/
Text
Р.А. Амерханов Б.Х. Драганов
ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ
ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ СЕЛЬСКОГО
ХОЗЯЙСТВА
Под редакцией доктора технических наук,
профессора Б.Х. Драганова
Допущено Министерством сельского хозяйства
Российской Федерации в качестве учебника для
студентов высших учебных заведений по
агроинженерным специальностям
КРАСНОДАР
2001
уда—б»7.з .оо 1.бз^з
-ББК 3 .1.3»-.
А 61
Р.А. Амерханов, Б.Х. Драганов. Проектирование систем теплоснаб-
жения сельского хозяйства: Учебник для студентов вузов по агро-
инженерным специальностям.
Под ред. д-ра техн, наук, проф. Б.Х.Драганова. - Краснодар, 2001.
- 200 с.: ил.
Изложены вопросы проектирования систем теплоснабжения сельско-
го хозяйства при использовании традиционных источников энергии, пас-
сивных систем солнечного отопления зданий, активных систем солнечно-
го теплоснабжения, систем геотермального теплоснабжения, ветроэнерге-
тических установок, аккумуляторов теплоты, биогазовых установок, сис-
тем газоснабжения сельского хозяйства. Приведены справочные данные,
необходимые для выполнения расчетной и графической частей курсового
и дипломного проектирования.
Для студентов высших учебных заведений по агроинженерным спе-
циальностям.
РЕЦЕНЗЕНТЫ:
Заслуженный деятель науки и техники РФ, заведующий кафедрой теплотехники н при*
менения теплоты Московского государственного агроинженерного университета,
д.т.н., профессор С.П. Рудобаштя
Действительный член Академии промышленной экологии, заслуженный деятель науки
и техники РФ, заведующий кафедрой отопления, вентиляции и кондиционирования
Ростовского государственного строительного университета, дл.н., профессор
Е.Е. Новгородский
Заслуженный деятель науки Кубани, заведующий кафедрой применения электроэнер-
гии Кубанского государственного аграрного университета, к т.н., профессор
Г.П. Перекотий
ББК 31.38
© Р.А. Амерханов,
Б.Х. Драганов,
2001
Введение
Энергетическое хозяйство является жизненно важной частью всего
производства, а также одним из основных элементов системы
энергоснабжения всех областей производства, в том числе сельского
хозяйства, и бытового сектора.
Системе теплоснабжения сельского хозяйства присущи обособленность
и разнообразие потребителей теплоты, неравномерный характер тепловых
нагрузок. Поэтому в одних сферах сельскохозяйственного производства и
быта предусматривается децентрализованное, а в других - централизованное
теплоснабжение.
Эффективное решение проблемы энергосбережения в сельском
хозяйстве возможно лишь при условии учета всех особенностей
теплоснабжения, а также современных достижений в области
энергосберегающих систем теплоснабжения. Проблема энергосбережения
становится приоритетным направлением государственной политики. Одним
из эффективных путей экономии в сельском хозяйстве дефицитного
органического топлива является использование возобновляемых и вторичных
энергетических ресурсов.
Необходимо отметить, что проблема энергосбережения тесно
переплетается с проблемами энергетики, экономики, экологии. Можно с
уверенностью прогнозировать увеличение спроса на установки и устройства,
которые используют нетрадиционные источники энергии. Россия имеет
огромные ресурсы возобновляемых источников энергии. Поэтому их
использование является одной из самых актуальных проблем, в частности,
для фермерских хозяйств. Энергетические установки на базе
нетрадиционных источников — это не только путь к экономии органического
топлива, электроэнергии, но и возможность обеспечения энергией в районах,
отдаленных от источников централизованного энергоснабжения.
Экологически чистые возобновляемые источники энергии способствуют
уменьшению загрязнения окружающей среды.
Большая роль в решении вопросов теплоснабжения принадлежит
газификации сельской местности.
Важным элементом в подготовке высококвалифицированных
инженерных кадров является курсовое и дипломное проектирование,
которое, будучи одним из составных элементов учебного процесса,
оказывает содействие закреплению студентами теоретических знаний,
приобретению практических навыков, формированию способностей
самостоятельно решать конкретные инженерные задачи. Учебник имеет
целью ознакомить студентов с вопросами проектирования
теплоэнергетических систем в сельском хозяйстве.
Главы 1 и 8 данного учебника подготовлены академиком
Б.Х.Драгановым, главы 2, 3, 4, 5, 6, 7 и приложения подготовлены
профессором Р.А. Амерхановым.
3
УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ
К ГЛАВЕ 1 “Проектирование систем теплоснабжения сельского хозяйства за
счет традиционных источников энергии”
Ф*~ тепловая мощность систем отопления жилых зданий, кВт;
Фо- тепловая мощность системы отопления общественных и других
сооружений, кВт;
Ф,- тепловая мощность системы вентиляции общественных и других
сооружений, кВт;
<7о> Чв~ удельная отопительная и удельная вентиляционная характеристики,
кВт/(м3К);
V— отопительный объем здания, м3;
te-расчетная температура внутреннего воздуха, °C;
1Н„> расчетные температуры наружного воздуха при проектировании
отопления и вентиляции, °C;
Фо „ - тепловая мощность отопительно-вентиляционной системы, кВт;
9о.«~ удельная отопительно-вентиляционная характеристика, Вт/(м2-К);
са- удельная теплоемкость воды, кДж/(кг-К);
т~ число людей, обслуживаемых системой теплоснабжения;
/г - температура горячей воды, “С;
tx 3-температура холодной воды в зимний период, °C;
ФгРв— среднесуточная тепловая мощность горячего водоснабжения, кВт;
т, - среднесуточная норма потребления горячей воды, кг/сутки;
— число голов животных данной группы;
Л/, - среднесуточная норма потребления кормов, кг/сутки;
fl— коэффициент часовой неравномерности;
Ф„- тепловая мощность паровой системы теплоснабжения, кВт;
hn,hK — удельные энтальпии пара и питательной воды, кДж/кг:
D — расход пара, т/час;
В — годовой расход топлива на систему теплоснабжения, кг или м3;
Q‘ — годовые расходы теплоты, МДж;
Qp— теплота сгорания топлива, МДж/кг или МДж/м3;
Т]к - КПД котельной установки;
г] 0, г2 о - расчетные температуры в подающем и обратном трубопроводах
тепловых сетей, °C;
т3.0~ расчетная температура воды в подающем трубопроводе отопительной
системы (позади смешивающего устройства), “С;
zlz' — расчетный температурный напор в отопительном приборе, °C;
4
gto- расчетная разность температур сетевой воды в трубопроводах на
тепловом пункте, “С;
6>- расчетная разность температур воды в отопительной системе, “С;
Qn - относительная отопительная тепловая нагрузка, Вт;
ир - коэффициент смешения на тепловом пункте;
Гт,.., - средняя температура воды в обратном трубопроводе тепловых сетей,
°C;
Л/„, Л/„, Мгв- расходы воды в системах отопления, вентиляции и горячего
водоснабжения, кг/с;
Л- теплопроводность тепловой изоляции, Вт/(м-К);
Ло- теплопроводность при t— О °C;
Ф- тепловой поток при теплопотерях, Вт;
q- линейная плотность теплового потока, Вт/м;
/- длина теплопровода, м;
tHC- расчетная температура окружающей среды, °C;
R-термическое сопротивление теплопровода, (м К)/Вт;
/?ад —термическое сопротивление теплоизоляционного материала, (м-К)/Вт;
RH- термическое сопротивление теплоотдачи на наружной поверхности,
(м-К)/Вт;
dH, de- наружный и внутренний диаметры теплоизоляционного покрытия, м;
коэффициент теплоотдачи на наружной поверхности покрытия,
Вт/(м2-К);
R, - термическое сопротивление грунта, (м-К)/Вт;
Л,- теплопроводность грунта, Вт/(м-К);
ha - глубина закладки оси трубопровода, м;
Ьо~ расстояние между осями трубопроводов, м;
условное термическое сопротивление, (м-К)/Вт;
ф - коэффициент дополнительного термического сопротивления;
- средняя температура материала изоляционного слоя, ПС.
К ГЛАВЕ 2 “Проектирование пассивных систем солнечного отопления
зданий”
<р - географическая широта местности, град. с. ш.;
т- продолжительность отопительного периода в каждом месяце, суток;
тк - количество календарных дней в месяце;
пог — продолжительность отопительного периода, суток;
общая продолжительность периода со среднемесячной температурой
наружного воздуха tH < 8 °C, суток;
5
интенсивность теплоты солнечной радиации, которая поступает в
помещение через остекление и поглощается стеной-теплоприемником,
МДж/м2;
S’- месячные суммы прямой солнечной радиации, падающей на
горизонтальную поверхность, МДж/м2;
D - месячные суммы рассеянной солнечной радиации, МДж/м2;
К - коэффициент, учитывающий влияние рам окон;
Kw- коэффициент, учитывающий загрязненность стекла;
п— число слоев остекления;
коэффициент теплопропускания солнцезащитных средств;
г - коэффициент отражения от земли;
Ко6д- коэффициент облучения системы рассеянной радиации при наличии
затеняющих элементов;
коэффициент инсоляции системы прямой радиации при наличии
затеняющих устройств;
Чпост — месячное количество поступающей солнечной радиации, МДж/м2;
Чпогл ~ месячное количество поглощенной солнечной радиации, МДж/м2;
h- относительный вынос козырька;
Г|- коэффициент пропускания солнечной радиации остекления;
р - коэффициент отражения стекла;
8С - толщина стекла, см;
% — коэффициент ослабления солнечной радиации в слое, см'1;
<Zj- коэффициент поглощения солнечной радиации поверхностью
теплоприемника;
Ps, Ра, Рг— коэффициенты положения светопрозрачной поверхности
соответственно для прямой, рассеянной и отраженной
радиации;
Л, fd > коэффициенты пересчета солнечной радиации, которая проходит
через светопрозрачную поверхность и падает на
тепловоспринимающие поверхности;
(za)s, (ra)d, (та)г- сводная поглотительная способность системы
соответственно для прямой, рассеянной и
отраженной радиации;
тсл- отражающая способность Системы светопрозрачных покрытий;
7- коэффициент эффективности передачи теплоты солнечной радиации;
г)о- коэффициент эффективности передачи теплоты солнечной радиации при
отсутствии естественной циркуляции воздуха через отверстия в стене;
Дг}- увеличение эффективности передачи теплоты солнечной радиации при
наличии естественной циркуляции воздуха;
6
Rn- сопротивление теплопередаче от воздуха за светопрозрачным
покрытием к наружному воздуху без учета воздухопроницаемости,
(м2-К)/Вт;
Rcn- сопротивление теплопередаче светопрозрачного покрытия, (м2-К)/Вт;
Ren~ сопротивление теплопередаче замкнутого воздушного слоя, (м2-К)/Вт;
R°- сопротивление теплопередаче стены-теплоприемника, (м2-К)/Вт;
RH- сопротивление теплопередаче на наружной поверхности стены-
теплоприемника, (м2-К)/Вт;
R„- термическое сопротивление стены-теплоприемника, (м2-К)/Вт;
3:— толщина i-го слоя стены, м;
Л. - теплопроводность i-ro слоя материала стены-теплоприемника, Вт/(м-К);
Лоя1в- площадь циркуляционных отверстий, приходящихся на единицу
ширины стены-теплоприемника, м2/м;
Н— расстояние по вертикали между осями входных и выходных
отверстий, м;
Qnocm — теплота солнечной радиации, поступающей в помещение, МДж;
Ас-площадь системы ПСО в помещении, м2;
Qmn- суммарные теплопотери помещения при отсутствии солнечной
радиации, МДж;
F,— площадь ограждающих конструкции здания, м ;
Roi- сопротивление теплопередаче ограждающих конструкций, (м2К)/Вт;
Минф— количество наружного воздуха, инфильтрирующего в
помещение, кг/час;
te- расчетная температура воздуха в помещении, °C;
/заи- коэффициент замещения теплоты, расходуемой на отопление теплотой
солнечной радиации;
средняя температура наружного воздуха за расчетный период.
М*- количество инфильтрующего воздуха через единицу поверхности
стены-теплоприемника в помещение, кг/(м2-ч).
Ки1 - коэффициент отопления помещения;
Т ок — срок окупаемости систем ПСО;
Г)г- КПД заменяемого источника теплоты;
Ст~ стоимость топлива, руб/т.у.т.;
Сэ, Сс — стоимость топлива, руб/т.у.т.;
в — удельная стоимость нагревательных приборов.
К ГЛАВЕ 3 “Проектирование активных систем солнечного теплоснабжения”
от,- нормы расхода горячей воды при температуре +65 °C, л;
7
т,- нормы расхода горячей воды при температуре горячей воды,
отличающейся от +65 °C, л;
- нормированное значение температуры горячей воды, "С;
- температура воды, подаваемая потребителю, °C;
F - площадь поглощающей поверхности гелиоустановки, м2;
Мг- расход горячей воды в системе горячего водоснабжения или
отопления, кг/сутки;
qt~ интенсивность солнечной радиации, падающей на поверхность
коллектора, Вт/м2;
1в- интенсивность прямой солнечной радиации, падающей на
горизонтальную поверхность, Вт/м2;
Id- интенсивность рассеянной солнечной радиации, падающей на
горизонтальную поверхность, Вт/м2;
7*3, Pd- коэффициенты положения солнечного коллектора соответственно
для прямой и рассеянной радиации;
Ь— угол наклона солнечного коллектора к горизонту, град;
т]— КПД установки;
0- приведенная оптическая характеристика коллектора;
1„- среднедневная температура наружного воздуха, °C;
?! ,Г2- температура теплоносителя соответственно на входе и выходе
солнечного коллектора, °C;
1г — температура горячей воды, поступающей потребителю °C;
- температура водопроводной воды (/х= +15 °C);
U— приведенный коэффициент теплопотерь солнечного коллектора,
Вт/(м2-К);
V - объем бака-аккумулятора, м3;
Fm а- площадь нагрева теплообменного аппарата, м2;
Ф— тепловая мощность систем горячего водоснабжения и отопления, Вт;
кта - коэффициент теплопередачи теплообменного аппарата, Вт/(м2-К);
zl//n а - разность температур в теплообменнике, °C;
Д1тах, максимальный и минимальный перепад температур в
теплообменнике, °C;
qwm — количество теплоты, которая вырабатывается гелиоустановкой в
единицу времени, ГДж;
7г- годовой (сезонный) КПД установки;
Лс, характеристики солнечных коллекторов, м2/(ГДжсутки) и
м3/(ГДж-сутки), соответственно;
(7, - количество теплоты, вырабатываемой гелиоустановкой за год, ГДж;
В - количество сэкономленного условного топлива за год, т;
Qycm суммарное количество теплоты, выработанное установкой за год
8
(сезон), ГДж;
jj КПД заменяемого источника теплоты.
К ГЛАВЕ 4 “Системы геотермального теплохладоснабжения”
t'T - расчетная температура геотермального теплоносителя, °C;
t - температура воды в устье буровой скважины’ °C;
п - количество геотермальных буровых скважин;
Мг. - дебит геотермальных буровых скважин, м3/сутки;
у - продолжительность работы пикового догрева, ч. ;
Лхот -коэффициент эффективности геотермальной системы теплоснабжения;
0— степень относительного срабатывания температурного перепада;
2 - степень относительного использования максимума нагрузки;
степень относительного увеличения расчетного дебита термоводозабора;
de - часть пикового догрева в годовом тепловом балансе системы
геотермального теплоснабжения;
?гг Аск~ расчетная температура геотермального теплоносителя и температура
сбросовой воды с учетом пикового догрева, °C'
Тсез- продолжительность отопительного сезона, ч.;
средние за сезон коэффициенты отпуска теплоты для систем
отопления и вентиляции;
tn- температура воздуха в обслуживаемых помещениях, °C;
t’H-расчетная температура наружного воздуха, °C;
гн- средняя температура наружного воздуха за период работы систем
отопления или вентиляции, “С;
тск- среднегодовой коэффициент использования буровой скважины
термоводозабора;
Мт-расчетный расход геотермального теплоносителя, кг/ч.;
^1 > эмпирические коэффициенты площади и расхода, определяемые по
графикам;
Фп,<Рокон- коэффициенты отпуска теплоты, отвечающие моментам
отключения пикового догрева и окончания отопительного сезона;
С А “ температура сбросовой геотермальной воды, что соответствует (рп, °C;
^тз~ разность температур между нагревающим и нагреваемым теплоноси-
телями на горячем конце противоструйного теплообменника, °C;
t?, — температура соответственно горячей и обратной воды отопительного
прибора, °C;
г - степень срабатывания теплового потенциала теплоносителя;
- расчетный температурный напор на входе в отопительный прибор, °C;
9
&2~ расчетный температурный напор на выходе из отопительного прибора,
°C;
М„- расчетный расход теплоносителя через отопительный прибор, кг/с;
Q- расчетная тепловая мощность прибора, Вт;
Мя—относительный безразмерный расход теплоносителя через отопительный
прибор;
^отн ~ относительный среднеарифметический температурный напор, °C;
Р — паспортный указатель степени для данного типа отопительных приборов.
К ГЛАВЕ 5 “Проектирование ветроэнергетических установок ”
п— частота вращения ветроколеса, с'1;
v- скорость ветра, м/с;
р— плотность воздуха, кг/м3;
W — мощность ветроустановки, кВт;
Z— скороходность ветроустановки;
коэффициент использования энергии ветра;
т— расход воздуха, кг/с;
А - площадь поперечного сечения колеса, м2;
р- плотность воздуха, кг/м3;
F-сила, Н;
и- скорость перемещения поверхности лопасти ветроколеса, м/с;
Сл - аэродинамический коэффициент;
а - угол атаки, град;
/0, ро— параметры температуры и давления окружающей среды,
соответственно О °C и 1,01340s Па;
t,p— текущие значения параметров окружающей среды;
D- диаметр ветроколеса, м;
R- радиус колеса, м;
гк- продолжительность периода ветров, ч.;
гэ- продолжительность периода, следующего за периодом ветров, ч.;
К — коэффициент использования установленной мощности ветродвигателя;
W3— мощность электростанции, кВт;
WH— мощность, потребляемая насосом, кВт;
WM- мощность ветряной мельницы, кВт;
М м- производительность мельницы, т/сутки.
Nм - расход энергии на 1 т помола, кВт/т;
М - момент конечных потерь;
К ГЛАВЕ 6 “Проектирование аккумуляторов теплоты ”
М~ массовый расход теплоносителя, кг/с;
10
г— продолжительность процесса аккумулирования, с;
Мт - масса теплоаккумулирующего материала, кг;
tXM- температура теплоносителя, соответственно горячего и холодного,
на входе в теплоаккумулятор, °C;
W - отношение водяных эквивалентов газа и аккумулятора;
i„- относительная температура теплоносителя на входе в теплоаккумулятор,
“С;
1вых - средняя относительная температура теплоносителя на выходе, "С;
ст- удельная теплоемкость материала аккумулятора, кДж/(кг-К);
ср- удельная теплоемкость теплоносителя, кДж/(кг-К);
в’- приведенный параметр теплопередачи;
вх, вг - приведенные параметры теплопередачи для холодного и горячего
газов;
UM- параметр эффективности использования теплоаккумулируемого
материала;
Р- эффективность регенерации теплоты.
К ГЛАВЕ 7 “Проектирование биогазовых установок”
mnm - суточный выход биомассы, кг/сутки;
N,- количество животных данной возрастной и видовой группы, шт.;
mt - суточный выход навоза от одного животного, кг/сутки;
wcg- сухое вещество в навозе, кг/сутки;
Рс - содержимое сухого органического вещества в навозе,%;
W - влажность навоза,%;
пск — содержание сухого органического вещества в экскрементах, %;
И] - степень сбраживания субстрата, %;
ИП£ММ- выход биогаза при полном разложении, м3;
Ve— выход биогаза при неполной продолжительности разложения, м3;
Иду - объем метантенка, м3;
Qn— расход теплоты на подогрев субстрата при температуре брожения в
метантенке, МДж;
Qo c _ расход энергии в окружающую среду, МДж;
QMex— расход энергии на перемешивание субстрата в процессе брожения,
МДж;
к - коэффициент теплопередачи, Вт/(м2-К);
а - коэффициент теплообмена, Вт/(м2-К);
Л- теплопроводность, Вт/(м-К);
S- толщина стенки, м;
11
FM- площадь наружной поверхности метантенка, м2;
qHapM- удельная нагрузка на мешалку, Вт/(м3-ч);
Ев- суточная выработка биогаза, МДж;
К6 - коэффициент товарности биогаза установки, %;
Ву п - экономия условного топлива, кг.
К ГЛАВЕ 8 “Проектирование газоснабжения сельского хозяйства”
У г °— годовая потребность в газе населения и коммунально-бытовых
объектов, м3/год;
N- численность населения, пользующегося данным видом услуг, чел.;
U- число услуг, приходящихся на одного человека в год, шт.;
X- степень охвата газоснабжением коммунально-бытовых нужд населения;
q„— норма расхода газа на услугу, МДж/м3;
«—число районов;
т- число групп потребителей;
Q?- теплота сгорания топлива, МДж/м3;
Лс, площадь селитебной территории, га, и общая площадь жилых
- 2
здании, м ;
П - нормативная плотность общей площади жилого фонда, м2/га;
/„-нормаобеспеченности жилой площадью, м2/чел.;
Q - расход газа на отопление теплиц, МДж/ч;
qT- норма расхода теплоты на отопление теплиц, МДж/м3;
VT — объем теплицы, м3;
Утах- максимальный расчетный часовой расход газа, м3/ч;
ктах ~ коэффициент часового максимума;
ко - коэффициент одновременности расхода газа;
Q»m~ номинальный расход газа прибором или группой приборцв, м3/ч;
Урот — максимальный расчетный часовой расход газа на отопление жилых и
общественных зданий, м3/ч;
до- укрупненный показатель максимального теплового потока на
отопление, Вт/м2;
F- общая площадь жилых зданий, м2;
к1гк2— коэффициенты, учитывающие тепловой поток на отопление и
вентиляцию зданий общественного назначения, соответственно;
q— КПД отопительной установки;
Уре— расчетный расход газа на вентиляцию зданий общественного
назначения, м3/ч;
И -расчетный расход газа на горячее водоснабжение, м3/ч;
12
qh- укрупненный показатель теплового потока на горячее водоснабжение,
Вт/чел;
годовой расход газа на отопление и вентиляцию общественно-
административных зданий, м3/ч;
тов— число часов использования максимума отопительно-вентиляционной
нагрузки, ч;
qo— укрупненный показатель расходов теплоты на 1 м2 общей площади,
кДж/(м3-ч);
Т]с— КПД системы теплоснабжения;
Z,- продолжительность работы системы вентиляции, ч/сутки;
tHO, {и.в~ расчетная температура наружного воздуха для отопления и
вентиляции, °C;
tc o- средняя температура наружного воздуха за отопительный период, °C;
годовые расходы газа на потребности горячего водоснабжения,
3 *
м /(чел.-сутки);
тгв— число часов использования максимума нагрузки системы горячего
водоснабжения, ч/ч;
К3- коэффициент неравномерности горячего водоснабжения;
Q?e— расход теплоты для горячего водоснабжения, Вт;
N— количество единиц потребления;
суточная норма расхода горячей воды, л/(чел.-сутки);
cw - удельная теплоемкость воды, кДж/(кг-К);
tXJ— температура воды в зимний период, °C;
Q™ — расход теплоты на санитарно-гигиенические нужды животноводческих
и птицеводческих предприятий, Вт;
N3K — количество голов животных;
Wt — суточный расход горячей воды на одну голову, л/(гол.-сутки);
V" — годовой расход газа на технологические нужды, м3/ч ;
Q!O— тепловая мощность оборудования, использующего газ, МВт;
Г]г — КПД оборудования;
тпп- число часов использования максимума нагрузки предприятий;
К,'-расчетный часовой расход газа для отдельных жилых домов, м3/ч;
V? — годовая потребность в газе по i-той категории потребителей, м3;
К„ол) - номинальный расход газа прибором или группой приборов, м3/ч;
Qj~ часовой расход газа при использовании сжиженных газов, кг/ч;
Ка - коэффициент суточной неравномерности потребления газа;
Кh-- показатель часового максимума суточных расходов;
13
dcp- средний диаметр i-азовой сети низкого давления, мм;
К - расход газа на выходе из ГРП, м3/ч;
Я - радиус действия ГРП, м;
Др- перепад в сети низкого давления, Па;
Re- число Рейнольдса;
Q - расход газа, м3/ч;
d — внутренний диаметр газопровода, см;
v - кинематическая вязкость газа, м2/с;
р- плотность газа, кг/м3;
Z- расчетная длина газопровода, м;
«-шероховатость внутренней поверхности стенки трубы, см;
/I - гидростатический напор, Па;
Л - разность отметок начальных и конечных участков газопровода, м;
рв - плотность воздуха;
Pi, р2 — абсолютное давление газа в начале и в конце газопровода, МПа;
£ - коэффициент местных сопротивлений;
Л- коэффициент гидравлического сопротивления;
v- средняя скорость движения сжиженных газов, м/с;
рт - среднее абсолютное давление газа, МПа;
t - температура газа, °C;
- оптимальный радиус действия сетевого ГРП, м;
В - стоимость одного ГРП, руб.;
Др- расчетный перепад давления в сети, Па;
т- плотность населения, чел/га;
дг - удельный расход газа на человека, м3/(чел/ч.);
<р — коэффициент плотности сети низкого давления;
пгрп ~ количество ГРП.
14
ГЛАВА 1. ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА ЗА СЧЕТ ТРАДИЦИОННЫХ
ИСТОЧНИКОВ ЭНЕРГИИ
1.1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ, ОБЪЕМ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
И ПРАВИЛА ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОЧИХ ЧЕРТЕЖЕЙ
Объем и содержание исходных данных определяет руководитель проекта в
зависимости от темы и задания на проектирование. Задание может
предусматривать расчет и проектирование системы теплоснабжения
сельскохозяйственных производственных объектов или сельского населенного
пункта.
В задании указывают местонахождение объекта проектирования и рельеф
местности; перечень жилых, общественных и производственных зданий;
технические характеристики и эксплуатационные показатели (строительный
объем сооружений, расчетные тепловые нагрузки, нормы расхода
теплоносителя, производительность оборудования, производственная
программа, поголовье животных и т.д.).
К заданию прилагается генеральный план объекта проектирования.
На основе задания на проектирование и справочников студент оформляет
таблицы исходных данных. В первом из них он находит технические
характеристики и эксплуатационные показатели зданий (в том числе расчетные
температуры внутреннего воздуха), а в другом - климатологические данные:
расчетные температуры наружного воздуха, среднюю температуру наружного
воздуха за отопительный период, продолжительность отопительного периода и
стояния температур наружного воздуха с интервалом +5 °C, среднегодовую
температуру грунта.
Расчетно-пояснительная записка должна содержать следующие разделы:
выбор системы теплоснабжения, расчет тепловых нагрузок, выбор источника
теплоснабжения, определение годового расхода теплоты и топлива,
регулирование тепловых нагрузок, расчет расхода теплоносителя, выбор
способа прокладки и конструктивных элементов сетей, гидравлический и
тепловой расчеты тепловых сетей.
В соответствующих разделах основной части объяснительной записки
необходимо представить графический материал: таблицы расчетных тепловых
потоков соответственно видам теплоносителя, графики зависимости тепловых
мощностей потребителей теплоты от температуры наружного воздуха, годовой
график расхода теплоты, графики центрального качественного регулирования
отпуска теплоты и расхода теплоносителя, а также расчетную схему тепловых
сетей.
В графической части необходимо представить генеральный план объекта с
нанесением тепловых сетей, продольный профиль главной расчетной
магистрали, поперечные разрезы тепловых сетей, сделанные в двух-трех
сечениях, и монтажную схему тепловых сетей.
15
Правила выполнения рабочих чертежей устанавливает ГОСТ 21.605-82
“СПДС. Сети тепловые (тепломеханическая часть). Рабочие чертежи”.
1.2. ВЫБОР СИСТЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
Обеспечение теплом сельских населенных пунктов с застройкой не менее
двух этажей, а также больших сельскохозяйственных объектов рекомендуется
осуществлять от централизованных систем теплоснабжения. Для приусадебной
застройки населенных пунктов целесообразно приминение децентрализован-
ных систем теплоснабжения.
При подаче теплоты в системы отопления, вентиляции и горячего
водоснабжения рекомендуется использовать водяные системы теплоснабжения.
Обычно предусматривают двухтрубные системы: по подающему трубопроводу
вода поступает к потребителям, а по обратному возвращается охлажденной в
источник теплоснабжения.
В ряде случаев на сельскохозяйственных производственных объектах
используют трех- и четырехтрубные водяные системы теплоснабжения, в
которых одна пара трубопроводов обеспечивает теплотой системы отопления и
вентиляции, а другая (или один трубопровод) - системы горячего
водоснабжения и производственные потребители.
Для упрощения строения тепловых пунктов желательно использовать
системы теплоснабжения с зависимым (непосредственным) присоединением
оборудования к тепловым сетям (рис. 1.1.а).
Чтобы уменьшить температуру воды, которая подается в систему
отопления, используют тепловые пункты с элеватором (рис. 1.1.6).
