Генераторы тепла и автономное теплоснабжение

Генераторы тепла и автономное теплоснабжение

(часть 2)

Методические указания

по выполнению курсовых проектов для студентов – бакалавров 3 курса

профиля подготовки "Теплогазоснабжение и вентиляция"

направления подготовки 270800 "Строительство"

 

 

Астрахань - 2014

Методические указания по выполнению курсовых проектов для студентов – бакалавров 3 курса профиля подготовки "Теплогазоснабжение и вентиляция" направления подготовки 270800 "Строительство" по дисциплине "Генераторы тепла и автономное теплоснабжение" (часть 2 "Автономное теплоснабжение") содержат теоретический и практический материал, необходимый для выполнения курсового проекта по дисциплине. Астрахань, 2014 – 112 с.

 

Утверждены на заседании кафедры ИСЭ

Протокол № ____ от _______ 201__ г.

 

Согласовано с УМУ АИСИ

"____" _______ 201__ г.

 

Утверждены на заседании методического совета направления "Строительство" профиль "Теплогазоснабжение и вентиляция" ФИС и ПБ АИСИ

Протокол № __ от ________201__ г.

 

 

Составитель: Цымбалюк Ю.В., к. т. н., доцент кафедры "Инженерные системы и экология"

 

Рецензент: Яковлев П.В, д.т.н., профессор кафедры "Безопасность жизнедеятельности и гидромеханика", ФБОУ ВПО "АГТУ".

 

 

© Цымбалюк Ю.В.

© ГАОУ АО ВПО «Астраханский инженерно-строительный институт».

 

Содержание

Стр.

1. Общие указания……………………………………………………………….

1.1. Задание к курсовому проекту…………………………………………………..

2. Основы методики выполнения курсового проекта…………………………….

2.1 Расчет тепловой нагрузки на объект………………….…..................................

2.1.1 Расчёт тепловой нагрузки на систему отопления …………….......

2.1.2 Расчёт тепловой нагрузки на систему вентиляции ………………..

2.1.3 Расчёт тепловой нагрузки на систему горячего

водоснабжения ………………………………………………………………….

2.2 Выбор автономных источников энергии, расчет потребления и стоимости электроэнергии…………………………………………………………………….

2.3 Тепловые расчеты теплоэнергетических установок.

2.3.1 Котельные установки (КУ). Подбор мощности КУ для объекта и определение расхода топлива………………………………………………………………………

2.3.2 Когенерационные установки (КГУ)………………………………………….

2.3.3 Тепловые насосные установки (ТНУ)……………………………………….

2.3.4 Солнечные коллекторы. Преобразование солнечной энергии в тепловую……………………………………………………………………………..

2.4. Автономные котельные…………………………………………………………

3. Список литературы……………………………..…………………………………..

Приложение 1……….………………………..……………………………………...

Приложение 2……….………………………..……………………………………..

Приложение 3………………………………………………………………………

 

 

Общие указания

Задача методических указаний - дать верное направление самостоятельной работе студентов, подчеркнуть главные моменты в содержании курса «Генераторы тепла и автономное теплоснабжение».

Целью изучения дисциплины «Генераторы тепла и автономное теплоснабжение» является: овладение расчетами теплообменных аппаратов, умение выбирать и обосновывать автономные источники энергии, производить оценку теплового процесса и анализ работы автономных источников энергии.

Курс «Генераторы тепла и автономное теплоснабжение» следует изучать в соответствии с программой, утвержденной АИСИ. При этом необходимо базироваться на основных законах тепло- и массобмена, изученных ранее в соответствующем курсе.

 

Задание к курсовому проекту

Для объекта, расположенного в Астраханской области, в соответствии с его назначением, с учетом удаленности от энергетической инфраструктуры, с учетом теплопотерь через ограждающие конструкции объекта, количества человек, а также наличием (доставки) газового, жидкого или твердого топлива, электроэнергии в рассматриваемой точке района, подобрать автономные источники энергии. Возможная доступная энергообеспеченность объекта указана в столбце 7 таб.1 прил.1. В качестве автономных источников энергии предлагаются: автоматические водонагреватели (АГВ), блочные котельные небольшой мощности, крышные или пристенные котельные, когенерационные установки, солнечные водонагреватели и ветровые энергоустановки, тепловые насосы, установки на биогазе и комбинация установок.

