отопления температуру воды в подающей [pic] и обратной
[pic] магистралях а так же после элеватора [pic] в течение отопительного
периода определяют по следующим выражениям
где (t - расчетный температурный напор нагревательного прибора 0С
определяемый по формуле
здесь (3 и (2 - расчетные температуры воды соответственно после
элеватора и в обратной магистрали тепловой сети определенные при [pic] (для
жилых районов как правило (3= 95 0С; (2= 70 0С);
[pic]( - расчетный перепад температур сетевой воды в тепловой сети
[pic]- расчетный перепад температур сетевой воды в местной системе
Задаваясь различными значениями температур наружного воздуха tн
(обычно tн= +8; 0; -10; tнрv; tнро) определяют (01; (02; (03 и строят
отопительный график температур воды. Для удовлетворения нагрузки горячего
водоснабжения температура воды в подающей магистрали (01 не может быть ниже
0С в закрытых системах теплоснабжения. Для этого отопительный график
спрямляется на уровне указанных температур и становится отопительно-бытовым
(см. пример решения).
Температура наружного воздуха соответствующая точке излома графиков
температур воды tн ' делит отопительный период на диапазоны с различными
режимами регулирования:
- в диапазоне I с интервалом температур наружного воздуха от +8 0С до tн'
осуществляется групповое или местное регулирование задачей которого
является недопущение "перегрева" систем отопления и бесполезных потерь
- в диапазонах II и III с интервалом температур наружного воздуха от tн'
до tнро осуществляется центральное качественное регулирование.
Регулирование по совмещенной нагрузке отопления и горячего
водоснабжения целесообразно в системах теплоснабжения с преобладающей
(более 65 %) жилищно-коммунальной нагрузкой. В таких системах регулирование
производится по повышенному (скорректированному) графику температур воды. В
закрытых системах теплоснабжения эффективность повышенного графика
реализуется при применении двухступенчатой смешанной с ограничением расхода
и последовательной схемах включения водоподогревателей.
Расчет повышенного графика для закрытых систем
балансовая нагрузка горячего водоснабжения [pic]
где [pic] - балансовый коэффициент.
Суммарный перепад температур сетевой воды в верхней и нижней ступенях
водоподогревателей ( в течение всего отопительного периода постоянен и
определяется по формуле
Перепад температуры сетевой воды в нижней ступени водоподогревателя (2
соответствующий температуре наружного воздуха для точки излома
температурного графика tн' а так же для всего диапазона температур
наружного воздуха от +8оС до tн' определяют по формуле
для диапазона от tн' до tнро величину (2 определяют по формуле
где th - температура горячей воды поступающей из водоподогревателя в
систему горячего водоснабжения 0С;
tc - температура холодной водопроводной воды перед водоподогревателем
th' - температура водопроводной воды после водоподогревателя нижней
ступени 0С определяемая по формуле
[pic]- температура сетевой воды в обратной магистрали соответствующая
точке излома температурного графика 0С
[pic]- температура сетевой воды в обратной магистрали принимаемая по
отопительному графику в соответствии с заданной температурой наружного
Температуру сетевой воды по повышенному графику в обратной магистрали
(2п определяют по формуле 0С
Перепад температур сетевой воды в верхней ступени водоподогревателя (1
определяют по формуле 0С
Температуру сетевой воды в подающей магистрали (1п определяют по
Расчет повышенного графика для открытой системы
Необходимо вначале построить графики температур [pic] для зависимых
схем присоединения элеваторных систем отопления (см. формулы (13) (14)
(15)). Температуры сетевой воды в подающей и обратной магистралях для
повышенного графика соответственно (1п и ((п в течение отопительного
где [pic] - относительный расход теплоты на отопление
[pic]- относительный расход сетевой воды на отопление определяемый из
Регулирование по повышенному графику в открытых системах
осуществляется в диапазоне температур наружного воздуха +8 оС ( tн(.
Температура наружного воздуха tн( соответствует началу периода когда
температура сетевой воды в обратном трубопроводе достигает значений th и
весь водоразбор на горячее водоснабжение в диапазоне наружных температур
tн(( tнро осуществляется только из обратного трубопровода.
Для корректного построения температурных графиков регулирования для
закрытой системы теплоснабжения в осях [pic] и [pic] целесообразно все
расчеты этого раздела свести в таблицу типа (см. пример решения):
Таблица 1 Исходные данные для построения температурных графиков
открытая с тепловым потоком МВт:
закрытая с тепловым потоком МВт:
ПРИМЕЧАНИЕ. При регулировании по совмещенной нагрузке отопления и
горячего водоснабжения коэффициент k3 принимается равным нулю.
Для закрытых систем теплоснабжения при регулировании по нагрузке
отопления и тепловом потоке менее 100 МВт при наличии баков аккумуляторов у
потребителей коэффициент k3 следует принимать равным единице.
Суммарный расчетный расход воды для потребителей при [pic] при
отсутствии баков аккумуляторов а также с тепловым потоком 10 МВт и менее
следует определять по формуле
Расчетный расход воды кгч в двухтрубных водяных тепловых сетях в
неотопительный период [pic] следует определять по формуле
где [pic] - коэффициент учитывающий изменение расхода воды на горячее
водоснабжение в неотопительный период (определяется по приложению №7).
Расход воды в обратном трубопроводе двухтрубных водяных тепловых сетей
открытых систем теплоснабжения принимается равным в размере 10 % от
расчетного расхода воды определенного по формуле (41). Расчетный расход
воды для определения диаметров подающих и циркуляционных трубопроводов
систем горячего водоснабжения следует определять в соответствии со СНиП
ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ И ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ
Основной задачей гидравлического расчета является определение
диаметров трубопроводов а также потерь давления на участках тепловых
сетей. По результатам гидравлических расчетов разрабатывают гидравлические
режимы систем теплоснабжения подбирают сетевые и подпиточные насосы
авторегуляторы дроссельные устройства оборудование тепловых пунктов.
Гидравлический расчет выполняется как правило в 2 этапа:
Этап 1. Разработка расчетной схемы тепловых сетей.