Необходимая температура воды достигается путем подмешивания в элеваторе
обратной (охлажденной) воды к горячей, которая поступает из тепловых сетей.
Для удовлетворения потребностей в горячем водоснабжении
сельскохозяйственных объектов необходимо предусматривать открытые
системы теплоснабжения с непосредственным отбором горячей воды из
тепловой сети. В тепловом пункте открытой системы теплоснабжения (рис.
1.1.в) устанавливают смеситель 12 для смешивания горячей воды с обратной.
Линия 13 предназначена для циркуляции воды в системе горячего
водоснабжения и предотвращения ее охлаждения при отсутствии водоразбора.
Для создания циркуляции воды необходимо, чтобы давление в точке б было
меньшим, чем в точке а.
Паровые системы теплоснабжения используют на предприятиях, которые
используют водяной пар на технологические нужды. Для теплоснабжения
сельскохозяйственных предприятий сооружают однотрубные паровые системы
(как с возвратом, так и без возврата конденсата).
На производственных объектах, где основной тепловой нагрузкой
являются технологические потребители водяного пара, необходимо
использовать лишь один теплоноситель - водяной пар. В ряде случаев
(например, при теплоснабжении животноводческих ферм и комплексов)
16
используют два теплоносителя-, водяной пар для технологических нужд и
горячую воду - для отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. В связи
с этим в проекте предусматривают водяную и паровую системы
теплоснабжения на базе паровой котельной установки.
Рис. 1.1. Схемы теплового пункта:
а - при зависимом присоединении системы отопления; б - с элеватором; в - при открытой
системе теплоснабжения: I - задвижка; 2 - грязевик; 3 - термометр; 5 - трубопроводы в
систему отопления; 6 - водомер; 7 - вентиль для продувки; 8,10 и 11 - регуляторы расхода,
давления и температуры; 9 - элеватор; 12 - смеситель системы горячего водоснабжения; 13 -
циркуляционная линия; 14 - обратный клапан; А - в систему горячего водоснабжения; Б - в
систему отопления
17
1.3. ТЕПЛОВАЯ НАГРУЗКА СИСТЕМЫ ОТОПЛЕНИЯ
Расчетные тепловые мощности потребителей теплоты определяют на
основе проектов систем отопления, вентиляции, горячего водоснабжения и
технологического теплоснабжения сооружений и объектов.
При отсутствии проектных материалов и необходимых данных
разрешается осуществлять расчет по увеличенным показателям и нормам
расхода теплоты и теплоносителя. Полученные значения могут быть
и ,лользованны для выбора источника теплоснабжения и проектирования
тепловых сетей.
Тепловую мощность систем отопления Ф™, кВт, жилого здания опреде-
ляют в зависимости от исходных данных по следующей формуле:
< (1.1)
где </о - удельная отопительная характеристика (табл. 1.1), Вт/(мэ-К); V - строительный
объем сооружения по наружному обмеру, м3; te - расчетная температура внутреннего
воздуха, С; - расчетная температура наружного воздуха при проектировании отопления
(параметр Б для холодного периода), °C; а - поправочный коэффициент, который учитывает
влияние температуры наружного воздуха:
а = 0,54+22/«, ). (1.2)
Таблица 1.1. Удельная отопительная характеристика жилых сооружений
К,м3 qo ,Вт/(м’ К) V ,м3 Чо ,Вт/(м3-К)
100 0,86-1,07 2000 0,52-0,62
200 0,77-0,95 3000 0,50-0,58
300 0,72-0,91 4000 0,47-0,55
400 0,70-0,86 6000 0,43-0,50
500 0,67-0,83 8000 0,41-0,48
1000 0,59-0,76 10000 0,38-0,45
Таблица 1.2. Увеличенный показатель <р0, Вт/ м2
Количество этажей здания Расчетная температура 1».о. ,°С
-15 -20 -25 -30
1-2 159 166 173 177
3-4 86 91 97 101
5 70 73 81 87
ФГ=^10’\ (1-3)
где ^„ — увеличенный показатель, отнесенный к единице жилой площади, Вт/ м2;
А - жилая площадь, м2.
18
Тепловые мощности систем отопления и вентиляции общественных
сооружений в сельском населенном пункте допускается принимать в границах
соответственно 25% и 15% от суммарной тепловой мощности систем
отопления жилых зданий.
Тепловые мощности систем отопления Фо, кВт и вентиляции Ф„, кВт,
общественных, вспомогательных и производственных сооружений вычисляют
по формулам
)10-\ (1.4)
Ф. =4eV(t,-t^ ) 10“3, (1.5)
где qa- удельная вентиляционная характеристика сооружения, Вт/(м3-К);
расчетная температура наружного воздуха при проектировании вентиляции, °C.
В качестве расчетной температуры наружного воздуха принимают:
- среднюю температуру холодной пятидневки (параметр Б для холодного
периода) при проектировании отопления и общеобменной вентиляции,
совмещенной с системой воздушного отопления;
- среднюю температуру наиболее холодного периода (параметр А для
холодного периода) при проектировании общеобменной вентиляции.
Удельная отопительная и вентиляционная характеристики сооружений
различного назначения приведены в таблице 1.3.
Для животноводческих помещений целесообразно использовать
отопительно-вентиляционную характеристику qoe, Вт/(м3-К), которая является
суммой удельных отопительной и вентиляционной характеристик (табл. 1.4), а
расчет тепловой мощности системы воздушного отопления производить по
формуле
фо.в=^ав-«ио.) ю~3. (1.6)
Таблица 1.3. Удельные тепловые характеристики зданий различного
назначения
Наименование зданий V, тыс.м3 Чое ,Вт/(м3 К) Яв, Вт/(м3К)
1 2 3 4
Административные До 5 0,50 0,11
здания 5-10 0,44 0,09
Клубы До 5 0,43 0,29
5-10 0,38 0,27
Больше 10 0,35 0,23
Универмаги До 5 0,44 -
5-10 0,38 0,09
Больше 10 0,36 0,31
Детсады До 5 0,44 0,13
Больше 5 0,40 0,12
Школы До 5 0,45 0,11
До 10 0,41 0,09
19
Продолжение таблицы 1.3
1 2 3 4
Больницы До 5 0,47 0,34
5-10 0,42 0,33
Бани До 5 0,33 1,16
Предприятия До 5 0,41 0,81
общественного питания 5-10 0,38 0,76
Гаражи До 2 0,81 -
2-3 0,70
3-5 0,64 0,81
Ремонтные цеха 5-10 0,70-0,58 0,23-0,17
Деревообрабатывающие цеха До 5 0,70-0,64 0,70-0,58
Котельные До 5 0,12 0,35-0,58
Насосные До 0,5 1,22 -
Компрессорные До 0,5 0,81 -
Бытовые и админи- 0,5-1 0,70-0,52 -
стративно-вспомо- 1-2 0,52-0,47 -
гательные 2-5 0,47-0,38 0,16-0,14
Консервные заводы До Ю 0,46-0,48 0,81-0,89
10-20 0.44-0,45 0,70-0,80
Таблица 1.4. Характеристики животноводческих помещений
Наименование зданий Число голов Объем на 1 голову (ското- место), м3 Чо.в ’ Вт/(м3К)
1 2 3 4
Коровники 100,200 30-35 1,1-1,2
100,200,400 39-43,4 0,44-0,7
Родильни на фермах КРС 48,72,90,120 60-107 0,43-0,77
Здания для доращивания 250-554 19-33 0,6-0,72
и откормкы КРС 720-860 13-18 1,06-1,54
Телятники 230-784 11-16,5 0,48-0,95
Свинарники- 500-3 750 5,4-8,7 0,75-1,2
откормочники 100-760 12-29 0,68-0,93
Свинарники для холостых 280-1 200 14-19 0,92-1,4
и супоросных свиноматок 185-300 20-29 0,64-1,05
Свинарники-маточники 60-480 27-107 0,51-0,81
Свинарники для молодняка и поросят отьемышей 500-3 750 5,0-8,7 0,63-1,15
Птичники 2500-30000 0,3-1,4 0,72-1,1
для взрослых кур 480-12000 1,7-3,8 0,63-0,86
Птичники для молодняка и бройлеров 4 500-102 000 0,16-1,26 0,82-1,46
20
Рис. 1.2. Теплопотери теплицы при температуре наружного воздуха:
1 - tH = -10°С; 2 - tH » -20°С ; 3 - tu = -ЗО°С ; 4 - = -40°С .
При определении тепловой мощности системы отопления зимних теплиц
используют увеличенный показатель р0, Вт/ м2, отнесенный к единице
площади ограждения:
(1.7)
где Ао - инвентарная площадь теплицы, м2; ка - коэффициент ограждения (отношение
площади поверхности к инвентарной площади):
стеклянная теплица:
ангарная -1,4
блочная -1(25
пленочная теплица:
ангарная -1,3
блочная -1,5
Показатель <рй зависит от расчетной температуры наружного воздуха и
скорости ветра (рис 1.2.). При тепловом расчете теплиц с комбинированным
нагревом (с помощью водяного и воздушного отопления)
<РО =q'(20-tK), (1.8)
где д'- тепловая характеристика, отнесенная к единице инвентарной площади
геплицы и температурного напора в один градус (рис. 1.3), Вт/(м2-‘,С).
В практике тепловых расчетов теплиц используют также упрощенный
метод определения увеличенного показателя:
Фо ~ к ’ (^в ~ ’ ^инф , (1 -9 )
где к — коэффициент теплопередачи Вт/(м2 К);
21
ts и tH - расчетные температуры внутреннего к наружного воздуха, °C;
кинф ~ коэффициент инфильтрации (в пленочных теплицах ки„ф = 1,3-1,4; в
стеклянных - кииф = 1,25-1,3).
Коэффициент теплопередачи к, Вт/(м2К), принимают в зависимости от
вида ограждающей конструкции:
Окна с металлическими шпросами - 6,4
Два слоя стекла, отделенных воздушной прослойкой - 3,3
Одинарное укрепление из пленки :
сухое, - 10,0
покрытое слоем капельного конденсата - 7,0-8,1
Двухслойное покрытие из пленки, разделенное воздушной
прослойкой:
сухое, - 5,3
покрытое слоем капельного конденсата - 4,7
Рис. 1.3 Г рафик определения теплопотерь теплиц с комбинировался системой
обогрева. 1 - шаг трубопроводов почвенного обогрева S' = 0,4м; 2 - S = I,5м
22
1.4. ТЕПЛОВАЯ НАГРУЗКА СИСТЕМЫ ГОРЯЧЕГО
ВОДОСНАБЖЕНИЯ
Расход воды на горячее водоснабжение жилых, общественных,
административно-бытовых и производственных сооружений определяют по
нормам расхода горячей воды.
Средняя тепловая мощность Фсрв , кВт, системы горячего водоснабжения
жилых и общественных зданий определяется по формуле
ф'р xM'm'(a + bH55~‘*>)-c<l п 10)
ге 24-3600
где /и - расчетное количество населения, обслуживаемого системой теплоснабжения;
а и b - суточные нормы расхода воды температурой +55°С в жилых и
общественных зданиях из расчета на одного человека, который проживает в доме с горячим
водоснабжением, кг/сутки;
tX3 - температура холодной воды зимой (tx 3 = +5°С);
св— удельная теплоемкость воды (св =4,19кДж/(кг-К)).
После подстановки вышеприведенных числовых значений получают
расчетное уравнение:
Ф* =2,91m(a + b)-lQ-3. (1.11)
Нормы расхода воды на горячее водоснабжение общественных зданий в
населенном пункте рекомендуется принимать в границах 25 кг/сутки на одного
человека, а в жильгх зданиях - в зависимости от степени комфортности зданий.
Ниже приведены нормы суточного расхода воды в период максимального
водопотребления а, кг/сутки, из расчета на одного жителя:
- жилые здания квартирного типа 100-120
- приусадебный участок при наличии подсобного 150-160
хозяйства
- общежитие с групповыми кухнями и душевыми 90
- децентрализованная система при автономных 30-40
водонагревателях
Расход горячей воды на производственные нужды принимают в
соответствии с технологическим заданием и указаниями по проектированию
предприятий отдельных областей народного хозяйства.
Рекомендуют принимать нормы расхода горячей воды в сутки самого
большого водопотребления из расчета на одного работающего а, кг/сутки:
23
в административных зданиях - 7
в цехах с тепловыделением 23,3 Вт/м2 - 24
в остальных цехах - 11
Тепловая нагрузка систем горячего водоснабжения производственных
объектов рассматривается по группам технологических процессов, исходя из
норм расхода теплоты и горячей воды на единицу продукции или
оборудования, на одну голову животных и т.д.
На животноводческих фермах и комплексах выделяют две ipynnw
процессов: а) мытье оборудования, приготовление жидких кормосмесей и уход
за животными; б) тепловая обработка кормов.
Среднюю тепловую мощность системы горячего водоснабжения первой
группы технологических процессов определяют по среднесуточным нормам
расхода горячей воды из расчета на одно животное:
фс? с*'-‘ (112)
гв' м 24-3600
где Ь ~ среднесуточная норма потребления горячей воды животными расчетной
группы, кг/сутки;
и, - число голов животных данной группы;
Г. - температура горячей воды, °C.
Нормы расхода горячей воды температурой +50...+60 “С на
животноводческих фермах Ь , кг/сутки:
коровы молочные - 15
быки и нетели - 5
телята и молодняк КРС - 2
быки-производители - 7,5
свиноматки холостые - 6
свиноматки подсосные - 20
свиньи на откорме - 4,5
поросята-отьемыши -1,5
Среднесуточная тепловая мощность системы горячего водоснабжения
кормоприготовительных отделений:
где /и,
М
фСр
ге & 24-3600
- удельный расход горячей воды на приготовление кормов данного вида (табл.
1.5.), кг/кг;
, - среднесуточная норма потребления кормов данного вида, кг/сутки;
- температура используемой воды, °C
24
Таблица 1.5. Норма расхода воды и водяного пара для
кормоприготовления
Процесс Вид кормов Удельный расход, кг/кг /в,°с
вода пар
1 2 3 4 5
Запаривание Корнеплоды - 0,2 -
Зерно 1-1,5 0,3-0,4 5
Пищевые отходы 1,5-2,5 0,3-0,4 45
Солома 1,5-2,5 0,3-0,4 45
Мука 1-1,5 0,3-0,5 5
Заваривание Солома 1-1,5 - 95
Осолаживание Зерно, мука У;2,.5 - 90
Максимальная тепловая мощность системы горячего водоснабжения, кВт:
(1.14)
где [} - коэффициент часовой неравномерности, принимают в зависимости от
назначения системы горячего водоснабжения:
в сельских населенных пунктах - 2,4
на животноводческих фермах для мытья оборудования, ухода за
животными - 2,5
при кормоприготовлении - 4
Тепловая нагрузка систем горячего водоснабжения в летний период, кВт:
Фг.в. = « -ФгРв. ’(55 - ^.л.)/(55 - Гх,3.) , (1.15)
где а- коэффициент, учитывающий изменение среднего расхода на горячее
водоснабжение в неотаплеваемый период: для жилых и общественных зданий -
0,8; на технологические нужды - 1;
л - температура холодной (водопроводной) воды в неотапливаемый период (при
отсутствии данных принимают равной +15°С).
1.5. ВЫБОР ИСТОЧНИКА ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
При теплоснабжении сельскохозяйственных производственных объектов и
сельских населенных пунктов используют паровые и водогрейные котельные
агрегаты как низкого (с давлением вырабатываемого пара не больше 0,17 МПа
и температурой подогрева воды до +115°С), так и более высокого давления. В
системах централизованного теплоснабжения устанавливают паровые
25
котельные агрегаты с давлением пара не больше 1,37 МПа и температурой
перегретого пара до +250°С.
Основные технические характеристики котельных агрегатов, которые
используются при теплоснабжении сельскохозяйственных объектов, приведены
в справочной литературе.
Тип и число устанавливаемых котельных агрегатов выбирают, исходя из
мощности котельной установки, т. е. суммы расчетных тепловых мощностей:
систем отопления и вентиляции; систем технологического теплоснабжения (как
водяных, так и паровых); горячего водоснабжения; собственных нужд
котельной установки.
Учитывая расход теплоты на собственные нужды котельной и теплопотери
в сетях, следует принимать расчетную тепловую мощность котельной
установки на 10-15% больше суммы расчетных мощностей отопления и
вентиляции, горячего водоснабжения и технологического теплоснабжения всех
потребителей теплоты.
В таком случае расчетная паропроизводительность, т/ч, котельной
установки равна:
D = b(Dm+Dc), (1.16)
где Ь- коэффициент, учитывающий расход теплоты на собственные нужды и
теплопотери в тепловых сетях (принимают 1,1-1,15);
Dm - расход пара на технологическое теплоснабжение,т/ч;
Dc- расход пара на подырев сетевой воды, используемой для отопления,
вентиляции и горячего водоснабжения потребителей,т/ч:
(hn~hk)r)
(1-17)
где Фс— суммарная расчетная тепловая мощность систем отопления, вентиляции и
горячего водоснабжения, кВт;
/«„-удельная энтальпия испольэованого водяного пара, кДж/кг;
hk - удельная энтальпия конденсата при температуре насыщения,
соответствующей давлению использованого пара, кДж/кг;
Г)- КПД оборудования ( принимают 0,97-0,99).
Рекомендуется устанавливать однотипные котельные агрегаты с
одинаковой тепловой мощностью. Число стальных агрегатов следует
принимать не менее двух и не более четырех, чугунных - шести. Выбирая
число агрегатов, необходимо учитывать, что при выходе из строя одного из них
оставшиеся обеспечат 75-80% расчетной тепловой мощности котельной
установки.
Годовой расход топлива на систему теплоснабжения, кг или м3
расчитывают по формуле
26
B = (1.18)
QfrK
где к - коэффициент запаса на неучтенные расходы теплоты {к = 1,1-1,2);
Q‘ - годовой расход теплоты, МДж;
Q?- теплота сгорания топлива, МДж/кг ( для газообразного топлива Q* ,МДж/ м3);
fJK - КПД котельной установки: при работе на твердом топливе принимают 0,6-0,7,
на жидком или газообразном - 0,8.
1.6. РЕГУЛИРОВАНИЕ ТЕПЛОВЫХ НАГРУЗОК
Регулирование тепловых нагрузок подразделяется на центральное, местное
и индивидуальное. Центральное регулирование выполняют в источнике
теплоснабжения, местное - в абонентских вводах (тепловых пунктах),
индивидуальное - непосредственно у теплопотребляющего оборудования
(например, изменяя расход теплоносителя через калорифер или отопительный
прибор).
В системах теплоснабжения сельскохозяйственных объектов основным
фактором является тепловая нагрузка систем отопления. В связи с этим
предусматривают центральное регулирование по отопительной нагрузке на
основе температурных графиков, при помощи которых определяют
зависимость температуры воды в трубопроводах тепловых сетей от
температуры наружного воздуха (или от тепловой нагрузки).
При построении графиков принимают:
- начало и окончание отопительного периода при температуре наружного
воздуха +8°С для жилых, общественных и производственных зданий,
отопительная нагрузка которых прямо пропорциональна разности
температур внутреннего и наружного воздуха;
- расчетную температуру внутреннего воздуха в жилых помещениях Г,=
+18°С, в производственных зданиях tg= + 16°С;
- расчетную температуру воды в обратном трубопроводе т'2О - +70°С;
- расчетную температуру воды в подающем трубопроводе г,'0= +150°С
(допускается также +95, +110, +120, +130, +140°С).
Расчетные температуры воды отвечают расчетной (максимальной)
тепловой мощности систем отопления.
Для зданий со значительными тепловыделениями или расходами теплоты
внутри помещения необходимо определять из уравнения теплового баланса
предельную температуру начала (или окончания) отопительного периода.
27
При зависимой схеме присоединения систем отопления и использования
конвективно-излучающих отопительных приборов температуру воды в
подающем и обратном трубопроводах тепловых сетей определяют по формулам
г'0 = t, + At'„ • Q™ + (Зт'о - 0,50’Л?,, (1-19)
Л о = Ч + К Q™ - 0,50' Qo. (1 -20)
где Al'g-расчетный температурный напор в отопительных приборах, °C;
Зт'„- расчетная разность температур сетевой воды в трубопроводах на
теплопункте, °C;
О' - расчетная разность температур воды в отопительной системе,°C;
Q 0- относительная отопительная нагрузка (по отношению к расчетной при
температуре наружного воздуха tH O ).
Значение температурного напора и разностей температур определяют с
учетом расчетных температур воды в трубопроводах:
zv; =од-гг;о+г;о>-(,, (1.21)
<^Го ~ Г1 0 ~ Г2 .0 > (1.22)
О' - т3.0 ~ Т2..О’ (1.23)
где Гуо - расчетная температура воды в подающем трубопроводе отопительной
системы (без смесительного устройства),°С.
Относительная отопительная нагрузка для зданий, в которых потребляемая
мощность прямо пропорциональна разности температур внутреннего и
наружного воздуха может быть определена по формуле
Qo =(tB ~'н (1-24)
где - текущая температура наружного воздуха, °C.
Для животноводческих ферм и других зданий, на тепловой режим которых
значительно влияют тепловыделения от животных или оборудования,
относительная отопительная нагрузка определяется на основе теплового
баланса помещения.
Температуру воды в подающем трубопроводе отопительной системы
рассчитывают с учетом смесительных устройств по формуле
28
г2О = /в + д/;-е“'8-о,50'-ео.
(1-25)
Характеристикой смесительного устройства является коэффициент
смешения, который равен отношению расхода воды обратного и подающего
трубопроводов тепловой сети. Его вычисляют по расчетным температурам
воды
up~(Tin ЧоМ^о г2оЛ (1-26)
При непосредственном присоединении без смесительных устройств:
г1о“гз.о> Г1 о = гз.о- $то ~ ® (1-27)
В случае использования калориферных установок воздушного отопления
температуру воды при построении отопительного графика вычисляют по
формулам
<о = ^+<г1'о-Х,Лб'0, (1.28)
Г2.0 ~ Г|0 ~ (Г|.О — Г2.о7 ’ Qa • (1-29)
При наличии системы горячего водоснабжения температуру воды в
подающем трубопроводе открытых систем теплоснабжения принимают не
менее +60°С, закрытых — не менее +70°С. Минимально допустимая
температура сетевой воды должна быть не меньшей, чем температура воды в
системе горячего водоснабжения.
В связи с этим проводят выравнивание (“срезку”) температурного графика.
Нижняя его часть имеет вид горизонтальной линии, соответствующей
значению вышеуказанной температуры. Температуру наружного воздуха,
которая отвечает точке “излома” графика, обозначают tH о . При температурах
наружного воздуха выше tH O поддерживается неизменной температура не
только в подающем, но и в обратном трубопроводах тепловой сети.
Температурный график, который имеет “срезку” в нижней части, называют
отопительно-бытовым.
Регулирование тепловой нагрузки в системе горячего водоснабжения
производят по средней (среднесуточной) тепловой мощности горячего
водоснабжения при наличии баков-аккумуляторов или по расчетной
(максимальной) при их отсутствии.
В закрытых системах теплоснабжения сельскохозяйственных объектов
обычно используют схему параллельного включения водоподогревателей для
горячего водоснабжения.
29
В открытых системах теплоснабжения предусматривают отбор воды:
- из подающего трубопровода при температуре сетевой воды +60°С;
- из подающего и обратного трубопроводов через смеситель при
температуре сетевой воды выше +60°С;
- только из обратного трубопровода при температуре обратной воды не
меньше +60°С.
Количество воды в подающем трубопроводе (по отношению к расходам
воды на горячее водоснабжение) определяют так:
“г =Ог-Г2_0)/(Г10-Т20), (1.30)
где - температура горячей воды, °C.
При центральном регулировании отопительной нагрузки расход сетевой
воды на отопление остается постоянным, а расход на горячее водоснабжение
изменяется на протяжении суток: он устанавливается местными регуляторами
расхода на тепловых пунктах. Построение температурных графиков показано
на рис. 1.4.
Рис. 1.4. Графики качественного регулирования тепловой нагрузки
30
Средняя температура воды в обратном трубопроводе тепловых сетей:
2'ср М„+М.+М„
(1.31)
где МС1, Мв и Мгг- расходы сетевой воды систем отопления, вентиляции и горячего
водоснабжения, кг/с;
г2 г „ - температура обратной воды после водоподогревателей, °C.
При расчете средней температуры т^гв в случае использования открытых
систем теплоснабжения расход горячей воды не учитывают.
1.7. РАСЧЕТ РАСХОДА ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ
Расчет расхода теплоносителя в сетях производят по соответствующим
тепловым нагрузкам и температурам воды до и после потребителей.
Расход воды в системах теплоснабжения (в том числе и воздушного
отопления, совмещенных с вентиляцией) определяют при расчетной
температуре наружного воздуха по формуле
М'о=Ф'в/с.-(т'10-т'1л), (1.32)
где Ф’- расчетная тепловая мощность системы отопления, кВт;
св~ удельная теплоемкость воды, кДж/(кг-К).
Расход воды на калориферные установки общеобменной вентиляции
определяют при температуре тз п по формуле
К = Ф:/с„-(т;0-г1е), (1.33)
где Ф’~ расчетная тепловая мощность системы отопления, кВт;
rf0- расчетная температура сетевой воды при температуре наружного воздуха
.°C;
г2е- расчетная температура воды на выходе из калориферов при температуре
наружного воздуха t3n (т^ = +60°С), °C.
Расход воды на горячее водоснабжение в открытых системах
теплоснабжения при параллельной схеме включения водоподогревателей
определяют в точке “излома” отопительно-бытового графика по формуле
31
м;,~ф?. (1.34)
где г”, - температура сетевой воды в точке “излома” температурного графика;
г"гв - температура воды на выходе из водоподогревателя; при отсутствии
проектных данных т"ев = +30° С.
Расход сетевой воды на горячее водоснабжение определяют при открытой
системе теплоснабжения по формулам
= Ф% /сй-(тг-глг), (1.35)
(1.36)
Суммарные расходы сетевой воды Мр, кг/с, определяют следующим
образом:
а) в закрытых системах при параллельном присоединении водоподогрева-
телей и центральном качественном регулировании при отопительной нагрузке
по формуле
мр = м'№+м;+м”,-, (1.37)
б) в открытой системе при центральном качественном регулировании при
отопительной нагрузке по формуле
млр = А/; = М'о + м;+0,6 • м?в, d .38)
где Л/" и - расход воды в подающем и обратном трубопроводах, кг/с.
1.8. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ
Основное назначение гидравлического расчета при проектировании
тепловых сетей - определение диаметров трубопроводов, потерь давления
(напора) по всей длине сети и на отдельных ее участках , а также давлений
(напоров) в различных точках тепловых сетей.
Результаты гидравлического расчета используют для выбора насосов,
оборудования тепловых пунктов и для построения пьезометрических графиков.
Расчетную схему выполняют в одну линию с выделением отдельных
участков. Расход теплоносителя в границах каждого участка остается
постоянным. Границей участков является ответвление (узлы ответвлений).
32
В качества главной расчетной магистрали выбирают наиболее нагружен-
ную и наиболее длинную, соединяющую источник теплоснабжения с наиболее
отдаленным потребителем.
Для каждого расчетного участка выносится горизонтальная линия, над
которой проставляют расходы теплоносителя М, кг/с, а под ней - длину
участка Z, г. В кружке у горизонтальной линии указывают номер участка.
Нумеруют участки сначала на главной магистрали, а затем на ответвлениях и
остальных магистралях.
После составления расчетной схемы принимают удельную потерю
давления по длине : для расчетной главной магистрали водяных тепловых
сетей - 30-80 Па/м; ответвлений водяных тепловых сетей - не более 300 Па/м;
паропроводов - 70-150 Па/м; конденсатопроводов - 20-60 Па/м.
При определении диаметров трубопроводов скорость теплоносителя не
должна превышать максимальнодопустимого значения (табл. 1.6).
Таблица 1.6. Допустимые скорости теплоносителей
Диаметр трубопровода Скорость,м/с
dy ,мм горячая вода конденсат перегретый пар Насыщенный пар
До 200 3,5 3,5 50 25
Больше 200 80 60
Для упрощения гидравлического расчета составлены таблицы и
номограммы.
1.9. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ СЕТЕЙ
Задачи теплового расчета сетей; расчет теплопотерь; выбор конструкции
теплоизоляционного покрытия; определение падения температуры
теплоносителя.
В качестве теплоизоляционного материала широкое распространение
получила минеральная вата, из которой изготавливают маты, плиты, цилиндры
и полуцилиндры.
Вулканитовые и совелитовые изделия используют при тепловой изоляции
трубопроводов при воздушной прокладке в виде плит и полуцилиндров.
При бесканальной прокладке необходимо предусматривать монолитные
теплоизоляционные конструкции из армированного пенобетона (табл. 2.7.)
битумоперлита, битумокерамзита и т.д.
33
Теплопроводность, Вт/(м-К), различных видов тепловой изоляции
рассчитывают с учегом плотности материалов, а также крепежных изделий и
швов теплоизоляционного покрытия:
Л = А> + Чр. (1-39)
где Яд - теплопроводность при t - 0°С, Вт/(мК);
А>-температурный коэффициент, Вг/(м-К “С);
fcp - средняя температура теплоизоляционного слоя, °C.