Варианты исходных данных для выполнения задания выбираются из таблицы по двум последним цифрам зачетной книжки студента (см. прил.1, таб.1) и одного инженерно-теоретического вопроса (см. прил.1, таб.2).

 

Курсовой проект включает в себя следующие разделы:

Введение

1. Расчет тепловой нагрузки на объект

1.1. Расчёт тепловой нагрузки на систему отопления.

1.2 Расчёт тепловой нагрузки на систему вентиляции.

1.3 Расчёт тепловой нагрузки на систему горячего водоснабжения.

2. Выбор автономных источников энергии, расчет основных параметров.

2.1 Котлы.

2.2 Когенерационные установки.

2.3 Тепловые насосы.

2.4 Солнечные коллекторы.

2.5 Комбинированные установки.

3. Анализ работы АИЭ. Экономическая целесообразность.

Список литературы

 

Котельные установки (КУ)

Поршневые когенераторы

Двигатели внутреннего сгорания уже давно используются для привода автономных электростанций. В наиболее известном случае это — дизельные моторы, которые традиционно применяются районах, где отсутствует централизованное энергоснабжение, и резервные источники электрической энергии. Они бывают оснащены теплообменным оборудованием и тогда представляют собой мини-ТЭЦ. При этом находит применение бросовое тепло выхлопных газов (их температура обычно составляет 450—500°С), а в моделях с глубокой утилизацией — также тепло систем охлаждения и смазки двигателя. Тепловая энергия от таких энергоагрегатов идет на отопление и горячее водоснабжение.

Кроме дизелей в качестве базы для мини-ТЭЦ используют газовые (рис. 4) и газодизельные двигатели внутреннего сгорания. В так называемом газовом режиме газодизели обычно действуют на смеси газа и небольшого количества (от 1 до 10%) дизельного топлива.
С точки зрения капитальных затрат наиболее дешевыми являются дизельные мини-ТЭЦ. Однако из-за дороговизны солярки, большего расхода масла и высоких эксплуатационных затрат себестоимость вырабатываемой ими электроэнергии оказывается в несколько раз выше, чем у газовых установок (обладающих к тому же большим ресурсом до капремонта). Таким образом, дизельные когенераторы лучше использовать в негазифицированных районах. Энергия, получаемая от газодизельных мини-ТЭЦ, также дороже той, что вырабатывают установки на чистом газе.
Энергоблоки на базе двигателей внутреннего сгорания поставляются в блочно-модульном исполнении для стационарной установки или в транспортабельных контейнерах. Кроме того, часто применяются специальные кожухи, поглощающие шум.
На российском рынке представлены газовые когенераторные установки на базе двигателей внутреннего сгорания электрической мощностью от 8 кВт до 5 МВт (см. обзор на с. 52). Их электрический КПД составляет порядка 40%, а общий коэффициент использования топлива достигает 90%.

Техническое обслуживание поршневых машин проводится чаще, чем обслуживание газотурбинных мини-ТЭЦ (через каждые 1000—2000 ч, в зависимости от уровня изготовления). Однако общие эксплуатационные затраты, включающие оплату работы специалистов и стоимость запасных частей, оказываются на 30—40% ниже. Они также уменьшаются при проведении ТО собственными силами предприятия.

С точки зрения использования различных видов топлива и простоты перехода с одного из них на другое поршневые двигатели также обладают большими возможностями. В качестве горючего могут быть использованы природный газ, биогаз, газы мусорных свалок, пиролизные газы, пропан, бутан, дизельное топливо, топочные мазуты, сырая нефть и т. д.

Обычно мини-ТЭЦ с газовыми двигателями внутреннего сгорания оказываются эффективнее и экономичнее газотурбинных установок. Исключение составляют случаи, когда на предприятии есть потребность в получении постоянного количества теплоносителя с температурой более 110 °С, при большой потребляемой мощности, а также при ограниченном количестве пусков.