На расчетной схеме проставляют номера участков (сначала по главной
магистрали затем по ответвлениям) расходы теплоносителя в кгс или в тч
длины участков в метрах. Главной магистралью является наиболее протяженная
и нагруженная ветвь сети от источника теплоты (точки подключения) до
наиболее удаленного потребителя. При неизвестном располагаемом перепаде
давления в начале теплотрассы удельные потери давления R следует
а) на участках главной магистрали 20 - 40 но не более 80 Пам;
б) на ответвлениях - по располагаемому перепаду давления но не более
Этап 2. Определение полных потерь давления на каждом участке
Полные потери давления (Р складываются из потерь давления на трение
[pic] и потерь давления в местных сопротивлениях (Рм
Потери давления на трение [pic] определяют по формуле
где R - удельные потери давления Пам определяемые по формуле
здесь ( - коэффициент гидравлического трения;
d - внутренний диаметр трубопровода м;
( - плотность теплоносителя кгм3;
( - скорость движения теплоносителя мc;
L - длина трубопровода м.
Потери давления в местных сопротивлениях (Рм определяют по формуле
где (( - сумма коэффициентов местных сопротивлений.
Потери давления в местных сопротивлениях могут быть также определены
по следующей формуле
здесь Lэ - эквивалентная длина местных сопротивлений которую
определяют по формуле
Гидравлический расчет выполняют по таблицам и номограммам
представленным в приложении. Сначала выполняют расчет главной магистрали.
По известным расходам ориентируясь на рекомендованные величины удельных
потерь давления R определяют:
- диаметры трубопроводов dн(S (см. приложение №12)
- фактические удельные потери давления R Пам;
- скорость движения теплоносителя ( мс.
Условный проход труб независимо от расчетного расхода теплоносителя
не должен превышать в тепловых сетях 32 мм. Скорость движения теплоносителя
(воды) не должна превышать 35 мс.
Определив диаметры трубопроводов находят:
- количество компенсаторов на участках
- местные сопротивления
Потери давления в местных сопротивлениях определяют по формуле (52)
либо по формуле (53). Затем определив полные потери давления на участках
главной магистрали и суммарные по всей ее длине выполняют гидравлический
расчет ответвлений увязывая потери давления в них с соответствующими
частями главной магистрали (от точки деления потоков до концевых
Увязку потерь давления выполняют подбором диаметров трубопроводов
ответвлений. Невязка не должна превышать 10 %. При невозможности полностью
увязать диаметрами излишний напор на ответвлениях должен быть погашен
соплами элеваторов дроссельными диафрагмами и авторегуляторами
При известном располагаемом давлении (Рр для всей сети а также для
ответвлений предварительно определяют ориентировочные средние удельные
потери давления Rm Пам
где (L - суммарная протяженность расчетной ветви (ответвления) на
потери давления в которой используется величина (Рр;
( - коэффициент учитывающий долю потерь давления в местных
сопротивлениях (принимается по приложению №11).
Таблицы и номограммы гидравлического расчета приведенные в литературе
[567] составлены для эквивалентной шероховатости труб Кэ = 0.5 мм. При
расчете трубопроводов с другой шероховатостью к значениям удельных потерь
давления R следует принимать поправочный коэффициент ( [6 табл. 4.14].
Диаметры подающего и обратного трубопроводов двухтрубных водяных тепловых
сетей при совместной подаче теплоты на отопление вентиляцию и горячее
водоснабжение как правило принимаются одинаковыми.
Гидравлический расчет конденсатопровода выполняется по тем же пунктам
что и расчет трубопроводов водяных тепловых сетей. Тепловой расчет
паропровода проводимого к промышленному предприятию как правило ничем не
отличается от обычного гидравлического расчета. Тепловой расчет паропровода
можно выполнить по следующим пунктам:
По известному расходу пара [pic] определяется диаметр паропровода
В большинстве расчетов удельное падение давления [pic] лежит в
пределах 180 – 220 Пам.
(п = 625 кгм3 – плотность пара при t = 230 °С.
Полученное значение диаметра d уточняется по ГОСТ 8731-74.
Уточняется значение удельного падения давления
Потери температуры по длине паропровода
где ql = 353 Втм – нормы тепловых потерь для паропровода при tп = 230
( = 02 – коэффициент местных потерь;
ср = 2449 кДж(кг(°С) – теплоемкость пара.
Давление в конце паропровода
Р1 – давление пара у источника;
Падение давления пара
ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ РЕЖИМЫ ВОДЯНЫХ ТЕПЛОВЫХ
Гидравлические режимы водяных тепловых сетей (пьезометрические
графики) следует разрабатывать для отопительного и неотопительного
периодов. Пьезометрический график позволяет: определить напоры в подающем и
обратном трубопроводах а также располагаемый напор в любой точке тепловой
сети. Пьезометрические графики строятся для магистральных и квартальных
тепловых сетей. Для магистральных тепловых сетей могут быть приняты
масштабы: горизонтальный Мг 1:10000; вертикальный Мв 1:1000; для
квартальных тепловых сетей: Мг 1:1000 Мв 1:500.
Пьезометрические графики строятся для статического и динамического
режимов системы теплоснабжения. Пьезометрический график для отапливаемого
периода строится поочередно в 9 этапов:
). За начало координат в магистральных сетях принять местоположение
). В принятых масштабах построить профиль трассы и высоты
присоединенных потребителей (приняв 9-ти этажную застройку). За нулевую
отметку оси ординат (оси напоров) принимают отметку низшей точки
теплотрассы или отметку сетевых насосов.
). Построить линию статического напора величина которого должна быть
выше местных систем теплопотребления не менее чем на 5 метров обеспечивая
их защиту от «оголения» и в то же время не должна превышать максимальный
рабочий напор для местных систем. Величина максимального рабочего напора
составляет: для систем отопления со стальными нагревательными приборами и
для калориферов - 80 метров; для систем отопления с чугунными радиаторами -
метров; для независимых схем присоединения с поверхностными
теплообменниками - 100 метров.
). На оси ординат откладывается требуемый напор у всасывающих
патрубков сетевых насосов (30 - 35 метров) в зависимости от марки насоса.
). Используя результаты гидравлического расчета строят линию потерь
напора обратной магистрали. Величина напоров в обратной магистрали должна
соответствовать требованиям указанным выше при построении линии
статического напора.
). Строится линия располагаемого напора для системы теплоснабжения
расчетного квартала. Величина располагаемого напора в точке подключения
квартальных сетей принимается не менее 40 м.