Значение Яд и b приведены в табл. 1.8.
Рекомендуется считать среднюю температуру теплоизоляционного слоя на
10% больше среднеарифметического из температур теплоносителя и окружаю-
щей среды. После завершения расчета теплоизоляционной конструкции необ-
ходимо определить температуру наружной ее поверхности и уточнить значения
теплопроводности.
Тепловой поток при теплопотерях, Вт, рассчитывают по формуле
Ф = (1.40)
где q - линейная плотность теплового потока, Вт/м;
/ - длина трубопровода, м;
f}T- поправочный коэффициент, который учитывает дополнительные тепловые
потери компенсаторами, опорами и арматурой (для бесканальной прокладки
принимается равным 1,15; для канальной - 1,2 и для надземных
трубопроводов - 1,25 ).
Таблица 1.7. Толщина изоляции из армированного пенобетона
Наружный диаметр трубопровода.мм Толщина изоляции трубопровода.мм
подающего обратного
57 74 74
76 64,5 64,5
89 84 58
108 74,5 74,5
133 88 62
159 75 75
219 93,5 70
273 93,5 66,5
34
Таблица 1.8. Технические характеристики теплоизоляционных изделий
Теплоизоляционные Марка А> > h , Вт/(м-К °С)
материалы Вт/(мК)
Из минеральной паты
Маты: вертикально-слоевые 100 0,04 0,00031
100 0,045 0,00021
прошивные 125 0,049 0,00020
Плиты на синтетической 75 0,043 0,00022
125 0,044 0,00021
основе 175 0,052 0,00020
Цилиндры и полуцилиндры на синтетической основе 100 0,049 0,00021
150 0,051 0,00020
200 0,053 0,00019
Из п рочих материалов
Вулканитовые 350 0,079 0,00015
400 0,084 0,00015
Совелитовые 350 0,075 0,00015
400 0,078 0,00015
Монолитные
Армированный пенобетон 0,105 0,00023
Битумоперлит - 0,120 0,00020
Линейная плотность теплового потока:
q = (t-to)/R, (1.41)
где t - расчетная температура теплоносителя, °C;
10- расчетная температура окружающей среды, °C;
Л - полное термическое сопротивление теплопровода, м-К/Вт.
При тепловом расчете следует принимать за расчетную температуру
теплоносителя;
- для водяных тепловых сетей - среднегодовую температуру горячей
воды;
- для паровых тепловых сетей - максимальную температуру водяного
пара;
- для конденсатопроводов и сетей горячего водоснабжения - максималь-
ную температуру конденсата или воды.
В качестве расчетной температуры окружающей среды при надземной
прокладке необходимо принимать среднегодовую температуру наружного
воздуха, а при подземной — среднегодовую температуру грунта на глубине
закладки тепловых сетей. Среднегодовая температура грунта +6... +10°С.
Термическое сопротивление надземных трубопроводов:
R =/?„+*„, (1.42)
где Киз - термическое сопротивление теплоизоляционного материала, м К/Вт;
35
(1-43)
R„ - термическое сопротивление теплоотдачи на наружной поверхности, м-К/Вт.
Термическое сопротивление теплоизоляционного материала:
d„ ’
где теплопроводность теплоизоляционного материала, Вт/(м К);
d.t и da-наружный и внутренний диаметры теплоизоляционного материала, м.
(1-44)
Термическое сопротивление теплоотдачи на наружной поверхности:
Лн =------------------------------?----
ft'd3- ан „
где а3„- коэффициент теплоотдачи на наружной поверхности теплоизоляционного
материала, Вт/(м К).
При прокладке на открытом воздухе:
а 3 „ - 11,6 + 7л/й",
(1-45)
где V - скорость воздуха , м/с ( V = 5-7 м/с).
Термическое сопротивление при однотрубной бесканальной прокладке,
(м-К)/Вт:
Л = (1.46)
где R? - термическое сопротивление почвы, (м-К)/Вт:
, ,2
л--------?----In 2 А+ 4. -1
2-Я--Л, d„ у
(1-47)
где Лгз-теплопроводность почвы, Вт/(м К);
h0- глубина закладки оси трубопровода, г.
Теплопроводность грунта зависит от его вида, плотности и влажности.
Она может быть принята равной для песчаных грунтов 1,1 Вт/(м К), для
глинистых 1,75 и для высоковлажных - 2,3 Вт/(м-К).
Особенности расчета двухтрубной бесканальной прокладки обусловлены
взаимным влиянием температурных полей, которые образуются вокруг каждого
трубопровода. В расчет термических сопротивлений принимается условное
термическое сопротивление, (м-К)/Вт:
Rye = L~
2 • Я л ус
(1-48)
36
где Ь- расстояние по горизонтали между осями трубопроводов, м.
При этом для каждого из них :
R - R из + R г + Ф R ус > (1-49)
где ф - коэффициент, определяющий дополнительное термическое сопротивление:
(t2 - t,)RJ - (t, - t0)Rvc
ф = —LL_± Л..1------(1-50)
(tj-t0)Ri-(t2-t0)Ryc
где ф I и t[>2~ коэффициенты для первого и второго трубопроводов;
R\ и Л2 - термические сопротивления трубопроводов;
и 12 - расчетные температуры теплоносителей в первом и втором трубопроводах.
Толщину основного слоя теплоизоляционной конструкции надлежит
определять по нормам потерь теплоты (табл. 1.9) или при заданном перепаде
температур теплоносителя в тепловых сетях .
Нормы потерь теплоты при подземной прокладке трубопроводов
приведены для непроходных каналов и бесканальной прокладке при
температуре грунта на глубине заложения.
Нормы потерь теплоты при надземной прокладке отвечают температуре
наружного воздуха +5°С. При остальных расчетных температурах воздуха
необходимо ввести поправочный коэффициент <р -(t~ta)/(t-5),
где t- температура теплоносителя, °C; ts- температура воздуха, °C.
При максимальной температуре горячей воды +95°С и минимальной ее
температуре +40°С допускается использовать среднегодовую температуру
теплоносителя +65°С; соответственно при +150°С и +70°С - +90°С.
Таблица 1.9. Нормы потерь теплоты (дн ) для водяных тепловых сетей, Вт/м
Наружный Подземная прокладка Надземная прокладка
диаметр Среднегодовая температура теплоносителя, °C
трубы,мм 50 65 90 100 50 70 100 150
32 23 29 37 44 17 28 36 54
57 29 36 46 55 24 32 46 67
76 34 40 52 62 29 38 52 77
89 36 44 57 66 33 42 58 82
108 40 49 63 72 36 48 64 90
159 49 60 76 87 44 56 76 109
219 59 72 92 106 53 66 91 128
273 70 84 105 120 62 77 101 145
325 79 94 116 134 70 88 116 163
37
Таблица 1.9.1 Нормы потерь теплоты (<?„ ) при наземной прокладке
паропроводов:
11аружный диаметр трубы, мм 57 76 89 108 133 159 219 273 325
Нормы потерь теп лоты, Вт/м 116 128 140 152 168 180 210 240 268
Нормы потерь теплоты приведены для расчетной разности температур
пара и воздуха, равной +200°С. При остальных значениях необходимо
использовать поправочный коэффициент <р = (t-1„ )/ 200.
При подземной прокладке паропроводов необходимо использовать
данные табл. 1.9.
Практикой проектирования установлена допустимая толщина
теплоизоляционного слоя (табл. 1.10), при которой массовые нагрузки на опоры
не превышают допустимых.
Таблица 1.10. Допустимая толщина теплоизоляционного слоя, мм
Условный проход трубы,мм Надземная прокладка Подземная прокладка в непроходных каналах
Водяные и конденсационные трубопроводы паропроводы
25 70 60 70
50 100 80 100
100 150 90 150
150 160 100 160
200 180 100 180
250 180 100 180
300 190 100 190
При бесканальной прокладке толщину теплоизоляционного слоя не
нормируют.
Толщину теплоизоляционного слоя при заданных нормами потерь теплоты
рассчитывают на основе заданного термического сопротивления теплопровода
R = (t-to)/qH. (1.51)
После расчета суммарных термических сопротивлений рассчитывают
термическое сопротивление теплоизоляционного материала по формулам
(1.41), (1.46), (1.48), а затем определяют толщину тепловой изоляции.
Для уточнения средней температуры материала теплоизоляционного слоя
определяют температуру на наружной поверхности теплоизоляционной
конструкции
=/-(/-/О)ЯИЗ/Я. (1.52)
38
ГЛАВА 2 ПРОЕКТИРОВАНИЕ ПАССИВНЫХ СИСТЕМ
СОЛНЕЧНОГО ОТОПЛЕНИЯ ЗДАНИЙ
2.1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ И ОБЪЕМ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
В задании на проектирование необходимо указать следующие исходные
данные: месторасположение объекта проектирования, конструктивные харак-
теристики здания, продолжительность отопительного периода и среднюю тем-
пературу наружного воздуха в это время.
В системах отопления с ПСО максимальная тепловая эффективность дос-
тигается в районах со значительным количеством солнечных дней. Такие сис-
темы целесообразно строить в отдаленных от транспортных магистралей рай-
онах, а также в местах с затруднительной доставкой топлива.
Здания с системами ПСО необходимо размещать таким образом, чтобы его
гелиоприемные поверхности (“стены Тромба”, рис. 2.1) имели южную ориента-
цию, не были затеняемыми, а в отопительный период находились в зоне прямо-
го солнечного облучения. Перед тепловоспринимающей стеной устанавливают
одно-, двух- или трехслойное остекление.
В жилых домах, в которых отсутствует взаимосвязь между помещениями
южной и северной сторон, рекомендуется использовать вентиляционные кана-
лы для обеспечения протекания холодного и теплого воздуха. В летний период
в помещениях с системами отопления с ПСО может наблюдаться перегрев
воздуха. Чтобы предотвратить это, необходимо применять установки интен-
сивного проветривания, а также солнцезащитные устройства.
В установках с ПСО рекомендуется резервная система отопления с авто-
матическим отпуском теплоты.
4
ЛПГЯ WWW ЯП» К
Рис, 2.1 Схема пассивной системы использования солнечной энергии.'
1- остекление; 2- вентиляционные каналы, 3- массивная стена, аккумулирующая энер-
гию солнечного излучения; 4- потолок; 5, 6 -движение воздуха
При проектировании систем отопления рассчитывают количество теплоты
солнечного излучения, поглощаемого поверхностью здания, и коэффициент
эффективности передачи теплоты солнечной радиацией.
Графическая часть проекта включает в себя схему отопления и конструк-
цию здания со “стеной Тромба”.
39
2.2 ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНЫХ ПАРАМЕТРОВ
Для заданного географического пункта определяют значение таких пара-
метров:
а) расчетную географическую широту <р, град, с.ш., которую принимают
согласно СНиП 2.04.05-86 [13];
б) продолжительность отопительного периода по.„ сут., и среднюю темпе-
ратуру окружающей среды отопительного периода ton ,°С согласно
СНиП 23.01-99(14].
в) количество М расчетных месяцев отопительного периода и продолжи-
тельность т, сут., каждого месяца.
Для определения указанных величин согласно СНиП 23.01-99 для данной
местности выбирают месяцы со среднемесячной температурой наружного воз-
духа t„ < +8°С. Если их суммарная продолжительность п£> по т то за расчетный
отопительный период принимают количество суток этих месяцев, при этом ко-
личество расчетных суток для двух крайних месяцев с максимальными темпе-
ратурами равно:
т-т* -0,5 ( Пг-По п), (2.1)
где тк - количество календарных дней месяца.
Если и_г> поп, то к расчетным добавляются два ближайших месяца с коли-
чеством расчетных суток
т=0,5( п0П-п^, (2.2)
2.3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА ТЕПЛОТЫ СОЛНЕЧНОЙ
РАДИАЦИИ, ПОГЛОЩАЕМОЙ СИСТЕМОЙ ПСО
За элемент строения, который поглощает солнечную радиацию, принима-
ют теплоприемник типа “стена Тромба”.
Тепло солнечной радиации, поступающее в помещение через остекление и
поглощаемое единицей наружной поверхности стены теплоприемника системы
ПСО на протяжении каждого расчетного месяца, МДж/м2, равно:
Чпогл ~ Кпер • Кзаг • 0с.Ыг Р^К^'+(m)rf PdfdKo6jp+r{ta)r Prfr(S'+D)], (2.3)
где S', D - месячная сумма соответственно прямой и рассеянной солнечной радиации, па-
дающей на горизонтальную поверхность (определяется по данным
“Справочника по климату СССР”).
Для месяцев, в которых т < тк, расчетные величины нужно умножить на
т/тк.
В [13] месячные суммы солнечной радиации приведены в килокалориях
на квадратный сантиметр (ккал/см2). Для пересчета этих данных по системе СИ
следует использовать соотношение 1 ккал/см2 = 41,83МДж/м2 .
40
Приведенная поглотительная способность для прямой радиации:
(га), = (га)] (г / Г] )&с (а/а} )#т , (2.4)
где (г / Г] и (а / а, определяют по графикам (рис. 2.2, 2.3) в зависимости от
среднемесячного угла падения солнечной радиации на светопрозрачную 6с и теплопогло-
щающую &г поверхности.
Рис. 2.2. Зависимость г/г; от утла
падения излучения и количества слоев
светопрозрачного покрытия
Рис. 2.3. Зависимость a/ai от утла падения
излучения
Значения этого угла при наклоне поверхности 90° и азимуте поверхности
0,0 приведены в приложениях.
Приведенная поглотительная способность для системы при падении сол-
нечной радиации перпендикулярно к поверхности равна:
(та)7 =
У-О-а/Кп.
(2.5)
где тсл - отражательная способность светопрозрачного покрытия равная 0,16; 0,24; 0,29 со-
ответственно для одного, двух и трех слоев остекления.
Коэффициент пропускания солнечной радиации остекления:
И = ехР(~ Хп8с ), (2.6)
1 + (2и- 1)р
где р - коэффициент отражения, для стекла/? = 0,043;
п - количество слоев остекления;
41
X - коэффициент ослабления солнечной радиации в слое. Для оконного стекла
Х=0,16 см'1;
8С - толщина стекла, см.
<xi - коэффициент поглощения солнечной радиации поверхностью теплонриемника, в
случае зачерненной стены <xi равен 0,9.
Приведенную поглотительную способность для рассеянной (та),/ и отра-
женной (та)г радиации рассчитывают по (2.4), полагая 0с~ &г~ +60°
В формуле (2.3) Ps, Рл Рг - коэффициенты положения светопрозрачной по-
верхности соответственно для прямой, рассеянной и отраженной радиации,
которые зависят от угла наклона тепловоспринимающей поверхности.
Значения Р, рассчитывают по данным приложения.
Значение Pd и Рг вычисляют по формулам
P</=cos2p (2.7)
2 Ь
Pr=sin2-. (2.7)
где b - угол наклона поверхности, град.
fr - коэффициенты пересчета солнечной радиации, проходящей через светопро-
зрачную поверхность на ее тепловоспринимающие поверхности. Для “стены Тромба ” -
равны единице.
В (2.3) коэффициент К^,р учитывает влияние рам окон и равен отношению
площади светопрозрачной части к общей площади светопрозрачного выреза
= 0.9 - 0.97), при этом меньшие значения относятся к деревянным, а боль-
шие к - металлическим рамам).
Коэффициент учитывает загрязнение стекла. При средней степени за-
грязнения Кзаг = 0,9", где п - количество слоев остекления.
Коэффициент инсоляции системы прямой радиации Кшс при наличии за-
теняющих элементов строения зависит от используемых методов затенения. В
данном случае принимаем, что в наличии есть защитный козырек с выносом
0,75 м. Тангенс защитного угла равен 0,25. Значения Кинс берут из приложения.
Коэффициент облучения системы рассеянной радиации при наличии
затеняющих элементов:
для козырька
Кобл = 0,5^1 - h + V1 + А2 ), (2.8)
где h - относительный вынос козырька, который принимают равным тангенсу защитных
углов;
42
для данного случая:
кобл = 1 - 0.25 + 71 + 0,25 2 = 0,29.
(2.9)
Коэффициент отражения от земли г = 0,2 - 0,3.
Значение коэффициента теплопропускания солнцезащитных устройств
принимают по СНиП П-3-79**[15]. Можно принять Д 3= 1.
2.4 ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ЭФФЕКТИВНОСТИ
ПЕРЕДАЧИ ТЕПЛОТЫ СОЛНЕЧНОЙ РАДИАЦИИ
Коэффициент эффективности г] показывает, какая часть теплоты солнечной
радиации, поглощаемая системой ПСО, расходуется на отопление помещения:
(2.Ю)
Япогл
где q„K„ , МДж/м2 - месячное количество теплоты солнечной радиации, поступающее в
помещение для обогрева с 1 м2 системы;
Чпогк, МДж/м2 - количество поглощенной солнечной радиации.
В системе отопления “стены Тромба” коэффициент эффективности равен;
(2.11)
где 7» - коэффициент эффективности передачи теплоты при отсутствии естественной
циркуляции воздуха через отверстия между пространством за остеклением
(пространством, ограниченным остеклением и теплопоглощающей стеной) и
помещением;
Лг/- увеличение эффективности передачи теплоты солнечной радиации при наличии
естественной циркуляции.
Величина т}0 определяется по формуле
fo+Лд) (2.12)
к+*’)
где Я® -сопротивление теплопередаче стены-теплоприемника определяются:
R£=Rn+A“+0.H5,
(2.13)
где R® - термическое сопротивление стены-теплоприемника, определяют по формуле:
43
J
Sj M2K
At ’ Вт
(2-14)
где А/коэффициент теплопроводности материала /-го слоя стены - теплоприемника,
(), определяют по СНиП П-3-79** [15];
м-К
6t - толщинаj'-ro слоя, м:
Ru- сопротивление теплопередаче на наружной поверхности стены-тсплоприемника
(Л„= 0,5 Re ny,
R„ - сопротивление теплопередаче от воздуха за светопрозрачным покрытием к на-
ружному воздуху без учета воздухопроницаемости:
R„=Ro? 0,115 + R,„,, (2.15)
где Rac, R„„ - сопротивление теплопередаче соответственно светопрозрачного
покрытия и замкнутого воздушного слоя (определяются по
СИиП П-3-75**
Величину Arj рассчитывают но формуле:
Az7 = /1/c[l-g-exp(-<(R^), (2.16)
где f4 - коэффициент, характеризующий циркуляцию воздуха. Зависит от отношения
Аотв/Тн ,
где Аота - площадь циркуляционных отверстий, приходящихся на 1 м ширины
стены-теплоприемника, м2 / м;
Н - расстояние по вертикали между осями входных и выходных отверстий, м\ если
Anmei Th > 0,1, значение/ = 1. Если Аоте1Тн < 0,1, значение/, определяют по
рис. 2.4.
44
Значения коэффициентов с, d, g для различных материалов стены-
теплоприемника приведены в табл. 2.1. При Дтт<0,05 принимают Д^=0.
Если значение с <0,05, следует принимать с = 0.
В задании на курсовой проект рекомендуется предусмотреть два варианта
расчета: с естественной циркуляцией воздуха через отверстия, которые распо-
ложены в стене-теплоприемнике, и без нее.
Величину Ат/, полученную по формуле (2.16), можно непосредственно ис-
пользовать в расчетах лишь тогда, когда сопротивление теплопотерь R 'п от воз-
духа за светопрозрачным покрытием к наружному воздуху незначительно (до
10%) отличается от величины 0,35 :
Вт
1 + 0,28 -лфг„ ’
где М® - количество инфильтрующего воздуха через единицу поверхности стены-
теплоприемника в помещение, кг/(м2 -ч.).
При других значениях вместо Ат/ следует использовать величину А//'', свя-
занную с Ат/, полученной по формуле (2.16) системой уравнений пересчета
(справедливых при
X
> 0,05.и2).
4н
At/' =
/ л \0,67
2 Л)о.зз 0.016 Ro+R'n г~~
------ --- ---—----- yj ft
Чпогл-Rn \RoAome >
(2.18)
Q = Д0 + О,175Дт7-^+0,031 Ьт]Ч'погя
Rn
^+O’35 Л1
ROAome
\0,67~
(2.19)
(2.20)
В этих уравнениях r)o определяется по формуле (2.12) значениях
Rn = 0,35 ———. Величина q 'поа равна:
Вт
Ч'погл=П,6^,^. (2.21)
ти м~
Пересчет осуществляется для тех месяцев, для которых Л/;>0. Если Ат/ =
= 0, то Ат/'принимается равным 0. Если расчет по формулам (2.18)-(2.20) дает
значение Ат;'<0,05, следует принимать Дт/'= 0.
45
Таблица 2.1. Значение коэффициентов в уравнении Д7 = f4 • с[1 - g ехр[-^Л®
Материал Коэффициент те- плоусвоения S ’(м2К) Сх 102 g d
Пенополистирол АЛ Кг № 40 — м3 0,41 в 0/212(2^+ о,ОЗ)(Гп +49,0) т 0,828 1,23
Минеральная вата 7 = 100 — м3 0,01 0,214(^2- - 0,31)(7„ + 46,7) т 0,845 1,23
Ячеистый бетон у=600~- 3,36 0,405(^2- -1,57)(/„ + 24,6) т 0,636 1,30
Керамзитобетон 7 = 1200 — м3 6,36 0,436(^еа -1,83)(/„ +18,1) т 0,691 1,66
Кирпич /= 1800-Ц- АГ 9,20 0,544(2^ - 2,26)(/„ + 13,0) т 0,699 1,57
Тяжелый бетон 7 = 2400 ~ м3 16,77 0,959(^2--3,16)(7„ +7,8) т 0,829 2,11
2.5 ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ЗАМЕЩЕНИЯ ТЕПЛОТЫ,
РАСХОДУЕМОЙ НА ОТОПЛЕНИЕ ПОМЕЩЕНИЙ С СИСТЕМОЙ
ПАССИВНОГО СОЛНЕЧНОГО ОБОГРЕВА (ПСО), ТЕПЛОТОЙ
СОЛНЕЧНОЙ РАДИАЦИИ
Количество теплоты солнечной радиации, поступающей в помещение,
равно:
Qnocm ~ " Упогл ’ 7» (2-22)
где Ас - площадь поглощающей поверхности системы ПСО.
Величину Q„ocm определяют для каждого месяца отопительного периода.
Суммарные теплопотери помещения рассчитывают при отсутствии сол-
нечной радиации, МДж :
em=86,4.10-3JX7 \ г Y 3- + й,2ЪМинф (гв-г„), (2.23) о/ 7
46
. ~ 2
где At - площадь защитных конструкции, м ;
Ro, - сопротивление теплопередаче защитных конструкций, (м! К)/Вт;
Мтф - количество наружного воздуха, инфильтрующегося в помещение,
определяется по (2.12);
te - расчетная температура в помещении, “С;
t„ - расчетная температура наружного воздуха, °C.
Для “стены Тромба”:
R0=R„+Ro- (2.24)
По значениям и Qrn находят коэффициент отопления помещения:
= (2-25)
vm
По значению Кот Для каждой из систем ПСО, размещенных в помещении,
по рис. (2.5)-(2.7) определяются коэффициенты замещения теплом солнечной
радиации расхода теплоты на отопление fiaM г после чего коэффициент замеще-
ния всего помещения находится по формуле
Х**1, f3aM.rQnocm.r
--------• (2-26)
/ . У пост, г
Г
Коэффициент замещения системы за отопительный период равен:
fiom.kQtI !.к
-----’ <2’27)
Утп.к
где к - индекс, относящий величину к к-му месяцу отопительного периода:
Qm =YQin.K (2-28)
Рис. 2.5. Зависимость коэффициента замещения от коэффициента
отопления помещения с системой прямого обогрева
47
femf
Рис. 2.6. Зависимость коэффициента замещения от коэффициента отопления
помещения с системой косвенного обогрева без циркуляции
Рис. 2.7. Зависимость коэффициента замещения от коэффициента отопления помеще-
ния, имеющего систему косвенного обогрева с циркуляции
48
При выборе материала стены рекомендуется использовать данные, приве-
денные далее. Размеры стены следует выбирать из конструктивных сообра-
жений, пользуясь заданием на проект (толщина стены может быть от 0,16 до
0,24 м; толщина воздушного слоя между остеклением и теплоприемником рав-
на примерно толщине стены).
Отверстия для естественной циркуляции воздуха размещают в верхней и
нижней частях стены. Площадь отверстий на 1 м ширины стены может быть
выбрана в пределах 0,05 - 1 м/м.
2.6 . АНАЛИЗ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ
СИСТЕМЫ ПСО
Годовая экономия тепла Qj, получаемая при использовании в помещении
систем пассивного солнечного отопления, равна:
Q, = 10'3(f^Qrn + ^ОогР), ~~, (2.29)
год
где AQK.p - экономия за счет уменьшения потерь теплоты через ограждение при ис-
пользовании систем ПСО:
^ОогР =86,410-’non(te ' ' ), (2.30)
, R°r Ror год
где Rgr - сопротивление теплопередаче базового варианта для r-й системы ПСО.
В качестве базового варианта принимается вариант конструктивного ре-
шения ограждения без использования пассивного обогрева.
В случае затруднения с выбором базового варианта рекомендуется при-
нять конструкцию наружного ограждения - стены из керамзитобетона при
у = 1200— с требуемым значением сопротивления теплопередаче R™, опре-
деляемым по СНиП II-3-79** [15].
Срок окупаемости систем ПСО равен:
“ 0,0342Qe-(CT+C3+Cc) 003
AK-rir
где 7 - КПД замещаемого источника теплоты;
49
Ст- стоимость топлива с учетом транспортировки------;
т.у.т.
Су Сс- удельный экологический и социальный эффекты от недожога органиче-
РУ&-
ского топлива--------------
т.у.т.
ЛК - изменение капитальных вложений при использовании в помещении систем
ПСО:
(2.32)
Г
где АКу^ г- изменение капитальных вложений в 1 м2 r-ой сие гемы ПСО сравнительно
с базовым вариантом:
^уд = ^огр ~ ЛКот, (2.33)
м
здесь ЛКогр - изменение капитальных вложений в ограждение, связанное с изменени-
ем его конструкции (наличие дополнительного остекления, изменение
толщины стены-аккумулятора и т.д.);
АХ-от = 1,2 • в • (le - tP) • (А- - -1-), (2.34)
“о КО
где zKom - изменение капитальных вложений в систему отопления, связанное с изме-
нением потерь теплоты через конструкцию;
в - удельная стоимость смонтированных нагревательных приборов;
- расчетная температура наружного воздуха для базового варианта, определяет-
ся по СНиП П-3-79** [15].
Если срок окупаемости ПСО помещения выше нормативного, либо в про-
цессе расчета и проектирования выявилась возможность изменения конструк-
тивных решений систем с целью снижения капитальных затрат и увеличения
экономии теплоты, весь предыдущий расчет осуществляют для нового конст-
руктивного решения. (Поскольку с ростом поверхности системы ПСО темп
прироста коэффициента замещения уменьшается, одной из таких возможностей
является оптимизация за счет изменения площадей системы).
50
ГЛАВА 3. ПРОЕКТИРОВАНИЕ АКТИВНЫХ СИСТЕМ СОЛНЕЧНОГО
ГОРЯЧЕГО ВОДОСНАБЖЕНИЯ
3.1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Задание на проект содержит характеристику и количество коммунально-
бытовых потребителей теплоты, тип промышленного комплекса, характеристи-
ку топлива. В задании на проект рекомендуется предусмотреть несколько раз-
ных потребителей теплоты.
В графической части проекта следует изобразить схему гелиотеплоснаб-
жения (примеры таких схем приведенны в [9]), а также чертеж установки ге-
лиоколлектора на здании или рядом с ней.
Установки солнечного теплоснабжения могут быть одно-, двух и трех-
контурными. Одноконтурные установки с естественной вентиляцией применя-
ют при площади солнечных коллекторов до 10 м2 . Принципиальные схемы ге-
лиоустановок, которые рекомендуется применять при выполнении курсового
проекта, изображены на рис. 3.1 [4,6].
Трехконтурная схема (рис. 3.1) в отличие от двухконтурной содержит,
кроме бака-аккумулятора, промежуточный источник теплоты.
Рис.3.1. Схемы установок солнечных систем горячего водоснабжения:
а - двухконтурная; б - трех контурная: 1 - солнечный коллектор; 2 - дублирующий источник
теплоты; 3 - теплообменник-аккумулятор; 4 - насос; 5 - теплообменник первого контура
51
Теплоносителем может быть деаэрированная вода, которая удовлетворяет
нормам ГОСТ 2874-79. В солнечных установках с теплоносителем-водой ис-
пользуют насосы, которые применяют в системе горячего водоснабжения и
отопления помещений.
Передача теплоты из одного контура установки во второй осуществляет-
ся с помощью скоростных теплообменников и баков-аккумуляторов.
В качестве теплоприемников солнечного горячего водоснабжения и ото-
пления рекомендуется применять плоские жидкостные солнечные коллекторы
(водонагреватели) с одинарным или двойным остеклением.
Основные характеристики солнечных водонагревателей приведены в
табл. 3.1.