Паровые турбины
Небольшие паровые турбины позволяют создавать мини-ТЭЦ на базе уже действующих паровых котлов, давление пара на выходе из которых обычно значительно выше, чем необходимо для промышленных нужд. Избыток гасится специальным дроссельным устройством, при этом на каждой тонне пара теряется 40—50 кВт энергии. Установив параллельно дроссельному устройству турбину с генератором, можно получать электроэнергию. В других случаях может оказаться целесообразным специально установить паровой котел и турбину. В частности, это позволяет использовать для когенерации альтернативное топливо типа древесных отходов. Этим не исчерпываются возможные варианты. Например, для получения электрической энергии с наиболее эффективным использованием топлива разработаны комбинированные парогазотурбинные установки. В них тепло выхлопных газов газотурбинного двигателя утилизируется в паровом котле, а пар приводит в движение отдельно стоящую турбину с собственным электрогенератором.

Таким образом, получается три варианта использования паровой турбины: генераторный, турбоприводный и комбинированный. Генераторный вариант (Г) включает паровую турбину, приводящую в действие электрический генератор асинхронного или синхронного типов, подключенный на шины котельной, а трубопроводы отработавшего пара и промежуточных отборов — на трубопроводы соответствующих потребителей по уровням давления пара. Вырабатываемая электроэнергия, поступая на шины котельной вытесняет потребляемую из энергосистемы, а при ее избытке выдается в энергосистему через существующие электрические связи. Турбоприводный (ТП) вариант включает паровую турбину, приводящую в действие механизм собственных нужд котельной и (или) другие механизмы. Такими механизмами являются питательные и сетевые насосы, дутьевые вентиляторы и дымососы, а также другое оборудование. Комбинированный вариант (К) включает паровую турбину, приводящую в действие генератор и механизм.

Типовыми, наиболее эффективными мощностями, на которых имеет смысл использовать паровые турбины, является диапазон мощностей от 5 МВт до 25 МВт.

Преимущества паровой турбины: высокая производительность, гибкость по отношению к типу сжигаемого топлива, длительный срок службы. Недостатки: высокая инертность (длительный период запуска), высокая стоимость, производство тепла преобладает над электроэнергией, нижний порог эффективного применения (от 5 МВт электроэнергии).

Микротурбины

Микротурбина используется в качестве двигателя компактных модульных генераторов электроэнергии, работающих в диапазоне мощностей от 25 до 200 кВт.

Все движущиеся части микротурбинного двигателя - воздушный компрессор, генератор и сама турбина - расположены на одном валу, скорость вращения которого находится в диапазоне 45000-96000 оборотов в минуту. Вал закреплен на воздушных подшипниках, что позволяет отказаться от жидкостной смазки и использовать для этого воздух. Воздух также обеспечивает охлаждение двигателя и управляющей электроники. Это позволяет значительно снизить стоимость обслуживания оборудования по сравнению с другими технологиями. Для микротурбин стандартным считается проведение регламентных работ не чаще чем 1 раз в год, что обеспечивает работоспособность не ниже 99%.

Основным видом топлива для микротурбин является природный газ, но они также могут эффективно работать и на другом коммерческом или условно бесплатном углеводородном топливе (попутный нефтяной, биологический газы, шахтный метан, сжиженный пропан, бутан). Микротурбины демонстрируют наилучшие показатели по экологическим параметрам по сравнению с остальными приведенными в настоящем обзоре технологиями.

По совокупности все эти преимущества позволяют применять микротурбины в качестве постоянно работающего основного генератора даже в густонаселенных городских центрах внутри и вне помещений, отводя сети роль резерва.

К стандартным, и серьёзным минусам микротурбин относят:

• Высокую стоимость капиталовложений.
• Высокую стоимость аммортизационных отчислений.
• Высокую стоимость и необходимость регулярной замены аккумуляторных батарей, которые необходимо менять в процессе работы установки.
• Низкий электрический КПД и высокий расход газа.