). Строится линия потерь напора подающего трубопровода а так же
линия потерь напора в коммуникациях источника теплоты (ТЭЦ). При отсутствии
данных потери напора в коммуникациях ТЭЦ могут быть приняты равными 25 - 30
м. Напор во всех точках подающего трубопровода исходя из условия его
механической прочности не должен превышать 160 м. Пьезометрический график
может быть перемещен параллельно себе вверх или вниз если возникает
опасность «оголения» или «раздавливания» местных систем теплоснабжения. При
этом необходимо учитывать чтобы напор на всасывающем патрубке не превысил
предельного значения для принятой марки насоса.
). Под пьезометрическим графиком располагается спрямленная
однолинейная схема теплотрассы с ответвлениями указываются номера и длины
участков диаметры трубопроводов расходы теплоносителя располагаемые
напоры в узловых точках.
). На пьезометрическом графике главной магистрали строится график
расчетного ответвления.
Для построения пьезометрических графиков для неотопительного периода
). Определить потери давления в главной магистрали при пропуске
максимального расхода сетевой воды на горячее водоснабжение Ghmax. В
открытых системах потери давления в обратной магистрали определяют при
пропуске расхода равного 01Ghmax.
). Принять потери напора в коммуникациях источника а также
располагаемый напор перед расчетным кварталом такими же как и для
отопительного периода.
). Следует учитывать что квартальные сети являются продолжением
магистральных сетей. Располагаемый напор в начале квартальных сетей (40 м.)
должен быть использован на потери напора в местных системах
теплопотребления зданий кварталов и на потери напора в подающей и обратной
магистралях квартальных сетей.
). Следует учитывать что линии напоров пьезометрического графика
квартальных сетей и при статическом и при динамическом режимах будут
продолжением соответствующих линий пьезометрического графика магистральных
ПОДБОР СЕТЕВЫХ И ПОДПИТОЧНЫХ НАСОСОВ
Напор сетевых насосов [pic] следует отдельно определять для
отопительного и неотопительного периодов по формуле
где [pic] - потери напора в установках на источнике теплоты (при
отсутствии более точных данных могут быть приняты равными 30 м);
[pic] - потери напора в местной системе теплопотребления (не менее
Потери напора в подающем и обратном трубопроводах для отопительного
периода принимают по результатам гидравлического расчета при пропуске
суммарных расчетных расходов воды.
Потери напора для неотопительного периода
а). в подающих трубопроводах
б). в обратном трубопроводе открытых систем теплоснабжения:
где [pic] - суммарный расход сетевой воды на головном участке
системы теплоснабжения в отопительный период;
[pic] - максимальный расход сетевой воды на горячее водоснабжение в
неотопительный период определяемый по формуле (48).
Подача (производительность) рабочих насосов
а) сетевых насосов для закрытых систем теплоснабжения в
отопительный период - по суммарному расчетному расходу воды определяемому
по формуле (46) учебного пособия;
б) сетевых насосов для открытых систем теплоснабжения в
при k4 =14 по формуле
в) сетевых насосов для закрытых и открытых систем теплоснабжения в
неотопительный период - по максимальному расходу воды на горячее
водоснабжение в неотопительный период (формула (48)).
Число сетевых насосов следует принимать не менее двух один из которых
- резервный; при пяти рабочих сетевых насосах соединённых параллельно в
одной группе допускается резервный насос не устанавливать.
Напор подпиточных насосов Hпн должен определяться из условий
поддержания в водяных тепловых сетях статического напора Нст и преодоления
потерь напора в подпиточной линии (Hпл величина которых при отсутствии
более точных данных принимается равной 10-20 м.
здесь z – разность отметок уровня воды в подпиточном баке и оси
подпиточных насосов.
Подача подпиточных насосов [pic]
а). в закрытых системах теплоснабжения принимается равной расчетному
расходу воды на компенсацию утечки из тепловой сети [pic]
б). в открытых системах - равной сумме максимального расхода воды на
горячее водоснабжение [pic] и расчетного расхода воды на компенсацию утечки
Расчетный расход воды на компенсацию утечки [pic] принимается в
размере 075% от объема воды в системе теплоснабжения аварийный расход на
компенсацию утечки принимается в размере 2% от объема воды в системе
теплоснабжения. Объем воды в системе теплоснабжения допускается принимать
равным 65 м3 на 1 МВт расчетного теплового потока при закрытой системе
теплоснабжения и 70 м3 на 1 МВт - при открытой системе теплоснабжения.
Число параллельно включенных подпиточных насосов
а). в закрытых системах теплоснабжения не менее двух один из которых
б). в открытых системах не менее трех один из которых также является
Технические данные насосов для систем теплоснабжения приведены в
приложениях №21 и №22. При подборе насосов следует учитывать требования по
максимальной температуре воды по величине допускаемых напоров на
всасывающем патрубке насоса. Из условий экономии потребления электроэнергии
величина КПД насоса [pic] не должна быть менее 90% от величины
максимального КПД [pic].
Указание моделей и количества сетевых и подпиточных насосов произвести
РАСЧЕТ ТОЛЩИНЫ ТЕПЛОВОЙ ИЗОЛЯЦИИ
Расчет толщины тепловой изоляции трубопроводов (к по нормированной
плотности теплового потока выполняют по формуле
где d - наружный диаметр трубопровода м;
е - основание натурального логарифма;
(к - теплопроводность теплоизоляционного слоя Вт(м ·°С)
(определяемая по приложению №15 и №24);
Rк - термическое сопротивление слоя изоляции м ·°СВт величину
которого определяют в зависимости от способа прокладки трубопровода по
следующим выражениям:
При надземной прокладке (также прокладке в тоннелях и техподпольях):
При подземной прокладке
бесканальная прокладка
где [pic] - нормированная линейная плотность теплового потока Втм
(принимается по приложению 16);
[pic] - средняя за период эксплуатации температура теплоносителя (при
параметрах теплоносителя 15090 принимается для подающего трубопровода
[pic] - среднегодовая температура окружающей среды (определяется по
приложению №18 в зависимости от вида прокладки трубопровода);
[pic] - коэффициент принимаемый по приложению №19.