Таблица 3.1 Технические характеристики солнечных водонагревателей
Марка Габаритные размеры, мм Площадь, м Масса, кг
ТУ 21-26.3-41-79 1240x600x100 0,70 32,0
В.8005 ТУ 88.13-81 1090x650x111 0,62 36,0
Солнечные коллекторы следует размещать с учетом типа застройки,
ландшафта и возможностей строительной площадки. Для горячего водоснаб-
жения животноводческих комплексов или отопления зданий коллекторы реко-
мендуется устанавливать на крыше или на площадке вблизи здания. При раз-
мещении на крыше коллекторы необходимо устанавливать на опорах. Расстоя-
ние от крыши здания к коллекторам должно быть достаточным для возможного
ремонта крыши.
Солнечные коллекторы ориентируют на юг с возможным отклонением на
восток до 20° или на запад до 30°.
Угол наклона солнечных коллекторов к горизонту принимают в зависи-
мости от периода работы установки: при круглогодичной эксплуатации он ра-
вен широте местности; при работе в летний период - широте местности плюс
15°.
В приборах для горячего водоснабжения и отопления применяют жидко-
стные аккумуляторы.
Магистральные трубопроводы установок солнечного горячего водоснаб-
жения и отопления для систем с естественной циркуляцией теплоносителя раз-
мещают с наклоном не менее 0,01, для системы с насосной циркуляцией тепло-
носителя - с наклоном не менее 0,002.
В установке солнечного горячего водоснабжения и отопления должны
быть устройства для удаления воздуха.
В проекте следует предусмотреть резервный (дублирующий) тепловой
источник, которым может быть котельная, ТЭЦ, электрокотел и т.п. Резервный
источник теплоты используют при необходимости как догреватель воды, пред-
варительно нагретой в солнечной установке.
52
3.2. РАСЧЕТ УСТАНОВОК СОЛНЕЧНОЙ СИСТЕМЫ ГОРЯЧЕГО
ВОДОСНАБЖЕНИЯ
Тепловые мощности системы горячего водоснабжения определяются на
основе среднесуточных норм потребления горячей воды. Для животноводче-
ских ферм эти нормы имеются в [8; 15].
Нормы потребления горячей воды для бытовых потребностей приведены
в табл.3.2.
Таблица 3.2. Нормы потребления горячей воды и расход теплоты
Потребитель Единица Норма потребле- ния горячей воды при температуре +65 °C, л Норма рас- хода тепло- ты, МДж
Жилые здания квартирного типа с умывальниками, мойками, душевыми То же с ваннами 1 человек в сутки 1 человек в сутки 80-100 110-130 20,1-25,2 27,7-32,7
Общежития с общими душевыми То же со столовыми и прачечными 1 человек в сутки 1 человек в сутки 40-50 50-60 10,4-12,6 1.2,6-15.1
Больницы, санатории общего типа и дома отдыха с общими ваннами и ду- шевыми 1 кровать в сутки 50-180 37,7-45,3
Поликлиники и амбулатории 1 посетитель 5 1,26
Клубы, дома культуры и театры с об- щими душевыми 1 душ в 1 час. 60-180 40,2-45,3
Бытовые помещения промышленных предприятий и спортивных сооруже- ний с душевыми 1 душ в 1 год. 270 67,9
Бани русского типа (без плавательных бассейнов) 1 посетитель 90-110 22,6-22,7
Прачечные: механизированные немеханизированные 1 кг сухого белья 1 кг сухого белья 20-25 15 5,0-6,8
Учебные заведения н общеобразова- тельные школы с гимнастическими залами 1 ученик в смену 7 1,76
Детские ясли-сады 1 ребенок в сутки 25-30 6,3-7,5
Предприятия общественного питания 1 посетитель 30 7,5
Водоразборная точка технологическо- го оснащения или мойка в столовых 1 точка в Иод 250-300 62,9-79,4
Если температура воды 1г, которая подается потребителю, отличается от
нормированного значения , то норма расхода воды такова:
53
Солнечные установки, которые оборудованы резервным источником теп-
лоты, рассчитывают по данным месяца по наибольшей за период работы сумме
солнечной радиации; системы, которые работают без дублирующего источника
рассчитывают по наименьшей сумме радиации. Схемы двух- и трехконтурных
установок приведены на рис. 3.1.6.
Площадь поглощающей поверхности гелиоустановок при наличии ре-
зервного источника теплоты:
А =
1,16Мг(с -fx)
(3-2)
где Л4 - расход горячей воды в системе горячего водоснабжения или отопления, кг/сутки;
д, - интенсивность падающей солнечной радиации в плоскости коллектора, Вт/м2;
Т] - КПД установки солнечного горячего водоснабжения.
Интенсивность падающей солнечной радиации для каждого светового
дня:
+ frf Id ’
(3.3)
где Ps>Prf - коэффициент расположения солнечного коллектора соответственно для прямой
и рассеянной радиации:
Prf=cos2^, (3.4)
где b - угол наклона солнечного коллектора к горизонту;
7, - интенсивность падающей солнечной радиации, которая приходится на горизонталь-
ную поверхность, Вт/м2;
- интенсивность рассеянной солнечной радиации, которая падает на горизонтальную
поверхность, Вт/м2.
Среднемесячные величины Ps в зависимости от угла наклона коллектора
к горизонту приведены в приложении.
Значение q, для солнечных коллекторов южной ориентации следует при-
нимать в интервале от 8-ми до 16-ти часов.
При отклонении коллекторов от юга к востоку на каждые 15° интервал
времени следует считать на 1 ч. раньше; при отклонении на запад - на 1 ч. поз-
же.
КПД установки:
4=0,8 в-
(3-5)
где v - приведенный коэффициент теплорасхода солнечного коллектора, Вт/(м’ К); для одно-
стекольных коллекторов у= 8 Вт/(м2-К); для двухстекольных У= 5 Вт/(м2 К);
54
О- приведенная оптическая характеристика коллектора, для одностекольных коллекто-
ров можно принять О = 0,73; для двухстекольных О = 0,63;
tj, t2 - температура теплоносителей на входе и выходе из солнечного коллектора, °C; для
двух- и трехконтурных установок рекомендуется принять, Z/=Z/>5; t2~tr+5 (tx , -
температура воды на входе и выходе из коллектора, °C);
tH - средняя дневная температуры наружного воздуха, °C.
Ориентировочные значения площади поверхности нагрева солнечного
коллектора можно принять 4,5-9 м2 для отопления помещения площадью 15 м2
(в среднем 0,5 площади пола помещения) и 1,5-2 м2 для обеспечения горячей
водой одного жителя.
Объем бака-аккумулятора, м3:
Г=(0,06 - 0,08)Л , (3.6)
где А - площадь поглощающей поверхности коллектора, м2.
Рассчитывать теплообменные аппараты следует по среднему значению
расхода воды и теплоносителя,
Поверхность нагрева теплообменного аппарата, м2:
(3-7)
где Ф - тепловая мощность системы горячего водоснабжения и отопления, Вт;
кта - коэффициент теплопередачи теплообменного аппарата, для трубчатых теплообмен-
ников можно принять к„„ = 1500 -1700 Вт/(м2А);
A/me - разность температур; в данном случае:
AZma = <Л/,пах + , (3.8)
где tnax, tmin - соответственно максимальный и минимальный перепады температур на кон-
цах теплообменника.
Количество теплоты, которая выработана гелиоустановкой, ГДж:
Сует 7г 1^9/. (3-9)
г.У,'
где Т]г - годовой (сезонный) КПД установки;
z - количество месяцев работы установки (зависит от географической широты данной
местности и определяется заданием на проект);
у - количество дней в месяце.
Значения т)г в зависимости от характеристик солнечных коллекторов Ас,
м2/(ГДж • сутки) и м3/(ГДж • сутки), которые соответствуют единице суточ-
ной тепловой нагрузки систем горячего водоснабжения или отопления, приве-
дены на рис. 3.2.
55
106Л____
с ~ 4,19(Гг -tx) ;
у = Ю6И
с 4,19^-rj'
(3.10)
(З.П)
Количество теплоты, выработанной гелиоустановкой за год, ГДж:
Qz ~ ^гЧпад^ *
(3.12)
где q’nad, ГДж/м2 - годовые суммы падающей солнечной радиации.
Количество сэкономленного, благодаря использованию солнечной радиа-
ции условного топлива, т, за 1 год:
а_0,0342й • (313)
/ Л зам
где Qycm ~ суммарное количество теплоты, выработанной за год (сезон), ГДж;
г)^ - КПД замененного источника теплоты.
Подбирают резервный котел и вычисляют расход топлива в соответствии с
методикой, изложенной в [8].
Рис.3.2. Зависимость годичного (а) и сезонного (б) КПД установок солнечного горячего во-
доснабжения от значений Ас и Vc
3.3.ОБОРУДОВАНИЕ УСТАНОВОК СОЛНЕЧНОГО ГОРЯЧЕГО
ВОДОСНАБЖЕНИЯ
Установки солнечного горячего водоснабжения включают в себя сле-
дующее основное оборудование:
- солнечные коллекторы;
56
- циркуляционные насосы;
- скоростные теплообменники;
- баки-аккумуляторы с теплообменниками и без них;
- элементы автоматики (дифференциальные терморегуляторы,
пропорциональные регуляторы расхода и др.).
Общий вид плоского солнечного коллектора показан на рис. 3.3.
Рис.3.3. Конструкция солнечного коллектора:
1 - остекление; 2 - герметик; 3 - поглощающая паиель; 4 - теплоизоляция; 5 - корпус
В установках солнечного горячего водоснабжения, кроме указанных в
ВСН 52-86 насосов типа ЦВЦ, допускается использовать консольные односту-
пенчатые насосы типа К, КМ.
При использовании в теплоприемных контурах антифризов целесообраз-
но применять вихревые насосы типа ВС, ВКО или химические насосы типа ХО.
Тип теплообменника выбирается в зависимости от принятой принципи-
альной схемы установки солнечного горячего водоснабжения.
При расходе теплоносителей, превышающем 0,555 л/с (2000 кг/с), в каче-
стве теплообменников предлагается использовать скоростные водо-водяные
секционные подогреватели, выпускаемые по ТУ 400-28-255-77Е.
При расходах теплоносителей менее 0,555 л/с (2000 кг/с) предлагается
использовать скоростные теплообменники типа ТТ “труба в трубе”.
Технические характеристики теплообменников типа ТТ приведены в
табл. 3.3.
Скоростные теплообменники солнечных установок следует подключать
по противоточной схеме движения теплоносителей. При этом расход обоих те-
плоносителей рекомендуется по возможности принимать одинаковым.
В роли встроенных теплообменников для баков-аккумуляторов рекомен-
дуется принимать разработанные в КиевЗНИИИЭП гладкоствольные стальные
57
змеевики однопроходной конструкции. Змеевики предназначены для установки
внутри емкостных пароводяных водонагревателей типа СТД, изготовленных по
ТУ 36-1851-75.
Баки-аккумуляторы без встроенных теплообменников применяются в од-
ноконтурных солнечных установках, а также в двух- и трехконтурных установ-
ках в сочетании со скоростными теплообменниками.
В качестве напорных баков-аккумуляторов могут применяться емкостные
водонагреватели типа СТД поставляемые без теплообменных элементов, или
цилиндрические сварные резервуары объемом от 10 до 100м3. В качестве без-
напорных баков-аккумуляторов рекомендуется использовать стальные прямо-
угольные резервуары объемом от 5 до 40 м3.
Таблица 3.3. Технические характеристики проточных теплообменников
типа ТТ
Тип теп- ло- обмен- ника Наружный/внутрен- ний диаметры Проходное сечение, см2 Поверх- ность на- грева од- ной сек- ции, м2 Длина секции, мм Масса одной секции, кг
внутрен- ней тру- бы, мм наруж- ной тру- бы, мм внутрен- них труб кольце- вых ка- налов
ТТ 1- 25/38- 10/10 25/20 38/32 3,14 1,13 1,4 4500 140
ТТ2- 25/38- 10/10 _н 6,28 6,26
Рис. 3.4. Секция проточного теплообменника типа ТТ:
1 - наружная (кожуховая) труба; 2 - внутренняя (теплообменная) труба; 3 - распределитель-
ная камера; 4 - поворотная камера
58
Требуемая поверхность нагрева, м2, скоростных и объемных теплообмен-
ников рассчитывается по формуле
&ср ^**1 )
3600г* Л/
(3.13)
где G - количество нагреваемой в солнечной установке воды, соответствующей ее суточной
потребности, кг;
ср - удельная теплоемкость воды, которая равна 4180 Дж/(кг К);
t„i, t„2 - начальная и конечная температуры нагреваемой воды, °C;
т - продолжительность дневного цикла работы солнечной установки, ч;
А/ - средний температурный напор в теплообменнике, принимаемый согласно требова-
ниям ВСН 52-86, равным +5°С;
к- коэффициент теплопередачи теплообменника, Вт/(м2 К).
Значения к, Вт/(м2 К), для скоростных теплообменников вычисляются по
эмпирической формуле
у-)0,8
к_ а02
1 + (^/й2)°’8’
(3.14)
где о=5500 для скоростных теплообменников, которые выпускаются по ТУ 400-28-255-77Е;
а=5150 для теплообменников типа ТТ;
V], v2 - скорости движения теплоносителей в трубном и межтрубном пространстве те-
плообменника, м/с.
Для теплообменников, которые выпускаются по ТУ 400-28-255-77Е, зна-
чения скоростей V], v2 рекомендуется принимать в пределах от 0,3 до 1,0 м/с, а
для теплообменника типа ТТ - в пределах от 0,5 до 1,0 м/с.
Подбор встроенных теплообменников для объемных водонагревателей ти-
па СТД выполняется по табл. 3.4 в зависимости от требуемой расчетной емко-
сти баков-аккумуляторов.
Гидравлическое сопротивление скоростных теплообменников зависит от
их конструкции, скорости течения теплоносителя ( v,, v2) и количества секций z,
определенного в результате теплового расчета. При этом для теплообменников,
изготовленных по ТУ 400-28-255-77Е, гидравлическое сопротивление внутри
труб и в межтрубном пространстве при длине секции 4м может быть рассчита-
но по формулам
АР| = 5000V]2 z, Па, (3.15)
ЛР2 =10800vjz Па, (3.16)
59
а для теплообменников типа ТТ - по формулам
др^80001^
п
Па ,
(3.17)
Па ,
(3-18)
ДР2 = *3^Ь
п
х де п - число параллельных ходов для каждого теплоносителя (п = 1 - для теплообменника
ТТ1; п = 2 - для теплообменника ТТ2).
Гидравлическое сопротивление змеевиков определяется по формуле
№
АР = 125 +940 v2,
(3.19)
Па ,
d
где УI - суммарная длина труб теплообменника, м;
d - условный проход труб теплообменника, м;
V - скорость движения теплоносителя внутри змеевика, м/с.
Таблица 3.4. Технические характеристики змеевиков для водоподогревателей
типа СТД
Рабочая ем- кость водо- подогрева- теля, м3 Условный диаметр труб змее- вика, м Полная длина труб змеевика, /, мм Суммарная длина труб змеевика, EZ’M Поверх- ность на- грева змее- вика, м2 Живое се- чение змеевика,/ см2 Масса змее- вика, кг
1,0 20 1680 20,9 1,75 3,5 35,0
1,6 20 2780 34,1 2,85 3,5 56,5
2,5 32 2300 28,2 3.7 10 108
4,0 32 3600 43,8 5,8 10 168
3.4. СХЕМЫ СИСТЕМ ГОРЯЧЕГО ВОДОСНАБЖЕНИЯ
Установка солнечного горячего водоснабжения сезонного действия без
дублера с принудительной циркуляцией (рис. 3.5) состоит из солнечных кол-
лекторов, скоростных теплообменников, циркуляционных насосов теплопри-
емного контура, насосов контура горячего водоснабжения, расширительного
бака, баков-аккумуляторов, регулирующей и водоразборной арматуры.
Она может быть рекомендована для жилых зданий, спальных корпусов
пансионатов, баз отдыха и т.д. Количество теплоносителя, циркулирующего
через водонагреватели, изменяется регулятором в зависимости от интенсивно-
60
сти солнечной радиации для поддержания постоянной температуры его нагре-
ва.
Холодная вода в скоростном теплообменнике также нагревается до по-
стоянной температуры +50 °C за счет изменения ее расхода регулятором и сли-
вается в баки-аккумуляторы. Из них вода насосами горячего водоснабжения
подается к водоразборной арматуре, либо, при ее достаточном количестве в ба-
ках, но недостаточной температуре (в результате остывания и малого расхода) -
к водоподогревателю-теплообменнику, для догрева до требуемой температуры.
Установки солнечного горячего водоснабжения сезонного и круглого-
дичного действия со 100% -ным обеспечением горячей водой с использованием
дублера могут быть выполнены по двум схемам: с периодической работой дуб-
лера (рис. 3.6) и с использованием постоянно работающего дублера в качестве
догревателя (рис.3.7).
Установка включает в себя два контура циркуляции:
- теплоприемный контур, состоящий из солнечных коллекторов, цирку-
ляционных насосов и теплообменников в баках-аккумуляторах;
- контур горячего водоснабжения, состоящий из баков-аккумуляторов,
циркуляционных насосов и насоса внутренней циркуляции.
Оборудование соединено между собой трубопроводами с регулирующей
арматурой.
Установка оборудована системой автоматического регулирования, обес-
печивающей начало циркуляции теплоносителя и прекращение ее при опреде-
ленном уровне температур в теплоприемном контуре и в баках-аккумуляторах.
Рис.3.5 Установка солнечного горячего водоснабжения сезонного действия без дублера:
1 - солнечный коллектор; 2 - расширительный бак; 3 - циркуляционный насос теплоприемно-
го контура; 4 - скоростной водоподогреватель; 5 - бак-аккумулятор горячей воды; 6 - насос
контура горячей воды; 7 - клапан трехходовой смесительный; 8 -регулятор температуры
61
Рис.3.6. Установка солнечного горячего водоснабжения с периодической работой дублера:
1 - солнечный коллектор; 2 - расширительный бак; 3 - циркуляционный насос теплоприемно-
го контура; 5 - бак-аккумулятор со змеевиком; 6 - насос контура горячей воды
Установка функционирует следующим образом: теплоноситель тепло-
приемного контура, нагреваясь в солнечных коллекторах, объединенных тру-
бопроводами в две параллельные петли, направляется в теплообменники баков-
аккумуляторов и далее в межтрубное пространство скоростных водонагревате-
лей, оттуда к циркуляционным насосам теплоприемного контура, которые воз-
вращают его в солнечные коллекторы.
При разогреве водопроводной воды в баках-аккумуляторах до +50°С ав-
томатически включается в работу циркуляционный насос (основной или ре-
зервный), установленный на обратном трубопроводе установки горячего водо-
снабжения. В случаях, когда интенсивности солнечной радиации недостаточно
для подогрева водопроводной воды до требуемой температуры, в установку го-
рячего водоснабжения автоматически, с помощью регулятора, добавляется го-
рячая вода из дополнительного бака-аккумулятора, постоянно подогреваемая
от теплосети.
Заполнение теплоприемного контура производится из теплосети.
Для детских дошкольных учреждений рекомендуется применять установ-
ку с двумя отборами проб воды разных температур (рис. 3.7): для кухни -
+50...+55 °C с дублированием нагрева в проточном электроводоподогревателе,
для умывальников и душевых - +40 °C с возможностью автоматического пере-
ключения подачи воды из верхней или средней секции бака-аккумулятора в за-
висимости от их температуры.
62
2
Рис. 3.7. Установка солнечного горячего водоснабжения с постоянной работой дублера:
1 - солнечный коллектор; 2 - расширительный бак; 3 - циркуляционный насос теплоприемно-
го контура; 4 - скоростной водоподогреватель; 5 - бак-аккумулятор, 6 - сетевой насос; 7 -
электроводонагреватель
ГЛАВА 4. ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ ГЕОТЕРМАЛЬНОГО
ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
4.1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Теплота геотермальных вод может использоваться для отопления, венти-
ляции, горячего водоснабжения, кондиционирования воздуха. При проектиро-
вании систем геотермального теплоснабжения необходимо определить расчет-
ную потребность в теплоте, а также учесть запасы геотермальных вод и их про-
гнозируемые ресурсы для заданного района.
В случаях, когда осуществление геотермальной системы теплоснабжения
включает создание нового термозабора, проектированию должно предшество-
вать технико-экономическое обоснование. Если температура геотермальной
воды ниже потребной для системы отопления или горячего водоснабжения, в
систему теплоснабжения следует включить тепловые насосы.
Необходимо, чтобы скважины располагались возможно ближе к
потенциальным потребителям теплоты.
В процессе проектирования выполняется расчет и разрабатываются
чертежи. В общем случае разработка проектной документации систем
геотермального теплоснабжения должна осуществляться в две стадии: проект и
рабочая документация.
Проектирование следует выполнять в соответствии с нормами ВСН56-87 [2].
63
4.2. ВЫБОР РАСЧЕТНЫХ ПАРАМЕТРОВ
Проектируемая система должна обеспечивать максимально возможное
срабатывание теплового потенциала геотермального теплоносителя и
равномерность использования максимального дебита термоводозабора в
течение года.
За расчетный расход геотермального теплоносителя следует принимать
суммарный дебит скважин термоводозабора.
За расчетную температуру геотермального теплоносителя, изливаемого
одной скважиной, следует принимать его температуру при дебите,
соответствующем утвержденному режиму его эксплуатации.
За расчетную температуру геотермального теплоносителя tm при
термоводозаборе из двух и более скважин принимается средневзвешенная
температура термоводозабора, определяемая по формуле
к
4 = '=у- . (4.1)
IL0”"
i=l
где к — количество геотермальных скважин термоводозабора, шт.;
t„l, tmr — температура в устьях скважин, сС;
G„i, GGmK - дебит геотермальных скважин, кг/с.
Исходными данными для расчета являются:
1) температура воздуха в помещении, °C, для жилых, общественных и
административных зданий значение t„ выбирается в соответствии СНиП-П-79"
В помещении для крупного рогатого скота - в соответствии с ОНТП-2-85, в
зданиях птицеводческих предприятиях - в соответствии с ОНТП—4-85, для со-
оружений защищенного грунта - в соответствии с ОНТП-СХ-10-85;
2) /'и - расчетная температура наружного воздуха, °C, для проектирования
систем вентиляции или отопления принимается по СНиП 2.04.05-86;
3) tH - средняя температура наружного воздуха за период работы системы
отопления или вентиляции по [СНиП 2.04.05-86], °C;
4) 7’п - продолжительность работы пикового догрева, которая принимает-
ся по климатическим данным, ч;
5) Данные о потребности теплоты для проектируемой системы тепло-
снабжения. ’
64
4.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ЭФФЕКТИВНОСТИ
ГЕОТЕРМАЛЬНОЙ СИСТЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
При проектировании необходимо добиваться максимального значения
коэффициента эффективности г)геот, вычисляемого по формуле
Пггот = iZ$(\-d„), (4.2)
где i = —- - степень относительного срабатывания температурного перепада;
Z — степень относительного использования максимума нагрузки, определяется по табл.4.1;
<; — степень относительного увеличения расчетного дебита термоводозабора, принимаемая
по графикам рис.4.1.;
dn - доля пикового догрева в годовом тепловом балансе системы геотермального тепло-
снабжения (рис.4.2.);
t'ms и t'c ' расчетная температура геотермального теплоносителя с учетом пикового догре-
ва и его сбросная температура;
t'm — расчетная температура геотермального теплоносителя.
Таблица 4.1, Степень относительного использования максимума нагрузки
Потребители Степень исполь- зования максиму- ма нагрузки Коэффициент использования тер- моводозабора
Системы отопления: с зависимым присоединением к геотермальной тепловой сети с зависимым присоединением к сети и пиковым догревом °" “ 8500 % — '^сеэ.^ср.от. ~ 8500 = Z (Т-1' -5)-4W'r-'. ~5) - ~ТП х 8500 8500 х Фд«(^Г ) (С ~1. -5)
Системы вентиляции: с зависимым присоединением к геотермальной тепловой сети с зависимым присоединением к сети и пиковым догревом ~ "^сез Ф ср вент. ~ 8500 ,, ^сез Фгр.деял». “ “ 8500 Ъскялент. = _2 (4 -t. -5) Т - Т" + ~Тп X ъекв.вгит. — 8500 8500 х Фииди ~ *СП )
Открытые системы горячего водо- снабжения 5500 +0,35т Z., = 8500 6800 + 0,2Г„ 8500
Тса ~ продолжительность отопительного сезона, ч;
Фер.пт > Фер вент — средние за сезон коэффициенты отпуска теплоты для систем отопления
и вентиляции.
65
Коэффициент отпуска теплоты для систем отопления и вентиляции опре-
деляется по формуле:
(4.3)
где te — температура воздуха в обслуживаемых помещениях, °C;
tH — расчетная температура наружного воздуха для проектирования систем отопления
или вентиляции, °C;
/н Ср — средняя за период работы систем отопления или вентиляции температура
наружного воздуха, °C;
Гскв —среднегодовой коэффициент использования скважин термоводозабора,
представляющий отношение фактического годового отбора геотермальной воды к
максимальному отбору, вычисляемому как произведение 8500 -G'T, где G'T — расчетный
расход геотермального теплоносителя;
Тп — продолжительность работы пикового догрева, ч.
Величину Т„ (сут.), следует определять по климатологическим данным. В
ориентировочных расчетах допускается использовать формулу
где Л и В - эмпирические коэффициенты, определяемые соответственно по графикам на рис
4.3. и 4.4.;
Рис. 4.1 Графики для определения степени относительного увеличения расчетного дебита
термоводозабора
66
отпуска теплоты, средние за период работы с момента отключения пикового источника
теплоты до окончания отопительного сезона и подогрева приточного воздуха, определяемые
выражением:
(4.5)
где фп, <рк - коэффициенты отпуска теплоты, соответствующие моментам отключения
пикового догрева и окончания отопительного сезона.
Ориентировочные значения (рп допускается определять по формулам
- для вентиляции (рпмыт = (t'T - tg ~
- для отопления <рпот = (t'T -te- 5)/(t’T г - te - 5),
гДе tcK температура сбросной геотермальной воды, соответствующая фп.
Примечания: 1. В системах геотермального теплоснабжения с независимым
присоединением систем отопления и вентиляции при определении величины 0 в числителе
вместо t'm г следует подставлять разность (t'ms — где Ы„„ - разность температур
греющего и нагреваемого теплоносителя на “горячем конце” противоточного
промежуточного теплообменника, принимаемая, как правило, +5...+10 °C.
Р«с.4.Э.Эмпирический коэффициент А для Рис.4.4 Эмпирический коэффициент В для
определения доли пикового догрева определения доли пикового догрева
67
Для объектов геотермального теплоснабжения, имеющих нагрузку
отопления, вентиляции и горячего водоснабжения, общий коэффициент т)^,
следует определять по формуле
+ • (4.8)
Здесь а,р,у - доли расчетного дебита геотермальной воды, расходуемые
соответственно на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение,
рассчитываются по формулам
— от •
cG?dst'om.
(4.9)
- вент .
cG т*'$t'eeHm .
(4.Ю)
(4.11)
где Q'om yQ'genm ,Q'?.e. ~ расчетные нагрузки отопления, вентиляции и горячего
водоснабжения, Вт;
с - удельная теплоемкость теплоносителя, Дж/(кг*К);
> ^вент > в. > ~ расчетные перепады температур теплоносителя в системах
отопления, вентиляции и горячего водоснабжения, °C;
Gfif - удельный расход геотермальной воды, приходящейся на единицу расчетной
тепловой нагрузки объекта, кг/Дж, который следует рассчитывать по формуле
G уд. _ 1 I Qom. + Q-вент . । О-г.в.
cQo6.\.8tom &вент . ^г.в..
(4-12)
где = Q'om. +в'аент. + бг.в. ~ общая тепловая нагрузка объекта геотермального
теплоснабжения, Вт;
с,^ - ) - степень относительного увеличения расчетного дебита термоводозабора
для объекта в целом, определяемая по графикам, изображенным на рис. 4.1,
в зависимости от средневзвешенной величины коэффициента использования
термоводозабора:
^скв.об. &^скв.от. РТскв.вент. + У^скя.г.в. >
а + /? + / = 1.
(4.13)
(4.14)
68
Повышенные значения коэффициента эффективности Г]геот и сокращение
удельного расхода геотермальной воды следует обеспечивать путем
использования систем отопления с увеличенным расчетным перепадом
температур теплоносителя, пикового догрева, тепловых насосов, комплексного
использования геотермального теплоносителя с последовательным при-
соединением разнородных потребителей, предпочтительным использованием
геотермальной теплоты на горячее водоснабжение, систем воздушного
отопления, сезонных потребителей геотермальных вод. Указанные способы
могут комбинироваться.
Определение капитальных вложений осуществляемых в разные сроки,
и текущих затрат, изменяющихся во времени, следует производить по формуле
Хяр.=^1/(1 + £„.я)т, (4.15)
где К„. - затраты в т году;
т - период времени приведения в годах, принимаемый равным разности между годом
т и базисным годом, к которому производится приведение затрат. При этом
затраты базисного года строительства приведению не подлежат;
Е„ „ = 0,1 - норматив для приведения разновременных затрат.