 

Топливные элементы

Топливные элементы представляют собой электрохимические устройства, вырабатывающие электроэнергию без процесса горения - химическим путем, почти так же, как батарейки. Разница лишь в том, что в них используются другие химические вещества, водород и кислород, а продуктом химической реакции является вода. Можно использовать и природный газ, однако при использовании углеводородного топлива, конечно же, неизбежен определенный уровень выбросов двуокиси углерода.
Поскольку топливные элементы могут работать с высоким КПД и без вредных выбросов, с ними связаны большие перспективы в отношении экологически рационального источника энергии, который будет способствовать снижению выбросов парниковых газов и других загрязняющих веществ. Основное препятствие на пути широкомасштабного использования топливных элементов это их высокая стоимость по сравнению с другими устройствами, вырабатывающими электричество.

На базе топливных ячеек в настоящее время доступны когенераторные установки в диапазоне электрических мощностей 0,3-10 МВт. Достоинства данной технологии:

- высокий электрический КПД (до 54%)
- высокая экологичность (выхлопные газы представляют собой водяной пар и углекислый газ)
- низкие эксплуатационные издержки
- абсолютная безопасность
- компактность
- низкий уровень шума
- отсутствие вибраций

 

 

Когенерационные установки (газотурбинные, турбины на легком жидком топливе, дизельные установки) подбираются по электрической нагрузке на объект (потребители энергии - кондиционеры, тепловые насосы, холодильники, бытовые электронные приборы, освещение и пр.) в кВт. По электрической нагрузке подбирается одна или несколько однотипных КГУ, каждая из которых имеет электрические и тепловые мощности N_полн = N_эл + Q_тепл [кВт] с привязкой их по тепловой нагрузке к объекту.

Секундный расход топлива определяется как:

В = , [кг/с], (2.8)

где

– электрический КПД КГУ, принимаем по паспорту, [в долях];

– теплотворная способность топлива (газ, жидкое, твердое топливо), [кДж/кг], [кДж/м³].

Примечание:

Если выбирается одна КГУ, то Q_нагр = 1,2 · N_полн. (2.9)

Если несколько КГУ (n, шт), каждая из которых имеет полную нагрузку N_полн, то

Q_нагр = 1,2· n · N_полн. (2.10)

При оформлении контрольной работы по применению КГУ, студент должен оценить поверхность теплообменника F, м², используемого для теплоснабжения объекта. Для этого используем в расчетах: уравнения теплообмена – балансовыми и теплопередачи; изображения циклов в диаграммах T-S газовой турбины или дизеля, а также энтальпии воды – i_воды = с_воды·t =4,19·t [кДж/кг] и энтальпии отработанных горячих газов [кДж/кг] или [кДж/м³].

Общая запись уравнений теплообмена для тепловой нагрузки Q_нагр:

[кВт], (2.11)

где - количество воды, циркулирующей в системе теплоснабжения, [кг/с];

i ^', i" - энтальпии горячей и охлажденной воды на входе и выходе из теплообменника, [кДж/кг];

– энтальпии отработанных газов на входе и выходе из теплообменника, [кДж/кг], [кДж/м³].

k- коэффициент теплопередачи от отработанных газов, выбрасываемых турбиной или дизелем в теплообменник к воде змеевика, [ ];

[ ], (2.12)

где – коэффициент теплоотдачи от газов к наружной стенке змеевика, можно принять = 30-40 ;

–сопротивление стенки змеевика, можно принять в пределах

= (3÷4)·10^-4 ;

α_в - коэффициент теплоотдачи от внутренней стенки трубы змеевика к воде

=1500÷2000 ;

– средняя разность температур между отходящими из турбины или дизеля горячими газами и холодной водой в трубках змеевика. Определяется с помощью следующих методических указаний.

 

 

а) T-S диаграмма (газовая турбина) б) T-S диаграмма (дизель)

 

в) изменение температуры по поверхности теплообменника

Рис. 1 Диаграммы Т-S и t-F

В расчетах, для упрощения задачи, принимаем прямоточный теплообменник, тогда:

, (2.13)

(2.14)

Если 1,7, то

Если 1,7, то (2.15)

Тогда оценочная поверхность теплообменника, задействованного в КГУ должна быть не менее:

[м²] (2.16)

Оцените общие габариты КГУ.