[pic] - термическое сопротивление поверхности изоляционного слоя м·°С
Вт определяемое по формуле
здесь [pic]- коэффициент теплоотдачи с поверхности тепловой изоляции
в окружающий воздух (при прокладке в каналах [p при прокладке в
техподпольях и тоннелях [p
d – наружный диаметр трубопровода м;
[pic]- термическое сопротивление поверхности канала определяемое по
здесь [pic] - коэффициент теплоотдачи от воздуха к внутренней
поверхности канала ([p
F - внутреннее сечение канала м2;
P - периметр сторон по внутренним размерам м;
[pic] - термическое сопротивление стенки канала определяемое по
здесь [pic] - теплопроводность стенки канала (для железобетона [pic]=
[pic] - наружный эквивалентный диаметр канала определяемый
по наружным размерам канала м;
[pic] - термическое сопротивление грунта определяемое по формуле:
здесь [pic] - теплопроводность грунта зависящая от его структуры и
влажности (при отсутствии данных его значение можно принимать для влажных
грунтов [pic]= 2-25 Вт(м·°С) для сухих грунтов
h - глубина заложения оси теплопровода от поверхности земли м;
[pic] - добавочное термическое сопротивление учитывающее взаимное
влияние труб при бесканальной прокладке величину которого определяют по
для подающего трубопровода
для обратного трубопровода
где h - глубина заложения осей трубопроводов м;
b - расстояние между осями трубопроводов м принимаемое в зависимости
от их диаметров условного прохода по данной таблице:
Таблица 3 Расстояние между осями трубопроводов
dу мм 50-80 100 125-150 200 250 300 350
Таблица 6 Пролеты между подвижными опорами при надземной прокладке а
также в тоннелях и техподпольях.
Dу мм L м Dу мм L м Dу мм L м
Примечание: в числителе L для П-образных компенсаторов и
самокомпенсации в знаменателе - для сальниковых компенсаторов.
Горизонтальные нормативные осевые нагрузки на подвижные опоры Fhx Н
от трения определяются по формуле
где [pic] - коэффициент трения в опорах который для скользящих опор
при трении сталь о сталь принимают равным 03 (при использовании
фторопластовых прокладок [pic]= 01) для катковых и шариковых опор [pic]=
При определении нормативной горизонтальной нагрузки на неподвижную
опору следует учитывать: неуравновешенные силы внутреннего давления при
применении сальниковых компенсаторов на участках имеющих запорную
арматуру переходы углы поворота заглушки; следует также учитывать силы
трения в подвижных опорах и силы трения о грунт для бесканальных прокладок
а также реакции компенсаторов и самокомпенсации. Горизонтальную осевую
нагрузку на неподвижную опору следует определять:
- на концевую опору - как сумму сил действующих на опору;
- на промежуточную опору - как разность сумм сил действующих с
каждой стороны опоры.
Неподвижные опоры должны рассчитываться на наибольшую горизонтальную
нагрузку при различных режимах работы трубопроводов (охлаждение нагрев) в
том числе при открытых и закрытых задвижках. Для расчета усилий действующих
на неподвижные опоры могут быть использованы типовые расчетные схемы
приведенные в литературе [5. стр.172-173] [7.стр.230-242].
ПОДБОР ОСНОВНОГО И ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
Подбор паровых котлов.
Подбор паровых котлов производится на основании их однотипности по
техническим параметрам пара (по приложению№25).
Требуемый располагаемый напор для работы элеватора [pic] м
где h - потери напора в системе отопления принимаемые 15-2м;
Up - расчетный коэффициент смешения определяемый по формуле:
Расчетный коэффициент смешения для температурного графика 150-70 равен
[p для графика 140-70 [p для графика 130-70 [pic]= 14.
Диаметр горловины камеры смешения элеватора dг мм при известном
расходе сетевой воды на отопление G тч определяется по формуле
Диаметр сопла элеватора dc мм при известном расходе сетевой воды на
отопление G тч и располагаемом напоре для элеватора Н[pic] м
Величина напора Н м гасимого соплом элеватора не может во
избежание возникновения кавитационных режимов превышать 40 м. Для
определения диаметра сопла элеватора его номера требуемого напора могут
быть использованы номограммы приведенные в справочной литературе [5. стр.
Модели и количество сетевых и подпиточных насосов подбираются согласно
методическим рекомендациям раздела №7 выбор осуществляется по приложениям
Подбор запорной арматуры.
Диаметр штуцера и запорной арматуры d м для спуска воды из
секционируемого участка трубопровода определяют по формуле
где [pic]- общая длина трубопровода
[pic] - длины отдельных участков трубопровода м с
условными диаметрами [p
m - коэффициент расхода арматуры принимаемый для вентилей m =
144 для задвижек m = 0011;
n - коэффициент зависящий от времени спуска воды t (см. таблицу №7).
Таблица 7 Значения коэффициента n .
t = 1 ч t = 2 ч t = 3 ч t = 4 ч t = 5 ч
n = 1 n = 072 n = 058 n = 05 n = 045
Максимальное время спуска воды предусматривается для трубопроводов:
[pic]300 мм - не более 2 ч
[pic]350 ( 500 - не более 4 ч
[pic]600 - не более 5 ч
Диаметр спускного устройства для двустороннего дренажа установленного
в нижней точке трубопровода определяют по формуле
где [pic] [pic] - диаметры спускных устройств определяемые по
формуле (95) соответственно для каждой стороны.
Расчетный диаметр штуцера округляют с увеличением до стандартного и
сравнивают с приведенными в таблице №8 данными.
Таблица 8 Условный проход штуцера и запорной арматуры для спуска воды.
[pic] мм 65 вкл. 80-125 до 150 200-250 300-400 500 600-700
Условный 25 40 50 80 100 150 200
К установке принимают наибольший из двух сравниваемых диаметров
штуцеров и запорной арматуры.
Условный проход штуцера и запорной арматуры для выпуска воздуха из
секционируемых участков водяных тепловых сетей приведен в таблице №9.