Сопоставимость базисного варианта с геотермальной системой
теплоснабжения, обеспечивающей частичное покрытие расчетной тепловой
нагрузки, производится введением экономических показателей традиционной
системы, рассчитываемых с учетом разности тепловых нагрузок:
^Q = Qo6.~Q2eom. . (4.16)
где Qog - общая расчетная тепловая нагрузка всех потребителей, МВт;
Qixim. - расчетная нагрузка, обеспечиваемая геотермальной системой теплоснабжения,
МВт.
Аналогично должно производиться сравнение вариантов геотермальных
систем теплоснабжения с различными показателями тепловых нагрузок.
При наличии в сравниваемых вариантах систем элементов, имеющих
равные показатели капитальных вложений и эксплуатационных расходов,
расчет показателей приведенных затрат по этим вариантам допускается
производить с исключением из расчета указанных элементов.
Дополнительную экономию тепловой энергии при комплексном
использовании термоводозабора (например, при наличии сезонных
потребителей геотермальной воды) в технико-экономическом расчете следует
учитывать соответствующим увеличением эксплуатационных затрат в
базисном варианте.
При технико-экономическом сравнении геотермального и базисного
вариантов системы теплоснабжения следует учитывать экономию
69
водопроводной воды в случае использования геотермальной воды на
соответствующие нужды.
Амортизационные отчисления на реновацию по тем элементам систем
геотермального теплоснабжения, которые за пределами расчетного срока
функционирования геотермальных скважин не могут быть использованы,
следует определять с учетом этого срока.
В технико-экономических расчетах должна учитываться необходимость
расширения или нового строительства сооружений для обработки отработанной
геотермальной воды перед ее сбросом или обратной закачкой.
4.4. РАСЧЕТ И ПОДБОР ОТОПИТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ
При проектировании систем геотермального отопления надо добиваться
наибольшего срабатывания теплового потенциала геотермального
теплоносителя, что достигается высоким (близким к единице) значением
коэффициента срабатывания теплового потенциала теплоносителя т',
определяется по формуле
г'=а;(4.17)
где t’o, te - расчетные температуры горячей, обратной воды отопительного прибора и
внутреннего воздуха, °C.
В геотермальных системах отопления следует применять отопительные
приборы повышенных теплоплотностей: “Универсал С”, “Универсал О”, радиа-
торы МС 140-108 и другие, имеющие такую же или большую теплоплотность.
Применение приборов с меньшей теплоплотностью допускается при соответст-
вующем обосновании.
Подбор отопительных приборов, устанавливаемых в помещениях, следует
проводить по формуле
e„=e/«G/), (4.18)
где Q - расчетная тепловая мощность отопительного прибора, Вт;
QH — требуемый номинальный тепловой поток отопительных приборов, устанавливае-
мых в данном помещении, Вт:
(4-19)
где - относительный безразмерный среднестепенной температурный напор отопитель-
ного прибора:
70
n(0i -fl2)
02*-0fn
(4.20)
где &cm - расчетный среднестепенной температурный напор отопительного прибора, °C;
0\ — t*-tg- расчетный температурный напор на входе в отопительный прибор, °C;
02 = tg — tg - расчетный температурный напор на выходе из отопительного прибора, °C;
п — т—1 - показатель степени, характерный для каждого типа отопительных приборов;
т - паспортный показатель степени для расчета данного типа отопительных приборов,
определенный опытным путем (выбирается по справочным данным):
Gpn=Gn/Q,\,
(4.21)
где G Рп~ относительный безразмерный расход теплоносителя через отопительный прибор;
Gn - расход теплоносителя через отопительный прибор, кг/с;
р - паспортный показатель степени для данного типа отопительных приборов, опреде-
ленный опытным путем при Gn й 0,025 кг/с.
При т' < 0,4 допускается пользоваться расчетной формулой для традицион-
ных систем отопления вида:
Q„=Ql^pGp),
(4.22)
а тт 1 Мг +
где Д/,.„ = — ---------
«Р 701 2
— tg - относительный среднеарифметический температурный напор.
(4-23)
4.5 ОТКРЫТЫЕ СИСТЕМЫ ГЕОТЕРМАЛЬНОГО ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
4.5.1. Открытые системы теплоснабжения, обеспечивающие только горячее во-
доснабжение.
Схема 1а (рис.4.5). В соответствии со схемой геотермальная вода по одно-
трубной тепловой сети подается непосредственно на водоразбор. Суточная не-
равномерность потребления горячей воды компенсируется с помощью бака-
аккумулятора.
Недостатком схемы 1а является отсутствие циркуляции теплоносителя в
распределительной сети ГВ, в результате чего неизбежно остывание теплоно-
сителя в период отсутствия водоразбора горячей воды (например, ночью). По
71
причине этого недостатка схема может быть рекомендована к применению
только при малых расстояниях между термоводозабором и потребителем гео-
термальной теплоты.
Схема 16 (рис. 4.6). Схема отличается от схемы 1а наличием двухтрубной
распределительной сети, в которой циркулирует геотермальная вода. Подпитка
по мере водопотребления осуществляется из однотрубной транзитной тепловой
сети. Суточная неравномерность водопотребления уравнивается баком-
аккумулятором. Схема может быть рекомендована при сравнительно большом
удалении термоводозабора от потребителя геотермальной теплоты.
Рис.4.5. Открытая однотрубная геотер-
мальная система горячего водоснабжения
1 - геотермальная скважина; 2 -
бак-аккумулятор; 3 - сетевой насос;
4 - водоразборный кран ГВ
Рис. 4.6. Открытая однотрубная геотермальная система горячего водоснабжения с двухтруб-
ной распределительной сетью:
1 - геотермальные скважины термоводозабора; 2 - сборный бак-аккумулятор геотермальной
воды; 3 - сетевой насос; 4 - бак-аккумулятор распределительной сети; 5 - двухтрубная
распределительная сеть; 6, 7, 8 - сетевой циркуляционный и подпиточный насосы распреде-
лительной сети; 9 - водоразборный кран; 10 - регулятор слива; 11 - регулятор подпитки.
4.5.2. Открытые геотермальные системы теплоснабжения с зависимым
присоединением отопления. В схеме 2 (рис. 4.7) геотермальная вода параллель-
но подается на отопление и горячее водоснабжение. После отопительных сис-
тем вода сбрасывается вблизи термоводозабора. Транзитная тепловая сеть име-
ет двухтрубную прокладку.
72
Рис. 4.7. Открытая двухтрубная геотермальная система теплоснабжения
1 - геотермальная скважина; 2 - бак-аккумулятор; 3 - сетевой насос; 4 - отопитель-
ные приборы; 5 - водозаборный кран
ПИТЬЕВОЙ ВОДЫ
Рис. 4.8. Однотрубная закрытая геотермальная система горячего водоснабжения с ис-
точником питьевой воды, расположенным на термоводозаборе:
1 - геотермальные скважины термоводозабора; 2 - сборный бак-аккумулятор геотер-
мальной воды; 3 - сетевой насос геотермальной воды; 4 - сетевой насос питьевой воды; 5 -
сетевой теплообменник; 6 - однотрубная транзитная теплотрасса; 7 - водоразборный кран
Приведенная схема не может быть применена при несоответствии геотер-
мальной воды нормативным требованиям на воду питьевую и при ее темпера-
тУРе ('т<{'гв+8 1тр,
где t'm - температура термальной воды в устье скважин, °C,
8tmp - снижение температуры воды за счет охлаждения при транспортировке, °C,
, - нормируемая температура воды в системах горячего водоснабжения, °C.
73
4.6 ЗАКРЫТЫЕ СИСТЕМЫ ГЕОТЕРМАЛЬНОГО ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
4.6.1. Закрытые геотермальные системы, обеспечивающие только горячее
водоснабжение.
В зависимости от расположения места сброса и источника питьевой воды
могут быть использованы три вида схемного решения.
Схема За (рис.4.8.). Геотермальная вода подается в теплообменник ЦТПГ,
расположенный вблизи термоводозабора, после чего сбрасывается или закачи-
вается в пласт через скважину обратной закачки. Вода из источника питьевой
воды (например, холодной артезианской скважины) нагревается в теплообмен-
нике, транспортируется до потребителя и там разбирается на горячее водо-
снабжение. Суточная неравномерность водопотребления уравнивается с помо-
щью бака-аккумулятора. Распределительная сеть выполняется однотрубной.
Недостатком здесь так же, как и у схемы 2, является отсутствие циркуляции те-
плоносителя в период отсутствия водоразбора.
ИА СБРОС
Рис.4.9. Однотрубная закрытая геотермальная система горячего водоснабжения:
1 - геотермальные скважины термоводозабора; 2 - сборный бак-аккумулятор геотер-
мальной воды; 3 - однотрубная транзитная теплотрасса; 4 - сетевой теплообменник; 5-
сетевые насосы; 6 - водоразборный кран; 7 - двухтрубная распределительная теплосеть; 8
- сбросная теплосеть; 9 - расширительный бак
Схема Зв (рис. 4.9) Применение этой схемы целесообразно при расположе-
нии места сброса отработанной геотермальной воды вблизи потребителя гео-
термальной теплоты. В соответствии со схемой геотермальный теплоноситель
по однотрубной транзитной тепловой сети подается в теплообменник ЦТПГ
(который расположен вблизи потребителя), после чего сбрасывается. Негеотер-
мальный теплоноситель питьевого качества, циркулируя по двухтрубной рас-
пределительной сети, нагревается в теплообменнике ЩТ1Г и подается на водо-
разбор. Подпитка осуществляется из водопровода. Ввиду сравнительно боль-
шой протяженности тепловой сети, по которой транспортируется геотермать-
ная вода, схема Зв может быть рекомендована при отсутствии опасности интен-
сивной коррозии и солеотложения.
4.6.2. Закрытые геотермальные системы теплоснабжения, обеспечивающие
отопление и горячее водоснабжение.
74
НАСБКС
ИЛИ ЗАКАЧКУ
Рис. 4.10. Закрытая однотрубная геотермальная система теплоснабжения с зависимым при-
соединением отопления (распределительная сеть четырехтрубная):
1 - геотермальные скважины; 2 - сборный бак-аккумулятор геотермальной воды; 3 - сетевой
насос; 4 - однотрубная транзитная теплотраса; 5 - теплообменник горячего водоснабжения;
6 - регулятор подпитки; 7 - отопительный прибор; 8 - водоразборный кран; 9 - расшири-
тельный бак
Расположение места сброса вблизи потребителя, а также отсутствие по-
вышенной коррозионной активности и солеотложения делает возможным соз-
дание системы с однотрубной транзитной тепловой сетью для транспортирова-
ния геотермальной воды до ЦП 11, расположенного рядом с потребителем. По-
сле ЦГ1Н геотермальная вода сбрасывается. Распределительная сеть после
ЦТПГ, в зависимости от качества и температуры геотермального теплоносите-
ля, может быть четырехтрубной с зависимым присоединением отопления [схе-
ма 4а (рис. 4.10) четырехтрубной с независимым присоединением отопления
[схема 46 (рис. 4.11) либо с двухтрубной распределительной сетью и независи-
мым присоединением отопления (схема 4в).
Рис. 4.11. Закрытая геотермальная система теплоснабжения с независимым присоединением
отопления:
1 - геотермальные скважины; 2 - сборный бак аккумулятор; 3 - сетевой насос геотермальной
воды; 4 - транзитная однотрубная теплосеть; 5 - транзитная сбросная теплосеть; 6 - водо-
подогреватель горячего водоснабжения; 7 - отопительный теплообменник; 8 - сетевой насос
распределительной сети отопления; 9 - сетевой насос горячего водоснабжения; 10 - водо-
разборный кран; 11 - отопительный прибор; 12 - расширительный бак.
75
Рис. 4.12. Закрытая двухтрубная геотермальная система теплоснабжения:
1 - геотермальные скважины термоводозабора; 2 - сборный бак-аккумулятор геотер-
мальной воды; 3 - сетевой теплообменник; 4 - сетевой насос геотермальной воды; 5 - сете-
вой насос водопроводной воды; 6 - бак-аккумулятор водопроводной воды; 7 - регулятор
подпитки; 8 - водоразборный кран ГВ; 9 - отопительный прибор
Рис. 4.13. Геотермальная система теплоснабжения с зависимым присоединением отопления
(ГВ отсутствует):
1 - геотермальные скважины; 2 - промежуточный бак-аккумулятор геотермальной
воды; 3 - сетевой насос; 4 - отопительные приборы
В случае обратной закачки или возможности сброса вблизи термоводоза-
бора применима схема 4г (рис. 4.12). Здесь геотермальная вода поступает в
ЦП 11, расположенный вблизи термоводозабора, где отдает свою теплоту не-
геотермальному теплоносителю в теплообменных аппаратах, после чего зака-
чивается в пласт или сбрасывается. Подготовленный негеотермальный тепло-
носитель транспортируется от потребителя до Ц’П 11' и обратно по двухтрубной
распределительной сети, имеющей транзитный участок. В данной схеме (как и
76
у всех схем с расположением ЦТПГ вблизи термоводозабора) положительным
фактором является малая протяженность трубопроводов тепловой сети, сопри-
касающихся с геотермальной водой.
4.6.3. Закрытые геотермальные системы теплоснабжения, обеспечивающие
только отопление.
При непитьевом качестве геотермального теплоносителя и отсутствии во-
ды питьевого качества возможно применение систем теплоснабжения, обеспе-
чивающих только отопление зданий и сооружений.
Схема 5 (рис.4.13). Эта схема двухтрубной системы с зависимым присое-
динением отопления применима при отсутствии угрозы интенсивной коррозии
и солеотложения. Система обеспечивает только отопление.
4.7 . ГЕОТЕРМАЛЬНАЯ СИСТЕМА ТЕПЛОХЛАДОСНАБЖЕНИЯ С
ТЕПЛОВЫМИ НАСОСАМИ
При технико-экономическом обосновании экономии геотермальной тепло-
ты рекомендуется геотермальная система теплоснабжения с применением теп-
лонасосных установок (ТНУ). В летний период такая система может работать в
режиме хладоснабжения.
Теплонасосные установки следует размещать на обратной линии геотер-
мальных систем. На рис. 4.14 показана упрощенная схема с пиковой котельной
и ТНУ.
Рис.4.14. Принципиальная схема системы геотермального теплоснабжения с применением
пикового догрева и тепловых насосов
1 - скважина; 2 - система отопления; 3 - система горячего водоснабжения; 4 - пиковая ко-
тельная; 5 - теплонасосная установка; 6 - бак-аккумулятор; 7 - насос; 8 - конденсаторы; 9 -
испарители.
77
4.8 . КОМПЛЕКСНЫЕ ГЕОТЕРМАЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
Комплексные геотермальные системы теплоснабжения могут осуществ-
лять отопление и горячее водоснабжение гражданских, промышленных зданий
и обеспечение технологических нужд производств (автомойки, прачечные и
пр.), а также отопление теплиц; они способны обеспечить существенное повы-
шение технико-экономических показателей термоводозаборов с одновремен-
ным достижением дополнительного социального эффекта.
Выбор принципиальной схемы комплексной системы теплоснабжения, как
и у всякой геотермальной системы, зависит от ряда исходных природных дан-
ных, уже рассмотренных ранее.
Принципиальные схемы комплексных систем, обеспечивающих отопление
теплиц и горячее водоснабжение других объектов (в том числе и на технологи-
ческие нужды), изображены на рис. 4.15 и 4.16.
Наличие транзитного участка распределительных двухтрубных сетей свя-
зано с необходимостью расположения ЦТПГ на термоводозаборе ввиду обрат-
ной закачки (в другом случае это может быть место сброса). Системы различа-
Рис. 4.15. Комплексная двухтрубная геотермальная система теплоснабжения с пиковой
котельной:
1 - геотермальные скважины; 2 - промежуточная сборная емкость; 3 - насосная станция;
4 - отопление тепличного комбината; 5 - насосная станция обратной закачки; 6- скважины
обратной закачки; 7 - сетевой теплообменник; 8 - сетевые насосы; 9 - подпиточный насос; 10
- регулятор подпитки; 11 - сетевой бак-аккумулятор; 12 - водоразборный кран; 13 —пиковая
котельная; 14 - регулирующие задвижки; 15 - регулятор
78
Рис. 4. 16. Комплексная двухтрубная геотермальная система теплоснабжения с ТНУ:
1 - геотермальные скважины; 2 - промежуточная емкость; 3 - насосная станция; 4 - отопление
тепличного комбината; 5 - насосная станция обратной закачки; 6 - скважины обратной за-
качки; 7 - сетевой теплообменник; 8 - испарители ТНУ; 9 - конденсаторы ТНУ; 10 - сетевые
насосы; 11 - подпиточный насос; 12 - регулятор подпитки; 13 - водоразборный кран; 14 -
сетевой бак-аккумулятор; 15 - регулирующие задвижки; 16 - регулятор
ются лишь видом пикового источника теплоты. В схеме на рис.4.15 таким ис-
точником служит пиковая котельная, работающая на органическом топливе и
расположенная в населенном пункте вблизи потребителя ГВ. В схеме на рис.
4.16 эту функцию выполняет теплонаносная установка (ТНУ), необходимость
расположения которой на термоводозаборе при данных условиях сброса (об-
ратной закачке) очевидна.
Подобные системы могут быть применены в тех случаях, когда геотер-
мальный теплоноситель не отличается повышенной коррозионной активно-
стью, но его качество не соответствует требованиям, предъявляемым к питье-
вой воде. При этом источником питьевой воды служит водопровод населенного
пункта.
ГЛАВА 5. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ
УСТАНОВОК
5.1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ И ОБЪЕМ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
Задание на курсовую работу содержит следующие исходные данные:
- месторасположение объекта проектирования;
79
— метеорологические данные о скорости и основных направлениях ветра
в течение года;
- мощность и назначение ветроустановки.
Расчетно-пояснительная записка должна содержать такие разделы: метео-
рологические данные местности, где предусматривается использование энергии
ветра; определение диаметра ветроколеса и частоты его вращения; расчет сис-
темы аккумулирования теплоты; предложение способов автоматизации.
В графической части курсовой работы необходимо изобразить общий вид
ветроэнергетической установки (ВЭУ).
5.2. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Ветроэнергетические установки, которые проектируются, должны соответ-
ствовать следующим основным требованиям.
Лопасти должны иметь в разрезе обтекаемый аэродинамический профиль.
При этом лопасти ВДР (ветродвигатель роторный) должны быть прямыми с по-
стоянным профилем по всей длине, а лопасти ВДЛ (ветродвигатель лопастный)
должны иметь сужение хорды до конца, что обеспечивает самый выгодный
угол атаки. Для улучшения условий технологического процесса сборки и
транспортирования элементы ВЕУ должны быть сборными.
Конструкция ветродвигателя должна предусматривать возможность регу-
лирования угла установки лопасти.
При этом для привода принудительной ориентации ветроколеса на направ-
ление потока ветра используют сдвоенный приводной электромеханический
блок или гидросистему.
Для повышения эффективности работы ветродвигателя следует преду-
смотреть систему автоматического управления установки. Система автомати-
ческого регулирования (САР) содержит блок управления и блок контроля угла
(БКУ) установки лопастей. В общем случае БКУ может представлять собой:
- замкнутый контур автоматического управления положением лопасти.
При этом контур управляет приводом угла установки лопасти до тех пор, пока
не будет достигнуто значение заданного коэффициента скорости:
Л = -,
V
где п - частота вращения ветроколеса;
у- скорость ветра;
— замкнутый контур автоматического управления частотой вращения.
80
При этом угол установки лопастей изменяется до тех пор, пока не будет дос-
тигнута заданная частота вращения лопастей ветродвигателя;
- замкнутый контур автоматического управления мощностью. Угол ус-
тановки лопастей изменяется до тех пор, пока не будет достигнута заданная
мощность.
Принципиально возможно создание двух схем управления угловой часто-
той вращения лопастей ветродвигателя: от скорости ветрового потока и угло-
вой частоты вращения вала ветряного двигателя (ВД); от крутящего момента и
угловой частоты вращения вала ВД.
Для ветродвигателей наибольшей мощности используют сопротивления с
тросовыми стяжками. Опоры ВЭУ средней и большой мощности представляют
собой стальную решетчатую или трубчатую железобетонную конструкции.
Основные технические характеристики ветроэнергетических установок
приведены в табл. 5.1.
Таблица 5.1. Характеристика ветроэлектроустановок
Характерные, Параметры Марка
АВЕУ АВЕУ АВЕУ АВЕУ
Номинальная мощность. кВт 1-4 8-16 16-30 60-100
Скорость ветра, м/с 6,5-9 8-10 7,5-9,5 10-12
Возможность работы при скорости ветра, м/с 3 3,5 3,5 5
Конструктивные параметры: высота, м диаметр колеса, м число лопастей 7 6 2 12,5 12 2 16,5-24 16 3 10-15 3
5.3. ВЫБОР МЕСТОРАСПОЛОЖЕНИЯ УСТАНОВКИ И РАСЧЕТНЫХ
ПАРАМЕТРОВ
Ветродвигатель нужно располагать так, чтобы высота нижней кромки ло-
пасти над поверхностью земли была не менее 10-15 м.
К дополнительным требованиям относятся:
- открытость местности (самые близкие возвышения должны находиться
на расстоянии не менее 2-3 км),
- возвышение должно быть в сечении близкое к круглой, или конусооб-
разной форме;
81
- склоны возвышения должны быть с наклоном, не более 20°;
- скорость ветра в данном районе должна быть не менее 5 м/с.
Для расчета должны быть заданы:
- мощность W, кВт, которую необходимо получить от ветродвигателя;
— скорость ветра v, при которой ветродвигатель может развивать эту
мощность;
- быстроходность Z ветроагрегата при максимальном коэффициенте ис-
пользования энергии ветра;
- коэффициент использования энергии ветра ;
- назначение ветродвигателя (выработка электроэнергии, привод насоса и
т.п.).
Расчетные параметры наружного воздуха принимают для заданного ме-
стоположения объекта [11]. Для каждого месяца необходимо исходить от
среднего значения скорости ветра.
5.4. РАСЧЕТ ВЕТРОДВИГАТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК
Обозначим через т массу воздуха, который протекает через площадь по-
перечного сечения лопастей А, м2, со скоростью v, м/с. Тогда, т = р • А • V, где
р-плотность воздуха, кг/м3. Кинетическая энергия ветра:
(5.1)
2 2
Мощность W определяется как произведение силы F на скорость v. Сила
действия ветра на лопасти ветродвигателя:
F =СХ А-^-^—, (5.2)
2
где А - плошадь поперечного сечения лопастей, перпендикулярных к направлению
скорости воздушного потока;
Сх- аэродинамический коэффициент, который определяется по графику на рис. 5.1.
(где а - угол атаки).
82
Рис. 5.1. Зависимость аэродинамического коэффициента Сх от угла атаки а
Если через и обозначим скорость перемещения поверхности лопасти вет-
роколеса, то относительная скорость набегающего ветра будет v - и. В этом
случае сила:
F = CXA-^. (5.3)
Мощность ветродвигателя:
W = Fx-u~Cx-±£-(V-u?.u. (5.4)
Коэффициент использования энергии ветра определяется как отношение
работы, выполненной движущейся поверхностью А, к энергии ветрового потока
А- р-у*
2
Ар , <1
Сх----— -(v-u) и
----Д-=сх(1-^.
. p-v v v
А --
2
В этом случае:
83
(5.5)
В первом приближении можно принять £=0,3.
При параметрах окружающей среды t0= 0 °C, р0= 1,013- 10s Па мощность
ветродвигателя, кВт:
W = 0,5074 .£>2v3£-lО’3,
(5-6)
где D - диаметр ветроколеса, м:
Для других значений температуры t и давления р воздуха уравнение для
определения мощности Wx будет иметь вид:
Соответственно диаметр ветроколеса:
fl970-^ / pg-273
v3-£ ]Ip-(273 + 0
(5.9)
Быстроходность ветродвигателя равна отношению скорости оконечности
лопасти ветрового колеса к скорости ветра:
2-^-п-Л
(5.Ю)
где R - радиус колеса, м;
п - частота вращения с‘*.
Отсюда:
2д-Я
(5.П)
84
Коэффициент использования энергии ветра связан со скоростью ветродви-
гателя соотношением:
£ -М Z,
где М — момент конечных потерь.
Зависимости £ и М от Z для числа лопастей i - 2-3 изображены на рис.
5.2, 5.3.
Рис. 5.2. Зависимость коэффициента использования энергии ветра от
быстроходности двигателя Z для различного числа лопастей i
Рис. 5.3. Зависимость момента конечных потерь от быстроходности
двигателя Z для различного числа лопастей i
85
По данным расчета выбирают тип ветродвигателя, а потом выбирают элек-
тродвигатель и при необходимости - водяной насос.
При определении мощности ветросиловой установки необходимо знать
отношение продолжительности безветренного периода т3, которое идет за пе-
риодом т„ с ветрами. Связь этих параметров определяется отношением:
(5.12)
Для повышения эффективности работы ветроустановки необходимо, чтобы
ее мощность была больше мощности текущего потребления энергии на величи-
ну
(5.13)
Эта часть энергии поступает в аккумулятор для обеспечения потребителей
энергией во время штилевого периода.
Кроме того, следует учитывать значение коэффициента использования ус-
тановленной мощности К ветродвигателя. Этот коэффициент равен отношению
фактической энергии, вырабатываемой ветродвигателем, к тому ее количеству,
которое мог бы дать ветродвигатель, если бы весь период времени он работал с
установленной мощностью, то есть энергии, которая вырабатывается им при
расчетной скорости ветра.
Значения коэффициента К в зависимости от среднегодовой скорости ветра
и от рабочей (расчетной) скорости ветра приведены в табл. 5.2.
Таблица 5.2. Коэффициенты установленной мощности ветродвигателя
Среднегодо- вая скорость ветра для данной мест- ности, м/с Рабочая скорость ветра, м/с
3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
2,5 0,06 0,15 0,17 - - -
4,3 0,07 0,16 0,30 0,44 0,63 0,75 0,83 0,90 - -
8,1 0,08 0,17 0,33 0,48 0,63 0,75 0,83 0,90 0,95 0,99
Мощность определяют по следующим формулам:
для электростанции
86
(5-14)
для ветроэлектрозарядного агрегата
W т
W =^(1 + ^),
* гв
для ветронасосной установки
(5.15)
(5.16)
для ветряной мельницы
-----а----Д'—./] +
у 3600-24 К тв
где мощность электростанции, кВт;
W - мощность, расходуемая насосной установкой, кВт;
И^-расход мощности на 1т помола, кВт;
Мм - производительность мельницы, т/сутки.
(5-17)
87
ГЛАВА 6. ПРОЕКТИРОВАНИЕ АККУМУЛЯТОРОВ ТЕПЛОТЫ*
6.1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Аккумулятором теплоты называется устройство (или совокупность уст-
ройств), которые обеспечивают процессы накопления, сбережения и передачи
тепловой энергии в соответствии с требованиями потребителя.
Изменение энтальпии теплоаккумулирующего материала может происхо-
дить как с изменением его температуры, так и без него в процессе фазовых пре-
вращений.
В зависимости от технического проекта реализации различают прямое и
непрямое аккумулирование теплоты. В первом случае аккумулирующий мате-
риал является одновременно и теплоносителем, во втором - для теплоак-
кумулирования и теплопередачи служат различные материалы.
На практике используют твердые, расплавленные, жидкие, паровые, тер-
мохимические, теплоаккумулирующие материалы.
Тепловые аккумуляторы с твердыми материалами нашли наибольшее при-
менение. При этом используются дешевые материалы: щебень, цеолит, отходы
строительных материалов. К твердым теплоаккумулирующим материалам
(ТАМ) относят также грунт. Основные физические характеристики твердых те-
плоаккумулирующих материалов приведены в табл. 6.1.
Таблица 6.1. Основные физические свойства твердых тепло аккумулирующих
материалов
Теплоаккумулирующий материал Плотность кг/м3 Удельная теплоемкость, кДж/(кг-К) Теплопровод- ность, Вт/(мК) Температуропро- , водность xlO^V/c
Щебень 2500-2800 0,92 2,2-3,5 0,81-1,5
Цеолит 390 0,92 2,1 2,5
Бетон 1900-2000 0,84 1,2-1,3 0,76
Шамот 1,83-2,2 1,1-1,3 0,6-1,3 0,21-0,65
Чугун 6600-7700 0,5-0,54 30-60 8-18
Кирпич красный 1700-1800 0,88 0,7-0,8 0,5
Песок** 1460-1600 0,8-1,5 0,3-2,0 —
Грунт** 1500-1900 0,84-1,2 0,28-1,5 -
♦’Свойства зависят от влажности.
♦ Следует рассматривать как дополнение к основному проекту (при про-
ектировании систем теплоснабжения, использующих энергию ветра, солнечную
энергию и др.).
88
Жидкие ТАМ относятся к числу наиболее простых и надежных устройств
аккумулирования теплоты. В качестве ТАМ используются вода и растворы со-
лей и металлов. Вода при давлении 0,1 МПа имеет следующие теплофизиче-
ские показатели: плотность - 1,0-0,98 кг/м3, удельная теплоемкость - 4,19 кДж/
(кг-К), теплопроводность - 0,64 Вт/ (м-К).
Паровые аккумуляторы включают при достижении температуры насыще-
ния жидкости и образовании паровой подушки над ней. Как правило, теплоно-
сителем является вода или пар.