При приоритете производства электрической энергии особое внимание, при эксплуатации КГУ, следует уделять ограничению количества стартов двигателя, для чего нужно обеспечить стабильный отбор электроэнергии. При отборе тепла для объекта рекомендуется использовать теплонакопители (аккумуляторы тепла), подобранные и рассчитанные для данной системы. Все устройства, входящие в состав системы теплоэнергоснабжения, должны управляться и контролироваться с помощью одного общего свободно-программируемого главного регулятора.

Накопитель тепла (тепловые аккумуляторы) можно представить в виде баков с водой (парафином). Так, хорошо изолированный бак с 1 тонной воды потребует энергии для нагрева ее тенами от 20 до 90 °С:

кДж ≈ 81 кВт-ч.

При использовании этой воды в качестве горячей для отопления и ГВС можно расходовать в среднем используя ее 12 часов и получая 7 кВт.

≈ 7кВт - тепловой энергии, в течение 12 часов можно отапливать и получать горячую воду для дома площадью, примерно, 100 м².

 

Рекомендации по проектированию системы солнечного теплоснабжения

Размещение солнечных коллекторов производится на кровле зданий или площадках с учетом ландшафта и застройки местности.

При проектировании установки теплоснабжения следует произвести расчет опорных конструкций с учетом ветровой и снеговой нагрузок, а при необходимости - c учетом сейсмических воздействий.

Оптимальная ориентация солнечных коллекторов - южная. Отклонение от южной ориентации на восток до 15° введет к уменьшению прихода солнечной радиации на 5%, а на запад до 30° - на 10%.

Угол наклона солнечных коллекторов к горизонту при круглогодичной работе установки должен приниматься равным широте местности для солнечного ГВС и j+15° для ССТ.

Расстояние между рядами солнечных коллекторов по горизонтали рассматривается из условия незатенения по наименьшему значению высоты солнца над горизонтом, приведенной в приложении 6, в зависимости от географической широты местонахождения объекта.

Для обеспечения высокой эффективности солнечных коллекторов и выбора циркуляционного насоса производится гидравлический расчет по общепринятой методике. Сопротивление солнечного коллектора при расходе 50 кг/(м²·ч) не превышает 500 Па.

Для равномерного распределения потока теплоносителя в системах солнечные коллекторы соединяются в последовательно-параллельные и параллельно-последовательные группы с учетом удобства технического обслуживания и ремонта.

В установках солнечного теплоснабжения с большой площадью поверхности солнечных коллекторов следует предусматривать возможность отключения отдельных секций в случае выхода их из строя без вывода из эксплуатации всей установки.

Для удаления воздуха из системы необходимо предусматривать воздушный клапан, устанавливаемый в наивысшей точке системы. Допускается удаление воздуха с помощью расширительного бака, установленного выше уровня статического давления в гелиоконтуре.

В системе теплоснабжения необходимо предусматривать арматуру для заполнения системы, а в нижней части - для спуска теплоносителя с уклоном трубопровода 0,002.

Рекомендуется предусматривать 10%-ный запас площади поверхности солнечных коллекторов на случай выхода части ее из строя, ухудшения теплопередающих свойств и загрязнения поверхности остекления.

Движение теплоносителей в контурах следует принимать по противоточной схеме.

Тепловые потери через изоляцию БА, теплообменников и трубопроводов не должны превышать 5% теплопроизводительности СК.

Для поддержания постоянной температуры горячей воды, подаваемой к потребителю, установки должны обеспечиваться автоматическими регуляторами температуры.

При использовании в гелиоконтуре в качестве теплоносителя воды необходимо предусмотреть ее химическую обработку и деаэрирование перед заполнением системы.

При круглогодичной эксплуатации ССТ в теплоприемном контуре рекомендуется применять антифриз. Свойства антифризов приведены в приложении 7.