Таблица 9 Условный проход штуцера и запорной арматуры для выпуска
[pic] мм 25-80 100-150 200-300 350-400 500-700 800-1200
Условный 15 20 25 32 40 50
ПРИЛОЖЕНИЕ А Климатические данные по некоторым городам бывшего СССР
(на основании СНиП.А.6-72. Строительная климатология №1. и геофизика)
Отопительный период Лето
ПродолжиТемпература воздуха [pic] Темп-ра воздуха
Расчетная для средняя средняясредняясредняя
проектирования отопителсамого самого в 13ч
ь- хо- жаркогосамого
ного лодногомесяца жаркого
периода месяца месяца
Архангельск251 -32 -19 -47 -125 +156 -
Астрахань 172 -22 -8 16 -68 +253 +293
Баку 119 -4 +1 +51 +38 +257 -
Брянск 206 -24 -13 -26 -85 +184 +226
Вильнюс 194 -23 -9 -09 -55 +180 -
Воронеж 199 -25 -14 -34 -93 +199 +241
Волгоград 182 -22 -13 -34 -92 +242 +286
Екатеринбур228 -31 -20 -64 -153 +174 +211
Златоуст 232 -30 -20 -66 -154 +164 +206
Иваново 217 -28 -16 -44 -118 +174 +225
Казань 218 -30 -18 -57 -135 +190 +240
Киев 187 -21 -10 -11 -59 +198 -
Киров 231 -31 -19 -58 -142 +178 +219
Кишинев 166 -15 -7 +06 -35 +215 -
Курск 198 -24 -14 -30 -86 +193 +236
Луганск 180 -25 -10 -16 -66 +223 +274
Львов 183 -19 -7 +03 -39 +188 -
Магнитогорс218 -34 -22 -79 -169 +183 +236
Махачкала 151 -14 -2 +26 -04 +247 -
Минск 203 -25 -10 -12 -69 +178 -
Москва 205 -25 -14 -32 -94 +198 +216
Мичуринск 202 -26 -15 -43 -108 +200 +245
Мурманск 281 -28 -18 -33 -101 +124 -
Н. Новгород218 -30 -16 -47 -120 +181 +216
Н. Тагил 238 -34 -21 -66 -161 +160 +215
Новороссийс134 -13 -2 +44 +26 +237 -
Одесса 165 -17 -6 +10 -25 +222 -
Оренбург 201 -29 -20 -81 -148 +219 +269
Орск 204 -29 -21 -79 -164 +213 +263
Пенза 206 -27 -17 -51 -121 +198 +241
Пермь 226 -34 -20 -64 -151 +181 +218
Петрозаводс237 -29 -14 -29 - - -
Рига 205 -20 -9 -06 -50 +171 -
Ростов-на-Д175 -22 -8 -11 -57 +229 +274
Рязань 212 -27 -16 -42 -111 +188 +230
Самара 206 -27 -18 -61 -138 +207 +242
С-Петербург219 -25 -11 -22 -79 +178 -
Саратов 198 -25 -16 -50 -119 +221 +257
Смоленск 210 -26 -13 -27 -86 +176 +211
Стерлитамак210 -36 -20 -71 -152 +196 +246
Таллинн 221 -21 -9 -08 -55 +166 -
Тбилиси 152 -7 0 +42 +09 +244 -
Тула 207 -28 -14 -38 -101 +184 +226
Ульяновск 213 -31 -18 -57 -138 +196 +238
Уральск 199 -30 -18 -65 -142 +226 +284
Уфа 211 -29 -19 -64 -141 +193 +234
Харьков 189 -23 -11 -21 -73 +208 +250
Челябинск 216 -29 -20 -71 -155 +188 +228
Актюбинск 203 -31 -21 -73 -156 +223 -
Алма-Ата 166 -25 -10 -21 -74 +233 -
Балхаш 190 -32 -20 -69 -152 +242 +273
Барнаул 219 -39 -23 -83 -177 +197 +240
Владивосток201 -25 -16 -48 -144 +200 -
Енисейск 245 -47 -28 -98 -22 +184 +223
Иркутск 241 -38 -25 -89 -209 +176 +226
Караганда 212 -32 -20 -75 -151 +203 +251
Красноярск 235 -40 -22 -72 -171 +187 +242
Кустанай 213 -35 -22 -87 -177 +202 +250
Минусинск 226 -42 -27 -95 -212 +196 +251
Новосибирск227 -39 -24 -91 -190 +187 +230
Омск 220 -37 -23 -77 -192 +183 +230
Самарканд 132 -13 +3 +28 -03 +255 +331
Семипалатин202 -38 -21 -80 -162 +222 -
Ташкент 130 -15 -6 +24 -09 +269 +333
Тобольск 229 -36 -22 -70 -185 +180 +216
Томск 234 -40 -25 -88 -192 +181 +225
Тюмень 220 -35 -21 -57 -166 +186 +224
Улан-Удэ 235 -38 -28 -106 -254 +194 +231
Хабаровск 205 -32 -23 -101 -223 +211 -
Целиноград 215 -35 -22 -87 -174 +202 +252
Чита 240 -38 -30 -116 -266 +188 -
Приложение Б Число часов за отопительный период со среднесуточной
температурой наружного воздуха равной и ниже данной (для ориентировочных
Температура наружного воздуха [pic]
с горячим с горячим без горячего
водоснабжением водоснабжением с водоснабжения с
потребления в потребления в
общественных общественных
Приложение Е Удельные тепловые характеристики жилых и общественных
Объем Удельные тепловые Расчетна
Наименование зданий зданий хар-ки Втм[pic] я
жилые кирпичные здания до 5 0.44
до 10 0.38 - 18 - 20
жилые 5-ти этажные до 6 0.49
крупно-блочные здания жилые до 12 0.43
-ти этажные крупно-панельные до 16 0.42 - 18 - 20
административные здания до 5 0.50 0.10 18
клубы дома культуры до 5 0.43 0.29 16
кинотеатры до 5 0.42 0.50 14
театры цирки концертные и до 10 0.34 0.47 15
зрелищно-спортивные залы до 15 0.31 0.46
универмаги магазины до 5 0.44 0.50 15
промтоварные до 10 0.38 0.40
магазины продовольственные до 1500 0.60 0.70 12
детские сады и ясли до 5 0.44 0.13 20
школы и высшие учебные до 5 0.45 0.10 16
заведения до 10 0.41 0.09
больницы и диспансеры до 5 0.46 0.34 20
бани душевые павильоны До 5 0.32 1.16 25
прачечные до 5 0.44 0.93 15
предприятия общественного до 5 0.41 0.81 16
питания столовые до 10 0.38 0.75
фабрики-кухни Более 10 0.35 0.70
комбинаты бытового до 0.5 0.70 0.80 18
обслуживания дома быта До 7 0.50 0.55
Приложение Ж Значения коэффициента [pic]