Использование термохимического аккумулирования теплоты основыва-
ется на принципе возникновения химического потенциала в результате обрат-
ной химической реакции в неравновесном состоянии. Химический потенциал
можно накапливать для превращения в другие виды энергии.
В качестве ТАМ используются газовые гидраты, гидраты металлов, цео-
литы и др.
В сельском хозяйстве, как правило, используют твёрдые и жидкие тепло-
аккумулирующие металлы.
Аккумуляторы накапливают теплоту в период минимальной потребности
в энергии и отдают её в период максимальной потребности, что приводит к по-
вышению эффективности всей установки. Кроме того, использование ТАМ
приводит к меньшему загрязнению окружающей среды. Технологические про-
цессы в перерабатывающих областях и в сельском хозяйстве характеризуются
большой неравномерностью энергопотребления. Кроме того, в сельскохозяйст-
венном производстве существенна разница в потреблении энергии в зимнем и
летнем периодах. В этих случаях системы ТАМ стабилизируют работу энерго-
установок.
Использование возобновляемых источников энергии также требует при-
менения ТАМ. Это содействует повышению эффективности энергетических ус-
тановок на 30-40%. При этом энергия возобновляемых источников использует-
ся максимально.
6.2 . РАСЧЕТ ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТАМ
Исходными данными расчета являются: массовый расход теплоносителя
G, кг/с; промежуток времени протекания теплоносителя г, с; масса Мт теплоак-
кумулирующего материала, кг; температура, теплоносителей 1гта на выходе из
аккумулятора и горячего на входе в аккумулятор. Кроме того, должны были
заданы тип ТАМ и вид теплоносителя.
Приведём методику расчёта для теплового аккумулятора с твёрдым ТАМ,
чаще всего, применяемым в сельском хозяйстве. В качестве теплоносителя ис-
пользуется газоподобная среда (как правило, воздух).
Отношение водяных эквивалентов газа и аккумулятора:
89
— Gcot
W =--2—
Mm 'cm
(6.1)
Параметр теплопередачи:
<9 =
a A
Gcp
(6.2)
Относительная температура на входе:
*-tX£X
ю t -t
г£ых хях
(6.3)
Средняя относительная температура на выходе:
*вых=
СЯОкА J Лг X г
(6.4)
В приведённых формулах, кроме уже указанных, приняты такие обозна-
чения:
ср _ удельная теплоёмкость теплоносителя, кДж/ (кг-К);
с„ _ удельная теплоёмкость ТАМ, кДж/ (кг-К);
а - коэффициент теплообмена, Вт/(м2-К);
А - площадь поверхности теплоотдачи, м2;
г., -с., вх., вых. - параметры теплоносителя соответственно горячего, холодного, на вхо-
де в ТАМ и на выходе из него.
Отношение водяных эквивалентов теплоносителя W/Wx колеблется в
пределах 0,8-1,0.
Зависимость относительной температуры охлажденного теплоносителя
/вых от параметра теплопередачи 0 * и водяного эквивалента Wea3a и ТАМ при-
ведена на рис. 6.1. [7] на входе ТА с твёрдым ТАМ при W/Wx=l,0(a);
ИУИ^=0,9(б); W/Wx=Q,8(b) и разных значениях 6 * (цифры на кривых отвечают
значениям 0 *).
Относительный параметр теплопередачи 0* представляет собой осред-
нённое значение передачи теплоты холодного Q„ и горячего Q? газов:
" 7'
(6.5)
Необходимая площадь поверхности теплообмена, м2, равна:
в*
(6.6)
90
Рис. 6.1. Относительные температуры холодного теплоносителя на выходе из ТА с твердым
ТАМ при W/Wx=l,0 (а); \У^г=0,9 (б); Wx/Wx=1,0 (в):
I — начальная, II — конечная; III — средняя цифра. Цифры на кривых — значения параметра те-
плопередачи
В конце расчёта определяют эффективность использования теплоаккуму-
лирующего материала им и эффективность регенерации теплоты Р. Параметр
UM равняется отношению количества теплоты, переданной газу, к максималь-
ному количеству аккумулированной теплоты, а параметр Р —отношению коли-
чества теплоты, переданной охлажденному газу, к количеству теплоты, выдан-
ной горячим газом:
U* ~WX -t^.
(6.7)
/w-
(6.8)
91
ГЛАВА 7. ПРОЕКТИРОВАНИЕ БИОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК
7.1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Биомасса является сконцентрированной энергией солнца. Ее можно
преобразовать в разнообразные виды топлива: жидкое, газообразное или же
использовать непосредственно для получения теплоты. В состав биомассы
входят сельскохозяйственные продукты, отходы сельскохозяйственных и
промышленных предприятий, лесоматериалы, морские растения. Биомасса
относится к местным источникам энергии. При сбраживании органических
отходовобразуется биогаз. Эта смесь газов, которая содержит 50-80% метана,
50-20% углекислого газа, меньше 1% сероводорода и следов аммиака.
Содержимое метана в биогазе колеблется, что существенным образом влияет на
теплоту сгорания этого топлива. При сгорании 1м3 биогаза с 50%-ным
содержанием метана получают 17,8 МДж энергии, при 70%-ном содержании -
25,0 МДж. При сгорании 1м3 природного газа получают 34 МДж, 1кг жидкого
топлива - 42 МДж.
Современный уровень развития анаэробной ферментации навозных стоков
позволяет улучшить энергетический потенциал, дает возможность покрыть
около 30% потребности животноводческих комплексов в энергии. Дальнейшее
развитие этой проблемы позволяет увеличить эффективность применения
биогаза, обеспечить до 50% энергетических потребностей ферм и комплексов.
В установке для получения биогаза обеспечивается благодаря подогреву
встроенными источниками теплоты, надежной теплоизоляции, непрерывной
подаче свежего сырья обеспечивается постоянная температура. При
перемешивании субстрата процесс образования и отвода биогаза происходит
более интенсивно.
Большинство биогазовых установок основано на поточном принципе
действия. Это означает, что поступающее в них сырье немедленно вытесняет
отработанное. Свежая биомасса поступает непрерывно, отбор биогаза и
удаление шлама производятся по мере необходимости.
Жидкий навоз хранят в навозохранилище, где происходит процесс
ферментации и образования низкомолекулярных органических кислот что
способствует ускорению технологического цикла в реакторе. Процесс
биотехнологической переработки бесподстилочного навоза протекает поэтапно.
На этапе ферментации высокомолекулярные биополимеры (углеводы,
жиры и нуклеиновые кислоты) распадаются на более мелкие компоненты
(аминокислоты, сахара, жирные кислоты и нуклеотиды), которые на стадии
низкомолекулярных органических кислот превращаются с помощью
углекислого газа и водорода в метан.
Сохранение жидкого навоза в анаэробных условиях обеспечивается
92
присутствием ферментативных, ацетогенных и метаногенных
микроорганизмов, которые требуют особых условий для жизнедеятельности.
Ферментативные микроорганизмы в процессе разложения биомассы включают
продукты расщепления углеводов, жиров, а также двуокиси углерода и летучих
жирных кислот в свой метаболизм (обмен веществ). При сохранении
субстратов в анаэробных условиях происходит преобразование промежуточных
продуктов в метан.
Для получения концентрата биомассы из свиного жидкого навоза,
последний необходимо разделить на жидкие и твердые фракции, используя для
этого осадочные бассейны (хранилища) или установленные в биореакторе
решетки для осаждения твердых фракций и получения сухого вещества,
которое является сырьем для получения биогаза.
Важное значение приобретает количество биомассы, которое загружается
в установку. При меньшем количестве биомассы замедляется установленное
равновесие, а при большем количестве загрузки происходит переокисление
биомассы в реакторе и замедляется выделение биогаза. Стабильность
протекания процесса в реакторе обеспечивается постоянной подачей биомассы
в реактор.
Биогаз используют при нагревании воды для отопления домов, для сушки
зеленой массы, семян зерновых, досушки сена, лекарственных растений, а
также для приведения в движение стационарных газовых двигателей,
производства жидких азотнтых удобрений и пр.
Одним из важных направлений использования биогаза является
получение электроэнергии.
В производственных условиях при 25-30 - дневной ферментации жидкого
навоза при средней температуре из 1 т органического вещества можно
получить 300 — 350 м3 биогаза. В то же время примерно 25% образующего газа,
необходимо для поддержания температуры брожения на уровне +32...+34 °C.
Подключение теплообменника позволяет увеличить чистый выход газа
примерно на 10%.
Для увеличения выхода газа к жидкому навозу целесообразно добавлять
органические вещества, которые разлагаются быстро, (птичий помет, сечка
соломы или иные органические вещества, например, силосованные стебли
кукурузы).
В зависимости от особенностей технологической схемы различают три
типа биогазових установок (БГУ): непрерывные, периодические и аккумулятив-
ные.
При непрерывной (проточной) схеме (рис. 7.1.) свежий субстрат загружа-
ют в камеру сбраживания непрерывно или через определенные промежутки
времени (от 2-х до 10-ти раз за сутки), удаляя такое же количество сброженной
массы. Эта система дает возможность получить максимальное количество
биогаза, но требует больших материальных затрат. При периодической
(циклической) схеме (рис. 7.2) есть две камеры сбраживания, которые
93
загружают поочередно. В данном случае полезный объем камер исполь-
зуется менее эффективно, чем при непрерывной схеме.
При аккумулятивной схеме хранилище для навоза служит одновременно
камерой сбраживания и хранения перебродившего навоза до его выгрузки (рис.
7.3).
Биогазовые установки состоят из следующих элементов: камеры
сбраживания (реактора, ферментатора, метантенка), нагревательного
Рис. 7.1. Схема биогазовой установки непрерывного сбраживания:
1 - газгольдер; 2 - реактор; 3 - хранилище
Рис. 7.2. Схема биогазовой установки периодического сбраживания:
1 - газгольдер; 2 - первый реактор; 3 - второй реактор; 4 - хранилище
94
Рис. 7.3. Схема установки аккумулятивного сбраживания:
1 - реактор и хранилище; 2 - газгольдер
Метантенки выполняют надземными, полузаглубленными и
заглубленными в грунт.
7.2 МЕТОДИКА РАСЧЕТА БИОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК
Расчету биогазовых установок должен предшествовать выбор технологии
и конструктивного выполнения, то есть прежде всего нужно определить и
обосновать:
- температуру брожения (мезофильный или термофильний процесс);
- продолжительность брожения;
- режим заполнения метантенка;
- систему теплоснабжения метантенка;
- систему сбора биогаза;
- технологию загрузки биомассы и разгрузки шлама.
Например, если выбран мезофильный процесс брожения, то это определяет
необходимость удерживать температуру около +32 °C. Продолжительность
процесса - 15 суток. Загрузка навоза беспрерывная с ежедневной заменой 1/15
биомассы метантенка. Метантенк может быть изготовлен из бетона. Форма
метантенка — цилиндр, покрытый сверху и снизу срезанными конусами. С
целью минимизации теплопотерь от метантенка в окружающую среду его
теплоизолируют: слоем шлакобетона (0,3м), шлаковой засыпкой (0,5м),
земляным валом (1м). Температура в метантенке поддерживается водяным
теплообменником. Перемешивание биомассы в метантенке - механическое с
электроприводом.
Суточный выход биомассы для сбраживания в метантенке определяется по
формуле
95
mcym (7Л>
1
где Nj- количество животных данной возрастной и видовой группы, которые
содержатся на ферме;
т1 - суточный выход навоза от одного животного;
п - количество групп животных.
В зависимости от условий содержания животных к их навозу прибавляется
определенное количество примесей: вода, остатки корма, подстилка и пр.
Анализ состава навоза животноводческих ферм показал, что в нем
содержится до 20-95% технической воды; подстилки - 12-18%; остатков корма
8-12%, грунта и прочих примесей до 18%. Остатки корма и подстилки влияют
на суммарное содержание сухого органического вещества в биомассе, а
количество воды определяет ее влажность. Для приближенных (оценочных)
расчетов можно использовать поправочные коэффициенты, а содержимое
сухих веществ и влажность определяют по таблицам 7.1; 7.2; 7.3.
Таблица 7.1. Суточное количество экскрементов крупного рогатого скота и
свиней
Вид животных Суточное количество экскриментов от одного животного, кг
Быки племенные 40
Корова дойная 35-55-55
Телята до 6 мес. 7,5-15-15
Телята на откорме (6-12 мес) 14-26-26
Нетели (12-18 мес) 35
Хряки 9,2-11-11,1
Свиноматки холостые 8,6-8-8,8
Свиноматки супоросные 10-10-10,8
Свиноматки подсосные 12,5-15-15,3
Свиньи на откорме до 30 кг 1,8-2-2,4
Свиньи на откорме до 40 кг 3,2-3-3,5
Свиньи на откорме до 80 кг 4,5-5-5,1
Свиньи на откорме больше 80 кг 6,2-6-6,6
Таблица 7.2. Суточный выход помета 1 гол. взрослых птиц, г
Куры Индюки Утки Гуси
ЯИЧНОГО направления МЯСНОГО направления
170-200 270-310 450 420 580
96
Таблица 7.3. Состав побочных продуктов в процентах к сухому
веществу
Компонент Компонент
Солома Ботва
ячменя пшеницы ржи кукурузы свеклы картофеля
Органи- ческая масса 93,8 94,4 95,4 91,7 98,5 78,9
Азот 0,6 0.5 0,5 1,2 2,0 2,3
Фосфор 0,1 0,1 0,1 0,2 0,3 0,2
Калий 1,4 0,8 0,9 2,3 3,6 1,7
Кальций 0,3 0,1 0,2 0,8 1,4 2,6
Клетчатка (сырая) 43,5 45,5 47,5 33,3 11,5 23,8
Лигнин 15-20 15-20 15-20 5,5 - -
C/N 84 90-165 80-150 30-65 18 17
Таблица 7.4. Состав экскрементов животных в процентах к сухому веществу
Компонент Вид животных
КРС на откорме Дойные коровы Свиньи Куры
Органическая масса 77-85 77-85 77-85 76-77
Азот 2,3-4,0 1,9-6,5 4,0-10,3 2,3-5,7
Фосфор 0,4-1,1 0,2-0,7 1,9-2,5 1,0-2,7
Калий 1,0-2,0 2,3-2,4 1,4-3,1 1,0-2,9
Кальций 0,6-1,4 2,3-4,9 — 5,6-11,9
Клетчатка (сырая) 27,6-50,6 27,6-50,6 19,5-21,4 13,0-17,8
Лигнин 13-30 16-30 — 9,6-14,3
C/N 9-15 9-15 9-15 9-15
Суточный выход навоза с учетом содержимого прочих примесей (остатки
корма, подстилка и пр.) определяется по формуле
m^ =k„ mo6uf , (7.2)
где кп _ поправочный коэффициент (1,3-1,6), учитывающий подстилку и остатки
корма.
Масса сухого вещества в навозе:
Л
I юо J
^с.в.
_ общ
тсут
(7.3)
где И-'% - влажность навоза.
97
Масса сухого органического вещества:
тсов =тсе ^в °/о~, (7.4)
G.L/.0. L.o. j “
где Рс о g % - содержимое сухого органического вещества в навозе.
Выход биогаза при полном разложении (сбраживании):
^лол ~ тс.о.в. ‘ ^СК > (7.5)
где пск - содержание сухого органического вещества в экскрементах, %
Выход биогаза при неполной продолжительности сбраживания:
и -и п\%
ve v»on 10() , (7.6)
где и, - степень сбраживания субстрата. п: - 60-70 %.
Объем метантенка при полной загрузке:
У = -----------22--
г пол.загр. 5 V*'?
Тсут ' Рс
где - число загрузки реактора за сутки;
рс- плотность субстракта, кг/м3.
Плотность навозной массы можно принимать равной плотности воды, так
как ее влажность превышает 90%.
Отношение ^пая.загр.^м должно находиться в пределах 0,7-0,9.
Потери теплоты в метантенке определяются по формуле
Qt.m -Qn + Qo.c +Q.»ex , (7.8)
где Qn - потери теплоты на подогрев субстрата при температуре брожения;
Qo С. - потери энергии в окружающую среду;
вмех~ расход энергии на перемешивание субстрата в процессе брожения.
Количество теплоты, которая расходуется на подогрев загруженной на
протяжении суток биомассы до температуры процесса брожения, МДж/сутки,
равно:
98
Qn =mcym -Cc(t6 -t3M ).
(7-9)
Температура загруженной биомассы t3M зависит от способа ее загрузки в
метантенк. Если масса поступает непосредственно из животноводческого
корпуса, то ее температура такая же, как в помещении. Если массу для
сбраживания берут из хранилища для навоза, то ее температура равна
температуре воздуха окружающей среды. Температура брожения зависит от
принятого в проекте типа бродильного процесса; для термофильного брожения
t6 = +52... + 54 °C ; для мезофильного - t6 = +32... + 34 °C.
Среднее значение теплоемкости субстрата:
сс = 4,18-10'3 МДж/(кг К).
Теплопотери от метантенка в окружающую среду, Вт, определяются по
формуле
Qo.c=k-Au(t6-toc), (7.10)
где Ам - площадь наружной поверхности метантенка, м2;
к - коэффициент теплопередачи от субстрата к окружающей среде Вт/^-К);
t0 с - температура окружающей среды, град.
Как правило, метантенки имеют цилиндрическую форму. Принимая
отношение высоты метантенка к его диаметру Н /D = 0,9 -1,3 , по значению
VM можно определить Ам.
Коэффициент теплопередачи находим по формуле
к = 1J_’
а.+ а3
где ав,ан - коэффициенты теплообмена на внутренней и наружной поверхностях
метантенка, Вт/(м*-К);
8t - толщина стенки и слоев утеплителей метантенка, м;
Я, - коэффициенты теплопроводности стенки и утеплителей метантенка,
Вт/(м-К).
Учитывая, что скорость движения субстрата в процессе его механического
перемещения незначительна, можно считать, что процесс теплообмена на
внутренней поверхности метантенка происходит при условиях свободной
конвекции. Теплопроводность материала, из которого изготовлен метантенк:
99
бетон - Л - 1,74 -1,92 Вт/(м-К); сталь - 2 = 1,74 -1,92 Вт/(м-К).
Теплопроводность утеплителей: маты минераловатные — Л = 1,74-1,92
Вт/(м К); вулканитовое волокно - А = 1,74 -1,92 Вт/(м К). Теплопроводность
грунта зависит от его вида, плотности и влажности. Она может быть принята
равной для песчаных грунтов 1,1 Вт/(м-К), для глинистых - 1,75 и для
высоковлажных - 2,3 Вт/(м К).
Тепловую потерю в окружающую среду следует определить для самого
холодного и самого теплого периодов. За расчетную величину принимают их
среднеарифметические значения.
Расход энергии на механическое перемешивание субстрата в метантенке
определяют по формуле
(7.Н)
где qнарм - удельная нагрузка на мешалку (50 Вт/м3 час);
- объем метантенка, м3;
z - продолжительность работы мешалки на протяжении суток (=8 час).
Энергия биогаза, которая вырабатывается на протяжении суток:
(7.12)
где Q* - теплота сгорания биогаза.
Можно принять: Q?=21-28 МДж/м3.
Общая суточная выработка энергии биогазовой установкой, МДж :
~ 42б г Qr М
(7.13)
Коэффициент товарности биогазовой установки,%:
Е
=—-**--100%. (7.14)
@б.г
Считают, что биогазовая установка вырабатывает биогаз на протяжении
350 дней. На профилактический ремонт биогазовой установки дается 15 суток.
Экономия условного топлива, кг, за счет полученного в течение года
биогаза составляет:
100
ГЛАВА 8. ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ В
СЕЛЬСКОЙ МЕСТНОСТИ
8.1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
При проектировании газовых сетей выбор размеров труб осуществляется
на основании их гидравлического расчета, имеющего целью определить внут-
ренний диаметр труб для подачи необходимого количества газа при допусти-
мых для конкретных условий потерях давления (прямая задача) или, наоборот,
потери давления при подаче необходимого количества газа по трубам заданно-
го диаметра при реконструкции существующей распределительной системы
газоснабжения (обратная задача).
Сопротивления движению газа в трубопроводах слагаются из линейных
сопротивлений трения и местных сопротивлений. Сопротивление трению име-
ет место на всей протяженности газопровода. Местные сопротивления возни-
кают только в местах изменения скоростей и направления движения газа.
В соответствии со СНиП 2.04.08-87 расчетный перепад давления в рас-
пределительных газопроводах низкого давления следует принимать не более
1800 Па, в том числе в уличных и внутриквартальных - не более 1200 Па, дво-
ровых и внутренних - не более 600 Па. Расчетный перепад давления в газо-
проводах высокого и среднего давления изменяется в широком диапазоне - от
0,1 МПа до 1,0 МПа в пределах давлений, принятых для газопроводов
(0,3-1,2 МПа) и допустимых для потребителей (например, 0,18-0,2 МПа перед
сетевым ГРП низкого давления).
В тех случаях, когда газоснабжение СУГ является временным (с после-
дующим переводом на снабжение природным газом), газопроводы следует
проектировать из условий возможности их использования в будущем на при-
родном газе. При этом количество газа необходимо определять как эквива-
лентное (по теплоте сгорания) расчетному расходу СУГ.
Значения расчетной потери давления газа при проектировании газопроводов
всех давлений для промышленных, сельскохозяйственных и бытовых предприятий
и учреждений коммунального хозяйства принимаются в зависимости от давления
газа в месте подключения с учетом технических характеристик принимаемых к ус-
тановке газовых горелок, устройств автоматики безопасности и автоматики ре-
гулирования технологического режима тепловых агрегатов.
8.2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ, ОБЪЕМ ПРОЕКТИРОВАНИЯ И
ПРАВИЛА ВЫПОЛНЕНИЯ ЧЕРТЕЖЕЙ
В качестве объекта проектирования принимают жилые районы, админи-
стративные и культурные здания, производственные предприятия. Объекты
проектирования указаны в задании на проект.
101
Исходные данные должны содержать планировку застройки населенного
пункта или его участка, подлежащего газификации; сведения об охвате газо-
снабжением производственных объектов (фермы, теплицы, ремонтные мастер-
ские и др.), коммунально-бытовых нужд, административных зданий и жилых
домов; характеристику этих объектов; сведения об источнике газоснабжения и
виде газа - природного или сжиженного.
В расчетно-пояснительной записке рекомендуется выделить следующие
разделы: определение потребителей газа и расчет газопотребления; выбор сис-
темы газоснабжения; гидравлический расчет газопроводов; подбор газового
оборудования.
Графическую часть выполняют на листах форматом 210X297 мм. На од-
ном листе изображают схему газопроводов, на другом - конкретный узел (или
узлы) системы газоснабжения (водонагреватель газовый, ГРУ, горелки и т. д.).
Как расчетная записка, так и чертежи должны быть оформлены в соответствии
с требованиями государственных стандартов по Единой системе конструктор-
ской документации (ЕСКД) и Системы проектной документации для строи-
тельства (СПДС).
8.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТРЕБНОСТИ В ГАЗЕ
Потребность в газообразном топливе для проектируемого объекта опре-
деляется с учетом перспективы развития потребителей. Если эти данные не
указаны в задании, продолжительность развития следует принять 20-25 лет.
При этом указывается среднегодовое потребление тепловой энергии всеми по-
требителями. Полученные данные служат для планирования и расчета распре-
делительных сетей, подбора оборудования арматуры, средств автоматики про-
цесса газопотребления.
В сельских населенных пунктах следует выделить следующие группы
потребителей:
- бытовые;
- коммунально-бытовые;
- административные и культурные здания;
- производственные;
- транспортные.
Потребность в газе для каждой из перечисленных групп потребителей
определяют на основании следующих данных: численность населения; коли-
чество газифицированных домов и другие объекты;
степень охвата газоснабжением разных потребителей; сведения о мощ-
ности производственных объектов (ферм, теплиц, мастерских и т. д.); данные о
количестве и мощности транспорта, подлежащего переводу на газообразное
топливо. 1
Годовая потребность в газе населения и коммунально-бытовых объектов
определяется по формуле [21]
102
пт т л
• («о
1=1 Мн
где N - численность населения, пользующегося данным видом услуг,
чел. (как правило, указывается в задании на проект); U - число услуг, прихо-
дящихся на одного человека в год, шт.; X - степень охвата газоснабжением
коммунально-бытовых нужд населения (определяется заданием на проектиро-
вание); q„ - норма расхода газа на услугу, МДж; Q’ - низшая теплота сгорания
рабочего состава газа, МДж/м ; п - число районов; т - число групп потребите-
лей.
Число N жителей, чел., района может быть приближенно определено
расчетом в зависимости от размеров селитебной территории Ас или жилой
площади Аж:
АСП
N=-£t- = -^l, (8.2)
Jh Jн
где Аа Аж - соответственно площадь селитебной территории, га, и общая площадь жилых
зданий, м2;
П - нормативная плотность общей площади жилого фонда поселения, м /га. Для сель-
ских населенных пунктов П = 400-600 м /га;
fH - норма обеспеченности жилой площадью, м /чел., определяемой по данным проек-
та планировки и застройки. Для малоэтажных зданий, в том числе сельских рай-
онов, f„ = 10-15 м2/чел.
Годовые расходы газа на хозяйственно-бытовые и коммунально-
бытовые нужды определяют по нормам расхода теплоты (табл. 8.1) с учетом
теплоты сгорания газового топлива.
Таблица 8.1.Годовые нормы расхода теплоты для различных потребителей
Потребители газа Показатель по- требления газа Нормы расхода теплоты, МДж
1 2 3
Жилые здания
При наличии в квартире газовой плиты и централизо- ванного горячего водоснабжения при газоснабжении:
природным газом На 1 чел. 2800
СУГ То же 2540
При наличии в квартире газовой плиты и газового водо- нагревателя (отсутствие централизованного горячего водоснабжения) при газоснабжении:
природным газом « 8000
СУГ « 7300
При наличии в квартире газовой плиты, отсутствии цен- трализованного горячего водоснабжения и газового во- донагревателя при газоснабжении:
природным газом « 4600
СУГ « 4240
103
Продолжение таблицы 8.1.
1 2 3
Предприятия бытового обслуживания населения
Фабрики-прачечные:
на стирку белья в механизированных прачечных На 1 т сухого белья 8800
то же в немеханизированных с сушильными шкафами То же 12600
то же в механизированных , включая сушку и глаже- ние « 18800
Дезкамеры - на дезинфекцию белья и одежды: То же 2240
паровые
горячевоздушные « 1260
Бани:
мытье без ванн На 1 помывку 40
мытье в ваннах То же 50
Предприятия общественного питания
Столовые, рестораны, кафе - на приготовление:
обедов (независимо от пропускной способности пред- приятия) На 1 обед 4,2
завтраков или ужинов На 1 завтрак или ужин 2,1
Учреждения здравоохранения
Больницы, родильные дома - на приготовление:
ПИЩИ На 1 койку 3200
горячей воды для хозяйственно-бытовых нужд н ле- чебных процедур (без стирки белья) То же 9200
Предприятия по производству хлеба и кондитерских изделий
Хлебозаводы, комбинаты, пекарни - на выпечку:
хлеба формового, батонов, булок На 1 т изделий 2500
сдобы, булок На 1 т изделий 2500
кондитерских изделий То же 7750
Примечания: 1. Нормы расхода теплоты на жилые дома, приведенные в таблице,
учитывают расход теплоты на стирку белья в домашних условиях. 2. При применении газа
для лабораторных нужд школ, вузов, техникумов и других специальных учебных заведений
норму расхода теплоты следует принимать в размере 50 МДж в год на одного учащегося.
Нормы расхода газа для потребителей, не перечисленных в табл. 8.1,
следует принимать по нормам расхода других видов топлива или по данным
фактического расхода используемого топлива с учетом КПД при переходе на
газовое топливо.
При составлении проектов генеральных планов населенных пунктов до-
пускается принимать укрупненные показатели потребления газа, м3/год на
1 чел. при теплоте сгорания газа 34 МДж/м3 [20]:
- при наличии централизованного горячего водоснабжения - 100;
- при горячем водоснабжении от газовых водонагревателей - 250;
- при отсутствии всяких видов горячего водоснабжения - 165 (125 для городов).
Годовые расходы теплоты для ферм на приготовление кормов и подог-
рев воды для животных следует принимать по табл. 8.2.
104
Таблица 8.2 Годовые расходы теплоты на приготовление кормов
и подогрев воды для животных
Назначение расходуемого газа В расчете на одно животное Нормы расхода тепло- ты на нужды живот- ных, МДж
Приготовление кормов для животных: с учетом запаривания грубых кормов и корнеклубнеплодов 1 лошадь 1700
1 корову 8400
1 свинью 4200
1 овцу или 1 козу 420
Подогрев воды для питья и санитарных целей 420
Расход газа на отопление теплиц, находящихся в личной собственности
жителей поселка, можно определять на основании удельных норм расхода по
формуле, предложенной Гипрониигазом (г. Саратов):
Q = qTVT' (8-3)
где дг - норма расхода теплоты на отопление 1 м объема теплицы в год, МДж/м;
VT - отапливаемый объем теплицы, м3.
Годовые расходы газа на технологические нужды сельскохозяйственных
предприятий определяются по данным топливопотребления (с учетом измене-
ния КПД при переходе на газовое топливо) этих предприятий с перспективой
их развития или на основе технологических норм расхода топлива (теплоты).