Давление антифриза в теплоприемном контуре во избежание попадания его в БА при нарушении герметичности теплообменника должно быть ниже, чем давление воды в тепловоспринимающем контуре.

Система теплоснабжения должна включать дублер, работающий совместно с солнечной установкой при длительном отсутствии солнечной радиации, обеспечивающий 10%-ное покрытие тепловой нагрузки здания.

Обозначения

З_с - удельные приведенные затраты на единицу вырабатываемой тепловой энергии ССТ, руб./ГДж;

З_б - удельные приведенные затраты на единицу вырабатываемой тепловой анергии базовой установкой, руб./ГДж;

З_п - среднегодовая удельная зарплата с начислениями эксплуатационного персонала дублера, руб./год;

k_c - капитальные затраты на ССТ, руб.;

k_в - капитальные затраты на дублер, руб.;

k_э - эффект от снижения загрязнения окружающей среды, руб.;

k_п - социальный эффект от экономии зарплаты персонала, обслуживающего дублер, руб.;

Е_н - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений;

С_с - приведенные затраты на ССТ и дублер, руб./год;

С_б - приведенные затраты на базовую установку, руб./год;

Э_с - доля эксплуатационных расходов от капитальных затрат на ССТ;

Э_в - доля эксплуатационных расходов от капитальных затрат на дублер;

Э_б - доля эксплуатационных расходов от капитальных затрат на базовый источник тепловой энергии;

Ц - стоимость единицы тепловой энергии, вырабатываемой дублером, руб./ГДж;

В - экономия топлива в пересчете на условное за эксплуатационный период солнечной установки, т/год;

Н - среднегодовая суммарная солнечная радиация, приходящая на горизонтальную поверхность, кВт·ч;

Q_p - полная годовая нагрузка теплоснабжения, кВт·ч;

Q_н - низшая теплота сгорания условного топлива, кВт·ч/кг;

Q_c - годовая теплопроизводительность ССТ, кВт·ч;

F - площадь поверхности СК, м²;

U_L - общий коэффициент тепловые потерь, Вт/(м²·°С);

F_R - коэффициент эффективности солнечного коллектора;

V_a - удельная вместимость бака-аккумулятора, л/м²;

V - объем здания, м³;

S - жилая площадь здания, м²;

N_д - количество тепловой энергии, вырабатываемой дублером за год, ГДж;

a - параметр; b - параметр;

t_г - температура горячей воды на выходе из СК, °С;

t_x - температура холодной воды на входе в БА, °С;

t_н.в - температура наружного воздуха, °С;

t_в - температура воздуха внутри здания, °С;

q - годовая удельная теплопроизводительность ССТ, отнесенная к единице площади солнечных коллекторов, кВт·ч/м²;

f - доля полной среднегодовой тепловой нагрузки, обеспечиваемой за счет солнечной энергии (коэффициент замещения);

j - географическая широта, град.;

e - степень черноты поглощательной поверхности СК в диапазоне рабочих температур коллектора;

e₁ - эффективность водяного теплообменника;

e₂ - эффективность водовоздушного теплообменника;

t _п - пропускательная способность остекления;

t _пн - период полного покрытия тепловой нагрузки ССТ, мес.;

(ta) - приведенная поглощательная способность солнечного коллектора;

g - удельный расход антифриза в теплоприемном контуре, кг/(м²·ч);

a - поглощательная способность теплоприемной поверхности;

a₁-a₉ - коэффициенты; b₁-b₉ - коэффициенты;

r - характеристика теплоизолирующих свойств ограждающих конструкций здания при фиксированном значении нагрузки ГВС;

l - удельные тепловые потери здания, Вт/(м³·°С);

m - количество часов в сутках;

k - кратность вентиляционного обмена воздуха, 1/сут;

r _в - плотность воздуха при 0 °С, кг/м³;

- теплоемкость воздуха при 0 °С и постоянном давлении, Вт·ч/(кг·°С);

l - удельная суточная нагрузка ГВС, Вт·ч/м²;

C_min - меньший из водяных эквивалентов водовоздушного теплообменника, Вт/°С;

h - КПД замещаемого источника энергии.