Теплопотребитель [pic]
Жилищно-коммунальный сектор в промышленном городе 0.8
Жилищно-коммунальный сектор в южном (курортном) городе 1.5
Промышленное предприятие 1.0
Приложение З Удельные теплопотери [pic] и удельные расходы теплоты на
вентиляцию [pic] промышленных служебных зданий (для ориентировочных
Промышленные здания
Назначение Строительный объемУдельная характеристика [pic]
зданий зданий тыс.м[pic]
для отопления для вентиляции
Чугунолитейные 50-100 029-025 117-105
цехи 100-150 025-021 105-095
Сталелитейные цехи50-100 029-025 097-085
Меднолитейные цехи10-20 042-029 236-186
До 10 047-035 152-140
Термические цехи 10-30 035-029 140-117
До 10 047-035 080-070
Кузнечные цехи 10-50 035-029 070-058
Механосборочные и 5-10 065-053 047-029
механические цехи10-50 053-047 029-017
слесарные 50-100 047-044 017-014
мастерские 100-200 044-042 014-010
До 5 069-064 069-058
Деревообделочные 5-10 064-053 058-053
цехи 10-50 053-047 053-047
Цехи металлических50-100 045-042 061-053
покрытий 100-150 042-035 053-042
Цехи покрытий До 2 075-069 585-470
металлами 2-5 069-064 470-345
Ремонтные цехи 5-10 069-058 023-018
Локомотивное депо До 5 081-075 047-035
Склады химикатов До 1 10-086 -
красок и т.п. 1-2 086-075 -
Склады моделей и 1-2 095-080 -
главные магазины 2-5 080-070 -
Бытовые и 05-1 070-053 -
административные 1-2 053-047 -
вспомогательные 2-5 047-039 017-014
помещения 5-10 039-035 014-013
Проходные До 05 153-140 -
Казармы и 5-10 044-039 -
помещения ВОХР 10-15 039-036 -
Приложение И Поправочный коэффициент [pic] к величине [pic]
Расчетная температура( Расчетная (
наружного воздуха температура
[pic] (С наружного воздуха
Приложение К Нормы расхода горячей воды (СНиП 02.04.01-85 “Внутренний
водопровод и канализация зданий”)
Потребитель Единица
ельный наибольшего максимальн
лсут водопотреблео часовой
Жилые дома квартирного типа
умывальниками мойками и душами1 житель 85 100 79
сидячими ваннами и душами 90 110 92
ваннами длиной от 15м до 17м 105 120 10
Жилые дома квартирного типа при
высоте зданий более 12 этажей и 115 130 109
повышенном благоустройстве
с общими душевыми 50 60 63
с душевыми во всех комнатах 1 житель 60 70 82
с общими кухнями и блоками 80 90 75
Гостиницы пансионаты и мотели 1 житель 70 70 82
с общими ваннами и душами
Гостиницы с ваннами в отдельных
номерах: 100 100 104
в 25% от общего числа номеров 1 житель 150 150 15
то же в 75% 180 180 16
с общими ваннами и душевыми 75 75 54
с санитарными узлами 1 койка 90 90 77
приближенными к палатам 110 110 95
Санатории и дома отдыха:
с ваннами при всех жилых 1 койка 120 120 49
с душевыми при всех жилых
Поликлиники и амбулатории 1 больной52 6 12
механизированные 1кг 25 25 25
немеханизированные белья 15 15 15
Административные здания 1 5 7 2
Учебные заведения с душевыми 1
при гимнастических залах и учащийся 6 8 12
Профессионально-технические то же 8 9 14
Предприятия общественного
питания: 1 блюдо 127 127 127
для приготовления пищи
реализуемой в обеденном зале 112 112 112
то же продаваемой на дом
продовольственные работа-ющ65 65 96
промтовары ий в 5 7 2
Стадионы и спортзалы: 1 место
для зрителей 1 1 1 01
для физкультурников физкуль-т30 30 25
для спортсменов спортсмен
для мытья в мыльной с - 120 120
ополаскиванием в душе
то же с приемом оздоровительных - 190 190
душевая кабина - 240 240
ванная кабина - 360 360
Душевые в бытовых помещениях 1 душевая
промышленных предприятий сетка в - 270 270
Приложение Л Значение коэффициента [pic]
Типы компенсаторов Условный проход Значения коэффициента α
паропроводов тепловых сетей и
Транзитные магистрали
Сальниковые До 1000 02 02
П-образные с гнутыми До 300 05 03
П-образные со 200-350 07 05
сварными отводами 400-500 09 07
Разветвленные тепловые сети
Сальниковые До 400 04 03
П-образные с гнутыми До 150 05 03
отводами 175-200 06 04
П-образные со 175-250 08 06
сварными отводами 300-350 1 08
Приложение Н Значения коэффициентов местных сопротивлений
Местное сопротивление ( Местное сопротивление (
Задвижка нормальная 0.5 Отводы сварные двухшовные под 0.6
Вентиль с косым шпинделем 0.5
Вентиль с вертикальным шпинделем6
Обратный клапан нормальный 7 Отводы сварные трехшовные под 0.5
Обратный клапан “захлопка” 3 Отводы гнутые под углом 90(
Компенсатор сальниковый 0.3
Компенсатор П-образный:
с гладкими отводами 1.7
с крутоизогнутыми отводами 2.4
со сварными отводами 2.8
Тройник при слиянии потоков:
Отводы гнутые под углом 90( со Тройник при разделении потока:
складками при Rd: проход* 1
0.8 ответвление 1.5
Тройник при потоке:
Отводы сварные одношовные под
*Коэффициент ( отнесен к участку с суммарным расходом воды.