Системы газоснабжения рассчитываются на максимальный часовой рас-
ход газа. Максимальный расчетный часовой расход газа , м3/ч, при 0°С и
давлении 0,1 МПа на хозяйственно-бытовые и производственные нужды сле-
дует определять как долю годового расхода по формуле:
Vmax = kmax-V!Od, (8.4)
где kfuix - коэффициент часового максимума (коэффициент перехода от годового расхода к
максимальному часовому расходу газа);
Угод - годовой расход газа, м .
Значения коэффициентов часового максимума расхода газа на хозяйст-
венно-бытовые и коммунально-бытовые нужды приведены соответственно в
табл. 8.3, 8.4.
Таблица 8.3. Коэффициенты часового максимума расхода газа на хозяйствен-
но-бытовые нужды без отопления
Число жителей, снабжаемых га- зом, тыс. чел. Значения ]т Число жителей, снабжае- мых газом, тыс. чел. Значения 1» •Чнах
1 1/1800 20 1/2300
2 1/2000 30 1/2400
3 1/2050 40 1/2500
5 1/2100 50 1/2600
10 1/2200 100 1/2800
105
Таблица 8.4. Коэффициенты часового максимума расхода газа на коммуналь-
но-бытовые нужды
Предприятия Значения кттс
Бани 1/2700
Прачечные 1/2900
Предприятия общественного питания 1/2000
По производству хлеба и кондитерских изделий 1/6000
Примечание. Для бань и прачечных коэффициенты часового максимума приведены
с учетом расхода газа на нужды отопления и вентиляции.
Расчетный часовой расход газа для предприятий различных отраслей
промышленности и предприятий бытового обслуживания производственного
характера (за исключением предприятий, приведенных в табл. 8.4.) следует
определять по данным топлнвопотребления (с учетом изменения КПД при пе-
реходе на газообразное топливо) или по формуле (8.4.), исходя из годового
расхода газа с учетом коэффициентов часового максимума по отраслям про-
мышленности, приведенных в табл. 8.5.
Таблица 8.5. Коэффициенты часового максимума расхода газа по отраслям
промышленности
Отрасль промышленности Значения к„аг
в целом по предприятию по котельным по промышленным печам
Пищевая 1/5700 1/5900 1/4500
Строительных материалов 1/5900 1/5500 1/6200
Деревообрабатывающая 1/5400 1/5400
Пивоваренная 1/5400 1/5200 1/6900
Винодельческая 1/5700 1/5700 -
Обувная 1/3500 1/3500 -
Кожевенно-галантерейная 1/4800 1/4800 -
Швейная 1/4900 1/4900 -
Мукомольно-крупяная 1/3500 1/3600 1/3200
Табачно-махорочная 1/3850 1/3500 -
При численности населения, снабжаемого газом, менее 100 чел., а также
для отдельных жилых домов и общественных зданий расчетный часовой рас-
ход газа Ута», м3/ч, допускается определять по сумме номинальных расходов
газа газовыми приборами с учетом коэффициента одновременности их дейст-
вия по формуле
т
Ппах =ХМном (8-5)
ш
где - сумма произведений величин кд, Цном,п,- от i до т;
-1
кд - коэффициент одновременности, значение которого следует принимать для жилых
106
домов по табл. 8.6.;
q„ou - номинальный расход газа прибором или группой приборов, м3/ч, принимаемый по
паспортным данным или техническим характеристикам приборов;
пг число однотипных приборов или групп приборов;
m - число типов приборов или групп приборов.
Таблица 8.6. Коэффициент одновременности к для жилых домов
Число квар- тир Значения ко для газового оборудования в жилых домах
плита 4-кояфс>“ речная плита 2-конфо- рочная плита 4—конфорочная и газовый проточный водо- нагреватель плита двухконфороч- ная и газовый проточ- ный водонагреватель
1 1 1 0,700 0,750
2 0,650 0,840 0,560 0,640
3 0,450 0,730 0,480 0,520
4 0,350 0,590 0,430 0,390
6 0,280 0,410 0,392 0,360
7 0,280 0,360 0,370 0.345
8 0,265 0,320 0,360 0,335
9 0,258 0,289 0,345 0,320
10 0,254 0,263 0,340 0,315
15 0,240 0,242 0,300 0,275
20 0,235 0,230 0,280 0,260
30 0,231 0,218 0,250 0,235
40 0,223 0,210 0,215 0,193
50 0,223 0,210 0,215 0,193
60 0,220 0,207 0,203 0,186
70 0,217 0,205 0,195 0,180
80 0,214 0,204 0,192 0,175
Примечания: 1. Для квартир, в которых устанавливается несколько однотипных га-
зовых приборов, коэффициент одновременности следует принимать как для такого же числа
квартир с этими газовыми приборами. 2. Значение коэффициента одновременности для ем-
костных водонагревателей, отопительных котлов или отопительных печей рекомендуется
принимать равным 0,85 независимо от количества квартир.
При отсутствии проектов максимальный расчетный часовой расход газа
на отопление жилых и общественных зданий, м /ч, находят из выражения:
v - °>0036 до(1 + ^1)^
*р.от
(8.6)
QhH
где q„ - укрупненный показатель максимального теплового потока на отопление жилых
зданий на 1 м2 общей площади, Вт (табл. 8.7);
F - общая площадь жилых зданий, м2 ;
к, - коэффициент, учитывающий тепловой поток на отопление общественных зданий (при
отсутствии данных принимается равным 0,25);
107
Q? - низшая теплота сгорания газа, МДж/м ;
7 - КПД отопительной установки (для котельных т) 7= 0,80-0,85; для отопительных печей
rj= 0,65-0,75).
Таблица 8.7. Укрупненные показатели максимального теплового потока на
отопление жилых знаний q0 на 1 м2 общей площади
Этажность жилой по- стройки Характеристика зданий Расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления, to, °C
-5 Г-10 -15 -20 -25
Для постройки до 1985 г.
1-2 148 154 160 205 213
3-4 Без учета внедрения энергосбе- регающих мероприятий 95 102 109 117 126
5 и более 65 70 77 79 86
1-2 С учетом внедрения энергосбе- регающих мероприятии 147 153 194 201
34 90 97 111 119
5 и более 65 69 75 82
Для постройки после1985 г.
1-2 По типовым проектам 145 152 9 166 173
3-4 74 80 6 91 97
5 и более 65 67 70 73 81
Примечания: 1. Энергосберегающие мероприятия обеспечиваются проведением работ по уте-
плению зданий при капитальных и текущих ремонтах, направленных на снижение тепловых потерь. 2.
Укрупненные показатели зданий по новым типовым проектам приведены с учетом внедрения прогрес-
сивных архитектурно-планировочных решений и применения строительных конструкций с улучшен-
ными теплофизическими свойствами, обеспечивающими снижение теплопотерь. 3. Расчетная темпера-
тура наружного воздуха для проектирования отопления принимается по СНиП 2.01.01-82 или по дан-
ным табл. 8.8.4. Для температур, отличающихся от указанных в таблице, значения Чо находят мето-
дом интерполяции.
Таблица 8.8. Основные климатологические данные для расчета расходов
теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение
Наименование пункта Расчетная географи- ческая широта, с,1П. Т,’, °C Тно/С т„„ "с Тс.о, °C По, СУТ-
1 2 3 4 5 6 7
Архангельск 64 -36 -31 -19 -4,7 251
Астрахань 48 -26 -23 -8 -1,6 172
Брянск 52 -30 -26 -13 -2,6 206
Винница 48 -26 -21 -10 -1,1 189
Владивосток 44 -26 -24 -16 -4,8 201
Волгоград 48 -30 -25 -13 -3,4 182
Луганск 48 -29 -25 -10 -1,6 180
Воронеж 52 -30 -26 -14 -3,4 199
Нижний Новгород 56 -34 -30 -16 -4,7 218
Днепропетровск 48 -26 -23 -9 -1,0 175
Запорожье 48 -25 -22 -8 -0,4 174
Калуга 56 -31 -27 -14 -3,5 214
108
Продолжение таблицы 8.8.
1 2 3 4 5 6 7
Киев 52 -26 -22 -10 -1,1 187
Кировоград 48 -26 -22 -9 -1,0 185
Кострома 56 -35 -31 -16 -4,5 224
Краснодар 44 -23 -19 -5 1,5 152
Красноярск 56 -42 -39 -22 7,8 290
Харьков 52 -28 -23 -И -2,1 189
Челябинск 56 -38 -34 -21 -7,3 218
Чернигов 52 -27 -23 -10 -1,7 191
Чита 52 -41 -38 -31 -12,4 238
Ялта 44 -8 -6 1 5.2 126
Ярославль 56 -34 -31 -16 -1,5 222
Расчетный часовой расход газа на вентиляцию общественных зданий:
V - Q’0036 /о
где кз - коэффициент, учитывающий тепловой поток на вентиляцию общественных зданий;
при отсутствии данных следует принимать равным: для общественных зданий, по-
строенных до 1985 г. - 0,4, после 1985 г. - 0,6.
Таблица 8.9 Укрупненные показатели среднего теплового потока на горячее
водоснабжение qh
Средняя за отопительный период норма расхода воды, при температу- ре 55 °C на горячее водоснабжение в сутки на 1 чел., проживающего в здании с горячим водоснабжением, л На одного человека, проживающего в здании, Вт
с горячим водоснабже- нием с горячим водо- снабжением с учетом потребле- ния в обществен- ных зданиях без горячего во- доснабжения с учетом потребле- ния в обществен- ных зданиях
85 247 320 73
90 259 332 73
105 305 376 73
115 334 407 73
Примечания: 1. Продолжительность отопительного периода Т|о принимается по СНиП
2.01.01-82 [11] или по данным табл. 82.2. Норма расхода горячей воды зависит от степени благоуст-
ройства здания: например, для жилых домов квартирного типа, оборудованных умывальниками, мой-
ками и душами, норма расхода воды составляет 85 л/(чел. сут.), таких же зданий, оборудованных сидя-
чими ванными и душами, норма расхода воды - 90 л/(чел. - сут.), а оборудованных ваннами длиной
1500-1700 мм и душами, норма расхода воды -105 л/(чел. -сут.) и т. д
Расчетный часовой расход газа на горячее водоснабжение жилых и об-
щественных зданий определяется по формуле
109
у
г р.гв
0,0036 • 2,4 -Qh n
(8.8)
где qh - укрупненный показатель среднего теплового потока на горячее водоснабжение на
одного человека, Вт (табл. 8.9);
га - число человек.
Часовой расход газа на отопление жилых зданий можно определять в за-
висимости от средней температуры наружного воздуха за отопительный пери-
од по табл. 8.10.
Таблица 8.10. Расход газа, приходящийся на 1 м2 площади помещения за ото-
пительный период, м3
Теплота сгорания газа, МДж/м3 Средняя за температура наружного воздуха за отопительный период to „,°С
5 4 3 2 1 0
32,6 23,3 25,1 26,9 28,7 30,5 32,2
33,5 22,7 24,5 26,3 28,0 29,8 31,5
34,3 22,2 23,9 25,6 27,3 29,0 32,4
35,2 21,7 23,3 25,0 26,7 28,3 31,7
36,0 21,2 22,8 24,4 26,0 27,7 30,9
32,6 34,1 35,9 37.7 39,5 41,3 43,1
33,5 33.3 35,0 36,8 38,5 40,3 42,0
34,3 32,4 34,1 35,8 37,6 39,3 41,0
35,2 31,7 33,3 35,0 36.7 38,3 40,0
36,0 30,9 32,6 34,2 35.8 37,4 39,1
Примечания : 1. Средняя температура наружного воздуха за отопительный период
tc<> и продолжительность отопительного периода ц, принимаются по СНиП 2.01.01- 82 или
по данным табл. 8.2. 2. Для температур, отличающихся от указанных в таблице, расход газа
на 1 м2 площади помещения находят методом интерполяции.
Можно пользоваться укрупненными показателями потребления газа
м3/год на 1 человека:
- при горячем водоснабжении от газовых водонагревателей; - при отсут-
ствии всяких видов горячего водоснабжения - 165(125в городах).
Эти данные приведены для теплоты сгорания газа, равной 34 МДж/м3.
Значения Q? природных газов приведены в справочниках по теп-
лотехнике. При отсутствии сведений о химическом составе газа принимают
низшую теплоту сгорания 34 МДж/м3.
Годовая потребность в газе на нужды теплоснабжения зависит от коли-
чества отапливаемых зданий, их теплотехнических характеристик, климатиче-
ских фактов.
Годовой расход газа, м3 , на отопление и вентиляцию жилых и общест-
венно-административных зданий принимают в первом приближении по ук-
рупненным показателям:
110
1/Ов (О Q\
/Че; ’ ( }
где тов - число часов использования максимума отопительно-вентиляционной нагрузки, ч;
qo - укрупненный показатель максимального расхода теплоты на 1 м2 общей площади,
кДж/(м2 • ч);
q с - КПД системы теплоснабжения, зависящей от типа котлов, протяженности тепло-
вых сетей, способа их прокладки, качества изоляции.
Число часов использования максимума отопительно-вентиляционной
нагрузки:
(8,10)
где по - продолжительность отопительного периода, дней (табл. 8.8);
Ki = 0,25; Л) = 0,40 - коэффициенты, учитывающие расход теплоты и вентиляции об-
щественных зданий;
Z, - продолжительность работы систем вентиляции общественных зданий в сутки,
Z,= 10-15;
t, - расчетная температура внутреннего воздуха, °C;
1НО , t„, - расчетная температура наружного воздуха соответственно для отопления и
вентиляции, °C;
tca - средняя температура наружного воздуха за отопительный период, “С (табл. 8.8.).
Укрупненные показатели до, кДж/(м • ч), приведены в табл. 8.11.
Таблица 8.11 Укрупненные показатели до
Расчетная температура на- ружного воздуха, °C 0 -10 -20 -30 -40
Показатель qo, кДж/(м • ч), 335 461 544 628 670
КПД вычисляют по формуле
Д с — Л кот' И сет>
где Г] кот - КПД котельной. Для водогрейных котлов малой и средней производительности,
работающих на газе, Дкот=0,7 - 0,9; для паровых Д «от = 0,8-0,9;
Д си - кпд тепловых сетей. Для условий сельской местности Ц ^-=0,85-0,92.
Годовой расход газа на нужды горячего водоснабжения на одного жите-
ля в сутки:
(8.11)
где q,„ - укрупненный показатель расхода теплоты на горячее водоснабжение, кДж/(чел. ч);
тгв - число часов использования максимума нагрузки систем горячего водоснабжения.
111
Нормы потребления горячей воды и расхода теплоты для сельскохозяй-
ственных потребителей приведены в [8].
Значения т,„ для систем горячего водоснабжения:
24
" К +(35О-яо)/?1Д!] , (8.12)
где Л\, - коэффициент неравномерности горячего водоснабжения. Для домов с небольшим
количеством жителей Кз = 4,5;
р! “ 0,8 - коэффициент, учитывающий уменьшение расхода теплоты на нагрев сетей
воды в летний период года;
р2 = 0,8 коэффициент, учитывающий уменьшение водопотребления в летнее время.
Усредненное значение расхода теплоты, Вт, для горячего водоснабжения
для коммунально-бытовых потребителей можно определить по формуле
е;-=0.278к,Л'и'"^465--'-.->, (8.щ
где У - количество единиц потребления;
Ибу - суточная норма расхода горячей воды при t! e - +65 °C, л/(чел. сут.);
с„ - удельная теплоемкость воды, кДжДкгК);
tXJ - температура холодной (водопроводной) воды в зимний период, “С;
К3 ~ 0,45 — коэффициент часовой неравномерности потребления горячей воды,
0,278 - коэффициент перевода кДж/ч в Вт.
Аналогичные формулы приводятся [8] для определения расхода теплоты
душевых, прачечных, водоразборных кранов, а также учреждений здравоохра-
нения.
Там же даны нормы потребления горячей воды л, и расхода тепло-
ты, МДж, для коммунально-бытовых сельских нужд.
На животноводческих предприятиях теплая вода необходима для под-
мывания вымени перед доением коров, мытья молочной посуды, промывки
доильной аппаратуры, молокопроводов и другого оборудования. В холодный
период на фермах КРС подогретая вода подается к автопоилкам, используется
для уборки помещения.
На птицефабриках горячая вода нужна для обработки тушек бройлеров
перед удалением оперения, для работы яйцемоющих машин, а также санитар-
ной обработки помещений.
Нормы потребления горячей воды и теплоты для молочных ферм про-
мышленного типа приведены в [8].
Расход теплоты на санитарно-гигиенические нужды животноводческих и
птицеводческих предприятий определяют по формуле
112
v;ri*Nxwtc„(tt -tx)
24
(8-14)
где Nx - количество голов скота;
Wi - суточный расход горячей воды на одну голову, л/голову за сутки;
Za (, - соответственно температура горячей воды и холодной в зимнее время, °C.
Среднесуточные расходы горячей воды (л/голову) на фермах крупного
рогатого скота составляют: для коров молочных - 15; коров мясных пород,
быков, нетелей - 5; телят - 2; молодняка - 2.
Годовые расходы газа на технологические нужды сельскохозяйственных
предприятий следует определять по данным топливопотребления газа этих
предприятий с перспективой их развития или на основе технологических норм
расхода топлива (теплоты).
Годовые расходы теплоты на приготовление кормов и подогрев воды для
животноводческих ферм указаны в табл. 8.12.
Таблица 8.12. Годовые расходы теплоты на приготовление кормов и подогрев
воды для животноводческих ферм
Назначение расходуемого газа В расчете на одно животное Норма расхода теплоты на нужды животных, МДж
Приготовление кормов для животных лощадь 1700
с учетом запаривания грубых кормов корова 8400
и корнеклубнеплодов свинью 4200
Подогрев воды для питья и санитар- ных целей на одно животное 420
Действующие нормы расхода пара низкого давления на 1 голову свиней
при запаривании кормов и другие нужды приведены ниже.
Группы животных Расход пара, кг/сут гол.
Хряки-производители 0,35
Матки: супоросные и холостые подсосные с приплодом 0,45
0,71
Отъемыши 0,16
Ремонтный молодняк 0,30
Свиньи на откорме 0,55
Годовые расходы газа, м3, на технологические нужды мастерских и сель-
ских промышленных предприятий определяются по суммарной мощности аг-
регатов и установок:
УQ, -3600
г'-,8151
где У Qr0 - суммарная тепловая мощность газоиспользующего оборудования, МВт;
113
т)„ - усредненный по предприятию КПД оборудования. Можно принять т)„ = 0,6-0,7;
тп я - число часов использования максимума нагрузки предприятием:
kh
Лпп
(8.16)
где к^ - коэффициент часового максимума расхода газа, значение которого принимаем
по табл. 8.5.
Максимальные часовые расходы газа по отдельным группам по-
требителей, м3/ч, вычисляют по формуле:
(8.17)
где К.' - годовая потребность в газе по ;-й категории потребителей, м3;
т, - число часов использования максимума нагрузки в год, ч.
Максимальный расчетный расход газа V', м3/ч (при давлении газа
0,1 МПа - температура 0 °C), на хозяйственно-бытовые и производственные
нужды определяют как долю годового расхода газа по формуле
(8.18)
где Уг - годовая потребность в газе по ь-й группе или категории потребителей, м3;
mt - коэффициент перехода от годового расхода к максимальному часовому расходу га-
за, определяющий количество часов использования максимума нагрузки в год, ч.
Коэффициент т, принимают дифференцированно по каждому району га-
зоснабжения, сети которого представляют самостоятельную систему.
Значение коэффициента часового максимума расхода газа на хозяйствен-
но-бытовые нужды принимают в зависимости от численности населения. При
изменении числа жителей, снабжаемых газом, от 1 до 50 тыс. человек, значе-
ние изменяется от 1800 до 2600 (без учета расхода газа на отопление). Для
бань mi = 2700, для прачечных - 2900, предприятий общественного питания -
2000, по производству хлеба - 6000.
Для отдельных жилых домов и общественных зданий расчетный часовой
расход газа , м3 /ч, определяют по сумме номинальных расходов газа газо-
выми приборами с учетом коэффициента одновременности их действия км
формуле
114
т
, (8.19)
/=!
где VHOM - номинальный расход газа прибором или группой приборов, м3/ч, принимаемый
по паспортным данным или техническим характеристикам приборов;
и, - число однотипных приборов или групп приборов;
т - число типов приборов или групп приборов.
Для жилых домов сельских населенных пунктов значение коэффициента
одновременности приведено в табл. 8.6.
Все результаты расчета газопотребления по разным потребителям приво-
дят в табличной форме. Следует определить суммарные часовой и годовой
расходы газа.
При использовании сжиженных газов для газоснабжения жилых зданий
расчетный часовой расход газа , кг/ч, определяют по формуле
е₽.365 . (8-20)
где п - число жителей, пользующихся газом, чел.;
Ка - коэффициент суточной неравномерности потребления газа в течение часа. При на-
личии в квартирах газовых плит Ка = 1,4; при наличии плит и проточных водона-
гревателей Ка= 2,0;
Qi - годовой расход газа на одного человека, КДж/год;
К/, - показатель часового максимума суточного расхода. Можно принять К>, = 0,12.
Выбор оборудования (ГРП, водонагреватели проточные газовые, армату-
ры, горелки) производят, руководствуясь сведениями, приведенными в [20].
Для определения максимума суммарных затрат на систему газоснабжения
района или населенного пункта необходимо знать средний диаметр газовой се-
ти низкого давления мм. Его значение зависит от среднего расхода газа.
Так как ГРП размещают, как правило, в центре нагрузки и газ чаще всего дви-
жется по двум главным направлениям, то средний расход газа Vcp — 0,25 И/,
где V) - расход газа на выходе из ГРП. В таком случае средний диаметр сети
низкого давления газифицированного района определяют по формуле
ср ’ (0,1АР//?)°-21
(8.21)
где п -количество ГРУ;
У V - расход газа из всех ГРП, м3/ч;
R - радиус оптимального действия ГРП, м;
115
&Р - перепад давления в сети низкого давления, Па. Принимают ДР = 1200 Па.
Диаметр подводящего к ГРП газопровода зависит от многих факторов:
расхода газа, длины отверстия, перепада давления на рассматриваемом участке
трубопровода. Для ориентировочных расчетов средний диаметр подводящего
газопровода к ГРП принимают в пределах 100-150 мм.
8.4. МЕТОДЫ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАСЧЕТА ГАЗОПРОВОДОВ
В настоящее время гидравлический расчет газопроводов осуществляют по
формулам из СНиП 2.04.08-87, в которых учтены как режимы движения газа,
так и коэффициенты гидравлического сопротивления газопроводов.
Падение давления в газопроводах систем газоснабжения природным га-
зом низкого давления следует определять в зависимости от режима движения
газа по газопроводу, характеризуемого числом Рейнольдса:
Re = 0,0354— ,
dv
(8.22)
где Q - расход газа, м /ч, при температуре 0 “С и давлении 0,10132 МПа;
d - внутренний диаметр газопровода, см;
v- кинематическая вязкость газа, м2/с (при температуре 0 °C и давлении 0,10132 МПа).
В зависимости От числа Re коэффициент гидравлического сопротивления паде-
ния давления Др, Па, в газопроводах низкого давления определяют по формулам
для ламинарного режима движения газа при Re < 2000:
Re = 0,0354— ,
dv
для критического режима движения газа при Re = 2000-4000:
Др = 1,132-106 — гр/,
d
(8.23)
(8-24)
для турбулентного режима движения газа при Re > 4000:
/ >0,25 2
Др = 69 —+ 1922 — ~vpl, (8.25)
{d Q)d5
где р - плотность газа, кг/м; при температуре 0 °C и давлении 0,10132 МПа;
/ - расчетная длина газопровода постоянного диаметра, м;
116
п - эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности стенок трубы, см,
принимаемая равной: для стальных труб - 0,01, для полиэтиленовых - 0,005.
Расчетный расход газа на участках распределительных наружных газо-
проводов низкого давления, имеющих попутные расходы газа, следует прини-
мать как сумму транзитного и 0,5 попутного расхода газа на данном участке.
При расчете газопроводов низкого давления следует учитывать не только
потери на трение и в местных сопротивлениях, но и потери, вызванные разно-
стью плотности воздуха и газа при температуре 0 °C и давлении 0,10132 МПа,
т.е. гидростатический напор, Па, определяемый по формуле:
Яг=±9,81Л(рв-р), (8.26)
где h - разность абсолютных отметок начальных и конечных участков газопровода, м;
р, - плотность воздуха, кг/м .
При движении газа вверх значения Hg принимают со знаком минус, а при
движении газа вниз - со знаком плюс.
Гидравлический расчет газопроводов среднего и высокого давления по
всей области турбулентного режима движения газа следует проводить по фор-
муле
£1Л£2.=14.10-5|<”+1922—ЯгР, (8.27)
I ’ {d Q) dsP
где pt и р2, - абсолютное давление газа, МПа, соответственно в начале и в конце газо-
провода.
Местные гидравлические сопротивления в газопроводах и вызываемые
ими потери давления возникают в результате изменения значений и направле-
ния скоростей движения газа, а также в местах разделения и слияния потоков.
Источниками местных сопротивлений являются переходы от одного диаметра
газопровода к другому: колена, отводы, тройники, крестовины, компенсаторы,
а также запорная, регулирующая и предохранительная арматура, сборники
конденсата, гидравлические затворы и другие устройства, приводящие к рас-
ширению, сжатию и изгибу потока газа. Падение давления газа в местных со-
противлениях допускается учитывать путем увеличения расчетной длины га-
зопровода на 5-10 %.
Для наружных надземных и внутренних газопроводов расчетную длину
газопроводов находят по формуле
117
l=h+£tld’
(8.28)
где h - действительная длина газопровода, м;
У 4 -сумма коэффициентов местных сопротивлений участка газопровода длиной 1 /;
ld~ I,- эквивалентная длина прямолинейного участка газопровода, м, потери давления
на котором равны потерям давления в местном сопротивлении со значением ко-
эффициента £ = 1.
В зависимости от режима движения газа в газопроводе эквивалентную
длину газопровода определяют по следующим формулам:
для ламинарного режима
ld = 5,5Ю6-;
V
для критического режима
ld =12,15
,0,333
^0,331
для всей области турбулентного режима
I = d
d f ,\0,25 '
1 if—4-1922—1
Q J
(8.29)
(8.30)
(8-31)
В трубопроводах жидкой фазы СУГ падение давления вычисляют по
формуле
я = 50———£ ;
d
(8.32)
где Л -коэффициент гидравлического сопротивления;
V - средняя скорость движения сжиженных газов, м/с.
С учетом противокавитационного запаса средние скорости движения
жидкой фазы следует принимать: во всасывающих трубопроводах - не более
1,2 м/с; в напорных трубопроводах - не более 3 м/с.
Коэффициент гидравлического сопротивления следует определять по
формуле
Z \0,25
Л = 0,11 - + — (8.33)
И
118
Гидравлический расчет паровой фазы СУГ должен выполняться в соот-
ветствии с указаниями по расчету газопроводов природного газа соответст-
вующего давления.
При расчетах внутренних газопроводов низкого давления для жилых до-
мов допускается определять потери давления газа на местные сопротивления в
процентах линейных потерь (СНиП 2.04.08-87):
на газопроводах от вводов в здание до стояка - 25; на стояках - 20;
на внутриквартирной разводке при ее длине 1-2 м - 450 %, 3-4 м - 300 %,
5-7 м - 120 %, 8-12 м - 50 %.
При выполнении гидравлического расчета надземных и внутренних газо-
проводов с учетом степени шума, создаваемого движением газа, скорости
движения газа следует принимать не более: 7 м/с - для газопроводов низкого
давления; 15 м/с - для газопроводов среднего давления; 25 м/с - для газопрово-
дов высокого давления.
Гидравлический расчет кольцевых сетей газопроводов следует выполнять
с увязкой давлений газа в узловых точках расчетных колец при максимальном
использовании допустимой потери давления газа. Неувязка давления газа в
кольце допускается до 10 %.
При выполнении гидравлического расчета газопроводов по формулам
(8.22.) и (8.33.), а также по различным методикам и програмам на ЭВМ, со-
ставленным на основе этих формул, диаметр газопровода следует предвари-
тельно определять по формуле:
d = 0,036238^=^--^ ; (8.34)
PmV
где d - диаметр газопровода, см;
Q - расход газа, м3/ч, при температуре 0 °C и давлении 0,10132 МПа;
I - температура газа, °C;
Рт - среднее давление газа (абсолютное) на расчетном участке газопровода, МПа;
V - скорость газа, м/с.
Полученное значение диаметра газопровода следует принимать в качестве
исходной величины при выполнении гидравлического расчета.
При выполнении гидравлического расчета необходимо, как правило,
знать количество и оптимальный радиус действия сетевых ГРП, шкафных ре-
гуляторных установок (ШРУ).
При проектировании систем газоснабжения важно определить количество
ГРП (ШРП), которое существенно влияет на металлоемкость и капитальные
вложения сети низкого давления (при газоснабжении микрорайонов, населен-
ных пунктов сельской местности, кварталов).
Оптимальный радиус действия сетевого ГРП, под которым понимают
среднее расстояние в метрах по прямой от ГРП до точек встречи потоков газа
на границе раздела, определяют по формуле
119
лО,388/л i ДтччОЛ!