 

 

Приложение 1

Автономные котельные

Проектирование котельных осуществляется в соответствии с разработанными и утвержденными схемами теплоснабжения городских и сельских населенных пунктов, учитывая строительство автономных котельных.

Котельные по размещению подразделяются на:

- встроенные в здания,

- пристроенные к зданиям,

- отдельностоящие,

- крышные.

Тепловая мощность встроенных, пристроенных и крышных котельных не должна превышать потребности в теплоте тех зданий, для теплоснабжения которых они предназначены.

При соответствующем технико-экономическом обосновании возможно использование встроенных, пристроенных или крышных автономных котельных для теплоснабжения группы зданий, если дополнительная тепловая нагрузка потребителей не превышает 100% тепловой мощности основного здания.

Для пристроенных к промышленным зданиям котельных суммарная тепловая нагрузка установленных котлов, производительность каждого из котлов и параметры теплоносителя не нормируются. Котельные при этом располагают у стен здания, расстояние от стены котельной до ближайшего проема должно быть не менее 2 м по горизонтали, а расстояние от перекрытия котельной до ближайшего проема по вертикали - не менее 8 м.

Для котельных, встроенных в производственные здания промышленных предприятий при применении котлов с давлением пара до 0,07 МПа и температурой воды до 115 °С, тепловая мощность котлов не нормируется. Тепловая мощность котлов с давлением пара более 0,07 МПа и температурой воды более 115 °С не должна превышать величин, установленных «Правилами устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов», утвержденными Госгортехнадзором России.

Крышные котельные для производственных зданий промышленных предприятий допускается проектировать с применением котлов с давлением пара до 0,07 МПа и температурой воды до 115°С. При этом тепловая мощность такой котельной не должна превышать потребности в теплоте здания, для теплоснабжения которого она предназначена.

Не допускается размещать крышные и встроенные котельные над и под производственными помещениями и складами категорий А и Б по взрывопожарной и пожарной опасности.

Не допускается встраивать котельные в жилые многоквартирные здания.

Для жилых зданий допускается устройство пристроенных и крышных котельных. Указанные котельные допускается проектировать с применением водогрейных котлов с температурой воды до 115°С. При этом тепловая мощность котельной не должна быть более 3,0 МВт. Не допускается проектирование пристроенных котельных, непосредственно примыкающих к жилым зданиям со стороны входных подъездов и участков стен с оконными проемами, где расстояние от внешней стены котельной до ближайшего окна жилого помещения менее 4 м по горизонтали, а расстояние от перекрытия котельной до ближайшего окна жилого помещения менее 8 м по вертикали.

Не допускается размещение крышных котельных непосредственно на перекрытиях жилых помещений (перекрытие жилого помещения не может служить основанием пола котельной), а также смежно с жилыми помещениями (стена здания, к которому пристраивается крышная котельная, не может служить стеной котельной).

Для общественных, административных и бытовых зданий допускается проектирование встроенных, пристроенных и крышных котельных при применении:

- водогрейных котлов с температурой нагрева воды до 115°С;

- паровых котлов с давлением насыщенного пара до 0,07 МПа (0,7 кгс/см²), удовлетворяющих условию (t- 100) V £100 для каждого котла, где t - температура насыщенного пара при рабочем давлении, °С; V - водяной объем котла, м³.

При этом в котельных, расположенных в подвале, не допускается предусматривать котлы, предназначенные для работы на газообразном и жидком топливе с температурой вспышки паров ниже 45°С.

Общая тепловая мощность автономной котельной не должна превышать:

3,0 МВт - для крышной и встроенной котельной с котлами на жидком и газообразном топливе;

1,5 МВт - для встроенной котельной с котлами на твердом топливе.

Общая тепловая мощность пристроенных котельных не ограничивается.