Приложение О Значения l э для труб при (( = 1
Размеры труб l э м при k э м Размеры труб l э м при k э м
[pic] мм [pic] мм 00002 00005 0001
Армопенобетон 150-800 350-450 0105-013 150
Битумоперлит 50-400 450-550 011-013 130
Битумокерамзит до 500 600 013 130
Пенополимербетон 100-400 400 013 150
Пенополиуретан 100-400 60-80 007 120
Фенольный поропласт до 1000 100 005 150
Приложение Р Нормы плотности теплового потока qe Втм через
изолированную поверхность трубопроводов двухтрубных водяных тепловых сетей
при числе часов работы в год более 5000
Условнытип прокладки
открытый воздух тоннель непроходной бесканальная
средняя температура теплоносителя оС
d мм 50 100 50 100 50 90 50 90
Приложение С Расстояние между неподвижными опорами трубопроводов
Условный проход Компенсаторы Компенсаторы Самокомпенсация
труб мм П-образные сальниковые
Расстояния между неподвижными опорами в м при параметрах
теплоносителя: Рраб =8-16 кгссм2 t=100-150[pic]
Приложение Т Среднегодовая температура среды окружающей трубопровод
Тип прокладки трубопровода [pic]
прокладка в туннелях 40[pic]
прокладка в помещениях 20[pic]
прокладка в неотапливаемых техподопольях 5[pic]
надземная прокладка на открытом воздухе [pic]
подземная прокладка 1 5
Приложение У Значение коэффициента k1
Район строительства способ прокладки трубопровода
открытый тоннель непроходнойбесканальна
воздух помещение канал я
Европейские районы (1.1-1.51.0 1.0 1.0 1.0
Западная Сибирь 1.03 1.05 1.03 1.02
Восточная Сибирь (l(.l-lX.3)1.07 1.09 1.07 1.03
Дальний Восток (X.l-X.3) 0.88 0.9 0.8 0.96
Районы Крайнего Севера и 0.9 0.95 0.85 -
приравненные к ним (Ic-Xc)
Приложение Ф Значение коэффициента k2
Материал условный проход трубопроводов мм
теплоизоляционного слоя
Полимербетон 07 08 09 10
Пенополиуретан 05 06 07 08
фенольный поропласт ФЛ
Приложение Х Технические характеристики основных сетевых насосов
Тип Подача Напор м Допустимый Давление на Частота
насоса м3с (м3ч) кавитационнвходе в насос вращения
ый запас мМПа(кгссм2) не(синхронна
К-6 6-11-14 20-17-14 2900 137 128
К-6а 5-913 16-14-11 17 115
К-6б 4-9-13 12-11-9 10 105
К-6 10-20-30 34-31-24 45 162
К-6а 10-20-30 28-25-20 28 148
К-6б 10-20-25 22-18-16 28 132
К-9 11-20-22 21-18-17 28 129
К-9а 10-17-21 16-15-13 17 118
К-9б 10-15-20 13-12-10 17 106
К-6 30-45-70 62-57-44 14-20 218
К-6а 30-50-65 45-37-30 10-14 192
К-9 30-45-54 34-31-27 70 168
К-9а 25-85-45 24-22-19 45 143
К-6 65-95-135 98-91-72 55 272
К-6а 65-85-125 82-76-62 40 250
К-8 70-90-120 59-55-43 28 218
К-8а 70-90-109 48-43-37 20 200
К-12 65-90-120 37-34-28 14 174
К-12а 60-85-110 31-28-23 14 163
К-18 60-80-100 25-22-19 70 148
К-18а 50-70-90 20-18-14 70 136
К-8 110-140-19036-36-31 1450 28 328
К-8а 110-140-18030-28-25 20 300
К-8б 110-140-18024-22-18 20 275
К-12 110-160-20022-20-17 14 264
К-12а 95-150-180 17-15-12 10 240
К-12 220-280-34032-29-25 40 315
К-12а 200-250-29026-24-21 28 290
К-18 220-285-36020-18-15 20 268
К-18а 200-260-32017-15-12 20 250
Приложение Ш Типоразмеры П-образных компенсаторов
Диаметр Н м b мм с мм d мм e мм
Абс. Темп. пара [pic]ЭнтальпияТемп.
Пр 016-9Пр 1-09 1745 (насыщ) 2772 50 0044; 0069;
Е 025-9 Е10-909 174.5 (насыщ) 2772 50-100069; 0111;
Е25-14 14 194 2788 100 0694
Е4-14 Е35-14 14 194(нас) или 225 2788 100 114; 181; 278;
(перегр) 444; 694; 972
Е50-14 Е100-1414 225 2869 100 139; 208; 278
Е10-24 Е35-24 24 221 (нас)250 2800 100 278; 694; 972
Е50-24 Е160-2424 250 1887 100 139; 278; 444
Е10-40 Е75-40 39 440 3309 145 278; 444; 694;
Приложение Ю Исходные данные для выполнения курсовой работы
Тепло- и водоснабжение сельского хозяйства [Текст] : учеб. пособие для
студ. вузов по спец. 311400 "Электрификация и автоматизация сел.
хоз-ва" С. П. Рудобашта Н. И. Барановский Б. Х. Драганов [и др.].
- М. : Колос 1997. - 509 с.
Теплоснабжение отраслей АПК [Текст] М. С. Ильюхин. - М. :
Агропромиздат 1990. - 175 с.
Практикум по применению теплоты и теплоснабжению в сельском хозяйстве
[Текст] : учеб. пособие для студ. с.-х. вузов по инженерной спец. А.
А. Захаров. - М. : Колос 1995. - 176 с.
Теплоэнергетические установки и системы сельского хозяйства [Text] :
учеб. для студ. вузов по агроинженерным спец. Р. А. Амерханов А. С.
Бессараб Б. Х. Драганов ; под ред. Б. Х. Драганова. - М. :
Колос-Пресс 2002. - 424 с.
Теплотехника теплоснабжение и вентиляция [Текст] : учебник для студ.
вузов обуч. по спец. "Промышленное и гражданское строительство" К.
В. Тихомиров Э. С. Сергеенко. - 5-е изд. репр. - М. : БАСТЕТ 2009. -
Отопление и тепловые сети [Текст] : учебник для студ. средних спец.
учеб. заведений обуч. по спец. 2914 "Монтаж и эксплуатация внутренних
сантехнических устройств и вентиляции" Ю. М. Варфоломеев О. Я.
Кокорин. - Изд. испр. - М. : ИНФРА-М 2010. - 480 с.
Теплофикация и тепловые сети [Текст] : учебник для студ. вузов обуч.
по направлению "Теплоэнергетика" : рек. М-вом образования РФ Е. Я.
Соколов. - 9-е изд. стер. - М. : МЭИ 2009. - 472 с.
Электро- и теплоснабжение предприятий лесной промышленности и лесного
хозяйства [Текст] : сб. лекций по курсу "Экономия
топливно-энергетических ресурсов на предприятиях лесной отрасли". - М.
: Лесн. пром-сть 1985. - 128 с.
Применение теплоты в сельском хозяйстве [Текст] : для инж.спец. А.
А. Захаров. - 3-е изд. перераб. и доп. - М. : Агропромиздат 1986. -
7 с. : ил. - (Учебники и учеб. пособия для высш. с.-х. учеб.
заведений). - Библиогр.: с. 280-281
Применение тепла в сельском хозяйстве [Текст] В. П. Зуев В. С.
Шкрабак. - Л. : Колос 1976. - 232 с.
Теплотехника и теплоснабжение предприятий лесной и
деревообрабатывающей промышленности [Текст] : учебник для студ.
лесотех. спец. вузов П. М. Брдлик А. В. Морозов Ю. П. Семенов. -
М. : Лесн. пром-сть 1988. - 453 с.
Общая теплотехника теплоснабжение и вентиляция [Текст] : учебник для
вузов по спец. "С.-х. стр-во" А. Г. Егиазаров. - М. : Стройиздат
Теплоснабжение и вентиляция сельскохозяйственных зданий и сооружений
[Текст] : для студ.вузовобуч.по спец."Сельскохозяйственное
строительство" А. Ф. Строй. - Киев : Вища шк. 1983. - 215 с. : ил.
- Библиогр.: с. 211-213.
Энергосбережение в системахтеплоснабжения вентиляции и
кондиционирования воздуха [Текст] : справ.пособие Л. Д.
Богуславский. - М. : Стройиздат 1990. - 621 с. :
Наладка систем теплоснабжения водоснабжения и канализации [Текст]
В. К. Варварин А. В. Швырев. - М. : Росагропромиздат 1990. - 206 с.
Правила эксплуатации теплопотребляющих установок и тепловых сетей
потребителей и правила техники безопасности при эксплуатации
теплопотребляющих установок и тепловых сетей потребителей [Text] :
утв. 7 мая 1992г. М-во топлива и энергетики РФ Госэнергонадзор ; В.
А. Фишев. - 3-е изд. перераб. и доп. (стер.). - М. : Энергосервис
Справочник по теплоснабжению сельскохозяйственных предприятий [Text].
- М. : Колос 1983. - 319 с.
Теплоснабжение отопление и вентиляция животноводческих помещений
[Текст] А. Г. Цубанов. - Минск : Ураджай 1987. - 151 с.
Использование тепловой энергии в сельском хозяйстве [Text] Я.
Аболиньш. - Елгава : ЛСХА 1985. - 79 с.
Энергосберегающее теплоэнергетическое оборудование для
сельскохозяйственного производства [Текст] : каталог ФГНУ
Росинформагротех" ; [редкол.: В. М. Баутин и др.]. - М. :
Росинформагротех 2000. - 66 с.
по напр. "Теплоэнергетика" Е. Я. Соколов. - 7-е изд. стер. - М. :
Теплоснабжение предприятий по производству продукции животного
происхождения [Текст] : учеб. пособие к выполнению курсовой работы для
студентов спец. : 260301 - Технология мяса и мясных продуктов; 260303
- Технология молока и молочных продуктов МСХ РФ Башкирский ГАУ
Каф. "Автотракторные двигатели и теплотехника" ; [сост. Д. Х.
Мигранов]. - Уфа : БГАУ 2006. - 71 с.
Кокорин. - М. : ИНФРА-М 2007. - 480 с.
Расчет и проектирование теплогенерирующих установок систем
теплоснабжения [Текст] : учеб. пособие для студ. строит. вузов. обуч.
по спец. "Теплогазаснабжение и вентиляция" В. И. Лебедев Б. А.
Пермяков П. А. Хаванов. - М. : Стройиздат 1992. - 358 с.
по направлению "Теплоэнергетика" Е. Я. Соколов. - 6-е изд. перераб.
- М. : Изд-во МЭИ 1999. - 472 с.
Применение тепла в сельском хозяйстве [Текст] : учеб. пособия для
высш. с.-х. учеб. заведений А. А. Захаров. - М. : Колос 1980. - 311
Теплоснабжение [Текст] : учеб. пособие для студ. вузов обучающихся по
спец. "Теплогазоснабжение и вентиляция" [В. Е. Козин и др.]. - М. :
Высшая школа 1980. - 408 с.
Тепловое оборудование и тепловые сети [Текст] : учебник для студ.
вузов обучающихся по спец. "Экономика и управление в отраслях
топливно-энерг. комплекса" [Г. В. Арсеньев и др.]. - М. :
Энергоатомиздат 1988. - 400 с.
Источники теплоты и теплоснабжение сельскохозяйственного производства
[Текст] : учебное пособие А. И. Карюшатов ; Госагропром СССР
Саратовский СХИ им. Н. И. Вавилова Каф. двигателей и теплотехники
Саратовского ин-та механизации сел. хоз-ва им. М. И. Калинина. -
Саратов : [б. и.] 1987. - 97 с.
Тепловые насосы [Текст] Р. А. Амерханов. - М. : Энергоатомиздат
Теплотехника [Текст] : учебник для студ. вузов обучающихся по
направлению "Агроинженерия" : допущено МСХ РФ С. П. Рудобашта ;
Ассоциация " АГРООБРАЗОВАНИЕ". - М. : КолосС 2010. - 599 с.
Основы гидравлики и теплотехники [Текст] : учебник для студентов
образовательных учреждений среднего профессионального образования
обучающихся по специальности 2913 "Монтаж наладка и эксплуатация
электрооборудования промышленных и гражданских зданий" : допущено
М-вом образования РФ О. Н. Брюханов А. Т. Мелик-Аракелян В. И.
Коробко. - 3-е изд. стер. - М. : Академия 2008. - 240 с.
Теплогенерирующие установки[Текст] : учебник для студ. вузов
обучающихся по спец. "Теплогазоснабжение и вентиляция" : допущено
М-вом образования РФ Г. Н. Делягин [и др.]. - 2-е изд. перераб. и
доп. - М. : БАСТЕТ 2010. - 623 с.