Не допускается размещение пристроенных котельных со стороны главного фасада здания. Расстояние от стены здания котельной до ближайшего окна должно быть не менее 4 м по горизонтали, а от покрытия котельной до ближайшего окна - не менее 8 м по вертикали. Такие котельные не допускается размещать смежно, под и над помещениями с одновременным пребыванием в них более 50 человек.

Не допускается проектирование крышных, встроенных и пристроенных котельных к зданиям детских дошкольных и школьных учреждений, к лечебным корпусам больниц и поликлиник с круглосуточным пребыванием больных, к спальным корпусам санаториев и учреждений отдыха.

Возможность установки крышной котельной на зданиях любого назначения выше отметки 26,5 м должна согласовываться с местными органами Государственной противопожарной службы.

Тепловые нагрузки для расчета и выбора оборудования котельных должны определяться для трех режимов:

- максимального - при температуре наружного воздуха в наиболее холодную пятидневку;

- среднего - при средней температуре наружного воздуха в наиболее холодный месяц;

- летнего.

Указанные расчетные температуры наружного воздуха принимаются в соответствии со СНиП 23-01 и СНиП 2.04.05.

Для теплоснабжения зданий и сооружений, имеющих дежурное отопление или в работе систем отопления которых допускаются перерывы, следует предусматривать возможность работы оборудования котельной с переменными нагрузками.

Расчетная производительность котельной определяется суммой расходов тепла на отопление и вентиляцию при максимальном режиме (максимальные тепловые нагрузки) и тепловых нагрузок на горячее водоснабжение при среднем режиме и расчетных нагрузок на технологические цели при среднем режиме. При определении расчетной производительности котельной должны учитываться также расходы тепла на собственные нужды котельной, включая отопление в котельной.

Максимальные тепловые нагрузки на отопление Q _оmax, вентиляцию Q_{v max} и средние тепловые нагрузки на горячее водоснабжение Q_hm жилых, общественных и производственных зданий следует принимать по соответствующим проектам.

Расчетные тепловые нагрузки на технологические процессы и количество возвращаемого конденсата следует принимать по проектам промышленных предприятий.

При определении суммарных тепловых нагрузок для предприятия следует учитывать несовпадение максимумов тепловых нагрузок на технологические процессы по отдельным потребителям.

Средние тепловые нагрузки на горячее водоснабжение Q_hm следует определять по нормам расхода горячей воды в соответствии со СНиП 2.04.01.

При отсутствии проектов тепловые нагрузки на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение определяют:

для предприятий - по укрупненным ведомственным нормам, утвержденным в установленном порядке, либо по проектам аналогичных предприятий;

для жилых и общественных зданий - по формулам:

а) максимальный расход теплоты на отопление жилых и общественных зданий, Вт

(1)

где q_o - укрупненный показатель максимального расхода теплоты на отопление и вентиляцию здания на 1 м² общей площади, Вт/м²;

А - общая площадь здания, м²;

k₁ - коэффициент, учитывающий долю расхода теплоты на отопление общественных зданий; при отсутствии данных следует принимать равным 0,25;

б) максимальный расход теплоты на вентиляцию общественных зданий, Вт

(2)

где k ₂ - коэффициент, учитывающий долю расхода теплоты на вентиляцию общественных зданий; при отсутствии данных следует принимать равным: для общественных зданий, построенных до 1985 г. - 0,4, после 1985 г, - 0,6.

в) средний расход теплоты на горячее водоснабжение жилых и общественных зданий, Вт

(3)

или

где 1,2 - коэффициент, учитывающий теплоотдачу в помещения от трубопроводов системы горячего водоснабжения (отопление ванной комнаты, сушка белья);

m - количество человек;

а - норма расхода воды в л при температуре 55°С для жилых зданий на одного человека в сутки, которая принимается в соответствии со СНиП 2.04.01;

b - то же, для общественных зданий; при отсутствии данных принимается равной 25 л в сутки на одного человека;

t_c - температура холодной (водопроводной) воды в отопительный период (при отсутствии данных принимается равной 5°С);

с - удельная теплоемкость воды, принимаемая равной 4,187 кДж/(кг×°С);

q_n - укрупненный показатель среднего расхода теплоты на горячее водоснабже