Ronm=6,5 P°’245WJ0’143; (8’35)
где В - стоимость одного ГРП (ШРП), руб.;
Др - расчетный перепад давления в сети, принимается 1200 Па для районов многоэтаж-
ной застройки и 1500 Па - для районов малоэтажной застройки;
да —0,075 + 0,003———, - коэффициент плотности сети низкого давления, представляю-
100
щий собой отношение общей протяженности газовой сети к газифицируемой пло-
щади, приближенно может быть рассчитан по формуле 1/м;
m=n/F- плотность населения, чел./га;
q, =V[п -удельный часовой расход газа на одного человека, м /чел. ч (при определе-
нии ijr учитывают всех потребителей газа низкого давления, присоединенных к сети
низкого давления);
V - общий расход потребителями газа низкого давления, мэ/ч;
и - численность населения в газифицируемом населенном пункте (районе), чел.;
F - газифицируемая площадь, включающея площадь проездов, га.
Оптимальную нагрузку ГРП (ШРП) ,(м3/ч) находят по зависимости:
v _ тЯг^Пт
°пт 5000 ’
а приближенное количество ГРП (ШРП) - по формуле
f-ю4
- 2 ’ (8-37)
^копт
Пропускная способность ГРП, как правило, составляет 1000- 3000 м /ч, а
радиус действия - от 400 до 1000 м.
При размещении сетевых ГРП на территории населенного пункта следует
стремиться возможно более равномерно распределять общую нагрузку на все
ГРП (ШРП).
8.5. МЕТОДИКА ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАСЧЕТА ГАЗОПРОВОДОВ С ИС-
ПОЛЬЗОВАНИЕМ ТАБЛИЦ И НОМОГРАММ
Гидравлический расчет газопроводов, согласно СНиП 2.04.08-87, реко-
мендуется выполнять на ЭВМ с оптимальным распределением расчетной по-
тери давления между участками сети.
Учитывая, что газовые сети сельских населенных пунктов обычно срав-
120
нительно невелики и несложны ио конфигурации, расчеты газопроводов низ-
кого давления мо>ут быть выполнены с использованием специальных таблиц и
номограмм, а среднего и высокого давления - по номограммам. Все таблицы и
номснраммы составлены для наиболее распространенных в газовой технике
труб.
Потери давления в газопроводах низкого давления из стальных труб оп-
ределяют по табл. 8.13 или номограмме рис. 8.1, для газопроводов среднего и
высокого давления по номограммам рис. 8.2, 8.3, а эквивалентные длины труб
- по номограмме рис. 8.4.
Таблица 8.13.Таблица для расчета газопроводов низкого давления (фрагмент)
Условный проход, наружный и внутренний диаморы, I
Удельные потери давления, Па/м о. 1 , мм (ГОС! 1 8732-78)
100; 108x5 и 98 125; 133х5,5и 122 150; 159x5,5 и 148 200; _219х7 и 205 _ 169/8.0 179/8,1
22,9/2,7 41,4/3,7 70,0/4,9
0,11 24,2/2,8 43,6/3,8 73,8/5,0
0,12 25,3/2,8 45,8/3,8 77,4/5,1 187/8.2
0,15 28,8/2,9 52,0/3,9 88,0/5,2 213/8-5
0,17 30,9/3,0 — 55.9/4,0 94,0/5,3 229/8.6
0,20 33.9/3,0 61.3/4J 104/5,5 _ 251/8.8
0,22 35,7/3,1 64,5/4,2 109/5,5 265/8,9
0,25 38,4/3,1 69,5/4,2 117/5,6 285/9,1
0,27 40,2/3,2 72,7/4,3 122/5,7 298/9,2
0,3 42,7/3,2 П 77,2/4.3 131/5,8 317/9,3
0,33 45,0/3.3 81,5/4,4 138/6,0 334/9,4
. 0.35 46,7/3,3 84,5/4,5 143/6,0 346/9.5
0,37 48.1/3,4 87,0/4,5 146/6.1 358/9,6
0,44 53,0/3,4 95,6/4,6 162/6,2 392/9.8
0,5 J 57,1/3,5 103/4,7 175/6.3 424/10,0
Примечания: 1. Расчетные таблицы для природного газа р 0,73 к:/м3;
г~15х10'*>; м3/с. 2. В числителе-расход газа, проходящего через трубы, м3/ч; в знаменателе
- /•„ м, при с - I.
Коэффициенты местных сопротивлений приведены в справочной лите-
ратуре и частично в табл. 8.14.
Таблица 8.14. Коэффициент местных сопротивлений £, при турбулентном
движении газа
Вид местного сопротив- ления Значение Вид местно) о сопротивления Значение
Отводы: Сборники конденсата 0,5-2 __
гн\тыс плавные 0,15-0,20 1 идравлические затворы 1,5-3
сварные cei мен i ныс 0,20-0,25 Резкое расширение трубо- проводов 0,6-0,25
121
920X8.0 720X8.0 402x9.0 С\.х>. Mi
1020X 8,0 320x8.0 / 830x7.0 530X7.0 424x9.0 \ 377X9,0
351X9,0
1/325x8.0
299x8.0
273X7.0
20000
10000
2000
looo
200
100
20
10
500
400
300
50
40
30
5000
4000
3000
0.3
0,4
0,3
210Ж4.0
47x3,0
21.3x2.3
164x4.0
159x4,5
43x3 Л
45X3.0
42ЛХЗД
34x3,0
33,5X3.2
20 30 40 4р, Ло/м
133X4,0
127X3,0
103x4,0
102x3,0
49x3,0
33X3.0
76x3.0
0.2-
_ 26,8X2.8
Рис. 8.1. Номограмма для определения удельных потерь давления в газо-
проводах низкого давления (природный газ р = 0,73 кг/м3,
v=14,3x10-6m3/c)
122
2 2 2 3
(Рн - Рк)//,мПа/км«ю
Рис. 8.2. Номограмма для определения потерь давления в газопроводах dy= 15-100
мм среднего и высокого давления (природный газ, р = 0,73 кг/м3, у=14,ЗхЮ^м3/с)
123
Z, НПа/ нп 3
2 3 4 5
,10 1,4 2 3 4 58810 14 2 3 4 5 6810 1,42 3 4 5 6810
в
3
Рис. 8.3. Номограмма для определения потерь давления в газопроводах
dy= 100-600 мм среднего и высокого давления (природный газ, р = 0,73
кг/м3, v=14,3x10'*m’/c)
124
Природный газ
J . ч "6 4
• 0.73 кум , V ; 14.3-Ю «у
5 Ю 20 304050 100 200 300 400 ^*5
0.4»-
3
2
0.5
0.3
0.2'
0,1
0.05
0.04
75,5’3.75
70"3
60’3
«0-3.5
57*3
48’3.5
44.5-3
42.25-3.25
38-3
33.5-3,2®
26.75*2/5
21/5 «2,75
Qm7*
5
3
2
0.5
0.4
03
0.2
0.1
Рис. 8.4. Номограмма для определения эквивалентных длин
(природный газ р = 0,73 кг/м3, v=14,3x10'€m3/c)
125
Продолжение таблицы 8.14
Вид местного сопротивления Значение Вид местного сопротивления Значение
Кран пробочный 3,0-2,0 Внезапное сужение трубопроводов 0,4
Задвижки: параллельная с симметричным суже- нием стенки 0,25-0,5 Плавное расширение трубопроводов (диффузоры) 0,25-0,3
1,30-1 Плавное сужение трубопроводов (конфузор) 0,25-0,3
Компенсаторы: линзовые П-образные 1,7-2 Тройники: слияния потоков разделение потоков 1,7
2,1-2 1,0
Гидравлические расчеты газопроводов среднего и высокого давления из
полиэтиленовых труб рекомендуется выполнять по номограммам для
определения потерь давления в стальных газопроводах, принимая в качестве
аналогов стальные трубы соответствующих диаметров согласно табл. 8.15.
Полученные при этом потери давления необходимо увеличить на поправочные
коэффициенты (табл. 8.15), учитывающие внутренние диаметры труб,
абсолютную эквивалентную шероховатость стенок, а также несовпадение
кромок и образование валика на стыке свариваемых полиэтиленовых труб.
Таблица 8.15. Поправочные коэффициенты для гидравлического расчета га-
зопроводов среднего и высокого давления из полиэтиленовых
труб типа Т-ГАЗ
Диаметр и толщина стенок полиэтиленовых труб, мм Диаметр и толщина стенок стальных труб-аналогов, мм Поправочные коэффициенты на потери давления
63x5,8 60x3,0 1,1
110x10,0 102x3,0 1,20
160x14,6 146x4,5 1,15
225x20,5 219x6,0 1,4
126
ЛИТЕРАТУРА
1. Ветроэнергетика / Под ред. Д. де Рензо. - Л.: Энергоатомиздат, 1982—272 с.
2. Геотермальное теплохладоснабжение жилых и общественных зданий и
сооружений. Нормы проектирования ВСН 56-87 / Госкомархитектуры. -
М.: Стройиздат, 1989. -50 с.
3. Гулько Т.В., Драганов Б.Х., Шишко Г.1'. Газификация и газоснабжение
сельского хозяйства: Учеб, пособие. - М.: Фермер, 1994 -319с.
4. Дворов И.М. Геотермальная энергетика. -М.: Наука, 1976. - 192с.
5. Драганов Б.Х. Использование возобновляемых и вторичных энергоресурсов
в сельском хозяйстве. - Киев: Вища шк.,1988. - 56с.
6. Инструкция по комплексному использованию геотермальных вод для
теплохладоснабжения зданий и сооружений. ВСН 36-77. - М.: Стройиздат,
1978. —49с.
7. Курсовое проектирование по теплотехнике и применению теплоты в
сельском хозяйстве: Учеб, пособие для вузов / Б.Х.Драганов, В.А.Лазоренко,
А.А.Марченко и др.; Под ред. Б.Х.Драганова. - М.: Агропромиздат, 1991. -
176 с.
8. Левенберг В.Д., Ткач М.Р., Гольстрем В.А. Аккумулирование тепла. - Киев:
Техника, 1991. - 112с.
9. Драганов Б.Х., Есин В.В., Зуев В.П / Под ред. Б.Х.Драганова. . Применение
теплоты в сельском хозяйстве: Учеб, пособие для с.-х. Вузов. - Киев: Вища
шк., 1990. — 290 с.
Ю.Саплин Л.А. Возобновляемые источники энергии в сельском хозяйстве. -
Челябинск: Изд-во ЧГАТУ, 1996. - 86с.
11 .Система солнечного тепло- и хладоснабжения / З.Р.Авезов, М.А.Барский-
Зорин, И.М. Васильева и др.; Под ред. Э.В. Сарнацкого и С.А.Чистовича. -
М.: Стройиздат, 1990. - 328 с.
12 .Скляренко О.М., Ткаченко В.А., Писаренко В.Л. Методические указания к
выполнению курсового проекта “Газоснабжение” - Киев: КИСИ, 1990. - 88с.
13 .СНиП 2.04.05-86. Отопление, вентиляция и кондиционирование / Госстрой
СССР. - М.: Стройиздат, 1983.-64с.
14 .СНиП 23.01-99. Строительная климатология / Госстрой России. — М.:
Стройиздат, 1999. - 67 с.
15 .СНиП П-3-79**. Строительная теплотехника / Госстрой СССР. - М.:
Стройиздат, 1977. - 32 с.
16 .СНиП 3.05.02-88. Газоснабжение / Госстрой СССР. - М.: Стройиздат, 1989.-
54с.
17 .Справочник по климату СССР. - Л.: Гидрометеоиздат, 1986. - 187с.
18 .Справочник по инженерному оборудованию сельских населенных пунктов/
Н.М. Зайцева, Г.Г. Шишко, Л.В.Дробышев и др.-Киев: Урожай, 1991- 296 с.
19 .Герасимович Л.С., Драганов Б.Х., Синяков А.Л., Цубанов А.Г.. Справочник
по теплоснабжению сельского хозяйства. - Минск: Ураджай, 1993. - 368с.
127
20 .Стаскевич Н.А., Северинец Г.Н., Вигдорчик Д.Я. Справочник по
газоснабжению и использованию газа - Л.: Недра., 1990. - 762с.
21 .Строй А.Ф. и др. Инженерное оборудование сельских производственных
зданий: Справочник. - Киев: Урожай, 1988. - 280с.
22 .Фатеев В.М. Ветродвигатели и их применение в сельском хозяйстве. - 3-е
перераб. изд. - М.: Машгиз, 1962. -247 с.
23 .Шефтер Я.И. Использование энергии ветра. - М.:Энергоиздат, 1983.-200с.
128
Приложение 1
Примеры заданий на проект
1. Проектирование систем теплоснабжения сельского хозяйства за счет
традиционных источников энергии.
1.1. Потребители теплоты:
- жилые дома;
- поликлиники;
- детские сады, ясли.
Общественно-административные здания:
- школы;
- больницы;
- столовые.
Механические мастерские:
- сборочные цеха;
— ремонтные мастерские;
- деревообрабатывающие цеха.
1.2. Вид животных и их количество, на комплексе
1.3. Система теплоснабжения (закрытая, открытая, непосредственное
соединение; использование смесительных устройств).
1.4. Расчетная температура воды в подающем трубопроводе.
1.5. Расчетная температура в обратном трубопроводе.
1.6. Тип тепловой сети (воздушный, непроходной канал, засыпной).
1.7. Количество теплопроводов.
1.8. Длина теплопровода.
1.9. Материал изоляции.
1.10. Характеристика грунта.
1.11. Температура грунта.
1.12. Скорость ветра.
1.13. Глубина закладки теплопроводов.
1.14. Расстояние между теплопроводами.
1.15. Месяц.
1.16. Местоположение объекта.
1.17. Топливо.
2. Проектирование пассивных систем солнечного отопления.
2.1. Объем отапливаемого помещения.
2.2. Площадь пола дома.
2.3. Высота помещения.
2.4. Площадь “стены Тромба”
2.5. Площадь “окон в стене Тромба”.
2.6. Толщина “стены Тромба”.
2.7. Материал “стены Тромба”.
129
Продолжение приложения 1
2.8. Остекление (одинарное, двойное), толщина стекла.
2.9. Толщина воздушной прослойки между остеклением и теплоприемником.
2.10. Вынос кровли за границы стены.
2.11. Местоположение объекта.
3. Проектирование активных систем солнечного теплоснабжения
3.1. Потребители
Жилые дома:
- тип дома и объем;
- количество жителей.
Общежития:
— тип и объем;
- количество жителей.
Больницы:
- объем;
- количество кроватей.
Поликлиники:
- объем;
- количество посетителей.
Клубы, спортивные залы:
- количество посетителей.
Бани:
- количество посетителей.
Прачечные:
— количество белья, кг.
Детские ясли:
— количество детей.
Предприятия общественного питания:
- количество посетителей.
Животноводческие фермы:
- вид животных;
— количество.
3.2. Расчет выполнить для месяца
3.3. Район расположения объекта.
4. Проектирование систем геотермального теплоснабжения.
4.1. Количество скважин.
4.2. Дебит каждой скважины.
4.3. Температура на устье каждой скважины.
4.5. Доля пикового догрева в годовом тепловом балансе системы.
4.6. Температура воздуха в помещении.
4.7. Расчетная температура наружного воздуха для проектирования
вентиляции.
130
Продолжение приложения 1
4.8. То же, для проектирования отопления.
4.9. Средняя за период работы систем отопления или вентиляции темпера-
тура наружного воздуха.
4.10. Расчетные нагрузки отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.
4.11. Тип отопительного прибора.
4.12. Принципиальная схема системы геотермального теплоснабжения.
4.13. Район расположения системы.
5. Проектирование ветроэнергетичных установок.
5.1. Мощность установки.
5.2. Назначение установки:
- для электростанций;
- для ветронасосной установки;
- для ветряной мельницы.
5.3. Средняя скорость ветра.
5.4. Расчет выполнить для месяца.
5.5. Средние значения параметров (давление и температура) окружающей
среды.
5.6. Район расположения объекта.
6. Проектирование аккумуляторов теплоты.
6.1. Материал аккумулятора (щебень, цеолит, бетон, шамот, чугун, кирпич
красный, грунт).
6.2. Расход теплоносителя.
6.3. Масса теплоаккумулирующего материала.
6.4. Температура горячего теплоносителя.
6.5. Температура охлажденного теплоносителя.
6.6. Продолжительность подачи теплоносителя.
6.7. Район расположения объекта.
7. Проектирование биогазовых установок.
7.1. Вид животных и их количество (быки племенные, коровы дойные,
телята до 6-ти месяцев, нетели, хряки, свиноматки: холостые,
супоросные и подсосные).
7.2. Вид птицы и их количество (куры, индейки, утки, гуси).
7.3. Режим брожения субстрата:
- мезофильный;
- термофильный.
7.4. Температура окружающей среды.
7.5. Вид изоляционного материала и его толщина.
7.6. Расчет выполнить для месяца (месяцев).
Примечание. В проекте можно предусмотреть одновременное использование нескольких
видов отходов.
131
Продолжение приложения 1
8. Проектирование систем газоснабжения сельского хозяйства.
8.1. Число услуг, приходящихся на одного человека в год.
Жилые здания:
- наличие в квартире газовой плиты и централизованного горячего
водоснабжения;
- наличие газовой плиты и газового водонагревателя;
- наличие в квартире газовой плиты (отсутствие централизованного
горячего водоснабжения и газового нагревателя).
Предприятия бытового обслуживания:
- фабрики прачечные (механизированные, немеханизированные с
сушкой и глажением);
- бани (без ванн, с ваннами).
Предприятия общественного питания (столовые, кафе).
Учреждения здравоохранения (больницы).
Предприятия по производству хлеба и кондитерских изделий (по
изготовлению хлеба, кондитерских изделий).
8.2. Численность населения, пользующегося данным видом услуг.
8.3. Степень охвата газоснабжением комунально-бытовых нужд населения.
8.4. Вид животных и их количества.
8.5. Площадь жилых зданий.
8.6. Расход воды на горячее водоснабжение одного человека в сутки.
8.7. Температура воды системы горячего водоснабжения.
8.8. Вид газа (природного, СУГ).
8.9. Теплота сгорания газа.
8.10. Ограсль промышленности (пищевая, строительных материалов,
деревообрабатывающая, мукомольно-крупяная).
8.11. Оборудование помещений (плита 2 - комфорная, плита 4 - комфор-
ная с газовым водонагревателем или без него).
8.12. Диаметр газопровода.
8.13. Длина газопровода.
8.14. Режим течения газа.
Примечание. Для природного газа плотность р=0,73кг/м3, коэффициент кинематической
вязкости у=14,3 • 10~ м2/с; для пропана р =2кг/мЗ; у=з, 7 • 10-6 м /с.
132
Приложение 2
КОНТРОЛЬНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ УДЕЛЬНОЙ ТЕПЛОВОЙ МОЩНОСТИ
СИСТЕМ ОТОПЛЕНИЯ ОБЩЕСТВЕННЫХ ЗДАНИЙ
Коли- Удельная тепловая мощность,
№ Тип здания чество Вт/м , при числе S, град -суток
эта- >3500 3001- 2501- <2500
жей 3500 3000
Детские дошкольные 1 79 77 75 67
1 2 75 74 71 64
учреждения 3 65 64 62 55
Общеобразовательные 1 58 57 55 49
школы, специализированные 7 50 49 48 43
2 учебно-производственные з 44 43 42 37
комбинаты, техникумы, колледжи 4 39 38 37 33
Научно-исследовательские 2 75 74 71 64
учреждения, проектные, з 65 64 62 55
3 общественные учреждения, 4 62 61 59 53
управления, административ- ные здания >4 56 58 56 50
Учреждения лечебно- профилактического направ-
ления: 2 72 71 69 61
а) больницы, госпитали, 3 63 62 60 54
родильные дома, 4 60 59 57 51
диспансеры, лечебные корпуса санаториев >4 58 57 55 49
2 70 69 67 60
б) поликлиники, 3 61 60 58 52
амбулатории 4 58 57 55 49
>4 56 55 53 48
1 77 76 73 65
в) административно- 2 74 73 70 63
общественные корпуса 3 65 64 62 55
санаториев 4 62 61 59 53
133
Приложение 3
ТЕМПЕРАТУРА ВОДЫ В ПОДАЮЩЕМ ТРУБОПРОВОДЕ СЕТИ ПО
ТЕМПЕРАТУРНОМУ ГРАФИКУ +150...+70°С ПРИ ТЕМПЕРАТУРЕ
ВОЗДУХА ВНУТРИ ПОМЕЩЕНИЯ +18 °C
Расчетная температура наружного воздуха, °C Температура наружного воздуха, °C
+ 10 +5 0 -5 -10 -15 -20 -25 -30
0 81,7 116,5 150 - -
1 78,7 111,8 143,7 w - - - -
2 76,0 107,6 138,0 - - -
3 73,5 103,7 132,9 - - - - -
4 71,3 100,2 128,2 - - -
5 69,2 97,0 123,8 150,0 - - - -
6 67,3 94,1 119,9 145,0 - - - -
7 65,5 91,3 116,2 140,4 - - -
8 63,9 88,8 112,8 136,2 - - - - -
9 62,4 86,4 109,6 132,2 - - - -
10 61,0 84,3 106,7 128,6 150,0 - • - ••
11 59,6 82,2 103,9 125,1 145,9 - - -
12 58,4 80,3 101,4 121,9 142,0 - - - -
13 57,2 78,5 98,9 118,9 138,4 - - -
14 56,2 76,8 96,7 116,0 135,0 - - ••
15 55,1 75,2 94,5 113,4 131,8 150,0 - - -
16 54,2 73,7 92,5 110,8 128,8 146,5 - - -
17 53,2 72,3 90,6 108,5 126,0 143,2 - - -
18 52,4 70,9 88,8 106,2 123,3 140,0 - - -
19 51,5 69,7 87,1 104,1 120,7 137,1 - -
20 50,8 68,4 85,5 102,0 118,3 134,2 150,0 - -
21 50,0 67,3 83,9 100,1 115,9 131,5 146,9 - -
22 49,3 66,2 82,4 98,2 113,7 129,0 144,0 -
23 48,6 65,1 81,0 96,5 111,6 126,5 141,3 - -
24 48,0 64,1 79,7 94,8 109,6 124,2 138,6 - -
25 47,4 63,2 78,4 93,2 107,7 122,0 136,1 150,0 -
26 46,8 62,3 77,2 91,7 105,9 119,9 133,7 147,3 -
27 46,2 61,4 76,0 90,2 104,1 117,8 131,3 144,7 -
28 45,7 60,5 74,9 88,8 102,4 115,9 129,1 142,2 -
29 45,1 59,7 73,8 87,4 100,8 114,0 127,0 139,8 -
30 44,6 59,0 72,7 86,1 99,3 112,2 124,9 137,5 150,0
134
Приложение 4
ТЕМПЕРАТУРА ВОДЫ В ОБРАТНОМ ТРУБОПРОВОДЕ СЕТИ, °C ПРИ
ТЕМПЕРАТУРЕ ВОЗДУХА ВНУТРИ ПОМЕЩЕНИЯ +18 °C
At = +150...+95 °C
Расчетная температура наружного воздуха, °C Температура наружного воздуха, °C
+10 +5 0 -5 -10 -15 -20 -25 -30
0 57,3 76,7 95,0 - - - - - -
1 55,6 74,2 91,6 - - - - - -
3 52,6 69,7 85,7 - - - -
4 51,3 67,7 83,2 - - - - -
5 50,1 65,9 80,8 95,0 - - -
6 48,9 64,3 78,6 92,3 - - - -
7 47,9 62,7 76,6 89,8 - - - - -
8 47,0 61,3 74,7 87,5 - - -
9 46,1 60,0 73,0 85,4 ► - - -
10 45,2 58,7 71,3 83,4 95,0 - - -
11 44,5 57,6 69,8 81,5 92,8 - -
12 43,7 56,5 68,4 79,7 90,7 - - -
13 43,1 55,4 67,0 78,1 88,7 - - - -
14 42,4 54,5 65,7 76,5 86,9 • - -
15 41,8 53,5 64,5 75,0 85,2 95,0 - - -
16 41,2 52,7 63,4 73,6 83,5 93,1 - - -
17 40,7 51,8 62,3 72,3 82,0 91,3 - - -
18 40,1 51,1 61,3 71,1 80,5 89,6 - - -
19 39,6 50,3 60,3 69,9 79,1 88,0 - - -
20 39,2 49,6 59,4 68,7 77,7 86,5 95,0 -
21 38,7 48,9 58,5 67,6 76,5 85,0 93,4 -
22 38,3 48,3 57,7 66,6 75,2 83,6 91,8 - -
23 37,9 47,7 56,9 65,6 74,1 82,3 90,3 - -
24 37,5 47,1 56,1 64,7 73,0 81,0 88,8 - -
25 37,1 46,5 55,4 63,8 71,9 79,8 87,5 95,0 -
26 36,8 46,0 54,7 62,9 70,9 78,6 86,2 93,5 -
27 36,4 45,5 54,0 62,1 69,9 77,5 84,9 92,1 -
28 36,1 45,0 53,3 61,3 69,0 76,4 83,7 90,8 -
29 35,8 44,5 52,7 60,5 68,1 75,4 82,5 89,5 -
30 35,5 44,1 52,1 59,8 67,2 74,4 81,4 88Д1 95,0
135
Приложение 5
ТЕМПЕРАТУРА ВОДЫ В ОБРАТНОМ ТРУБОПРОВОДЕ СЕТИ, °C ПРИ
ТЕМПЕРАТУРЕ ВОЗДУХА ВНУТРИ ПОМЕЩЕНИЯ +18 °C
At = +150. ..+70 °C
Расчетная температура наружного воздуха, °C Температура наружного воздуха, °C
+10 +5 0 -5 -10 -15 -20 -25 -30
0 46,2 58,7 70,0 - - - - -
1 45,0 57,1 67,9 - - -
2 44,0 55,6 66,0 - - • -
3 43,0 54,6 64,3 - • - - -
4 42,2 53,0 62,7 - - - -
5 41,4 51,8 61,2 70,0 - - - -
6 40,6 50,7 59,9 68,4 - - -
7 39t9 49,7 58,6 66,8 - - - -
8 39,3 48,8 57,4 65,4 - -
9 38,7 47,9 56,3 64,1 - - - - -
10 38,1 47,1 55,3 62,8 70,0 - -
11 37,6 46,3 54,3 61,7 68,4 - -
12 37,1 45,6 53,4 60,6 67,4 - -
13 36,6 44,9 52,5 59,5 66,2 - - - -
14 36,2 44,3 51,7 58,5 65,0 - -
15 35,7 43,7 50,9 57,6 63,9 70,0 - -
16 35,3 43,1 50,2 56,7 62,9 68,8 - -
17 34,9 42,6 49,5 55,9 62,0 67,7
18 34,6 42,0 48,8 55,1 61,0 66,7 - - -
19 34,2 41,5 48,2 54,3 60,1 65,7 - -
20 33,9 41,1 47,6 53,6 59,3 64,8 70,0 - -
21 33,6 40,6 47,0 52,9 58,5 63,9 69,0 -
22 33,3 40,2 46,4 52,2 57,7 63,0 68,0 -
23 33,0 39,8 45,9 51,6 57,0 62,2 67,1
24 32,7 39,4 45,4 51,0 56,3 61,4 66,2 - -
25 32,5 39,0 44,9 50,4 55,6 60,6 65,4 70,0 -
26 32,2 38,6 44,4 49,9 55,0 59,9 64,6 69,1 -
27 32,0 38,3 44,0 49,3 54,4 59,2 63,8 68,3 -
28 31,7 37,9 43,6 48,8 53,8 58,5 63,0 67,4
29 31,5 37,6 43,1 48,3 53,2 57,8 62,3 66,6 •
30 31,3 37,3 42,7 47,8 52,8 57,2 61,6 65,9 70,0
136
Приложение 6
ХАРАКТЕРИСТИКА КОТЛОВ СЕРИИ Е-1/9
Показатели Е-1/9-1 Е-1/9-1М Е-1/9-1Г
Паропроизводительность, т/ч 1 I 1
Давление пара, МПа 0,78 0,78 0,78
КПД, % 72,8 80,5 86
Расход топлива:
уголь, кг/ч 134,5 - -
мазут, кг/ч - 82,6 90,1
Показатель Марка котла
ТВГ ТВГ
1. Тепловая мощность, МВт 5,0 9,3
2. Расход воды, т/ч 53 104
3. Расход газа, м3/ч 557 1100
4. КПД, % 90,5 90,2
Приложение 7
ХАРАКТЕРИСТИКИ ВОДОГРЕЙНЫХ КОТЛОВ
Характеристика Марка котла
КВ- ГМ- 4 КВ- гм- 6,5 КВ- гм- 10 КВ- ГМ- 20 КВ- ГМ- 30 ПТВМ- 30 КВ- ГМ- 50 КВ- ГМ- 100
1 2 3 4 5 6 7 8 9
1. Тепловая мощность, МВт 4,6 7,5 11,6 23,2 34,8 46,4 58 116
2. Расход воды, т/ч 49,5 80 123,5 247 370 495 618 1235
3. Расход топлива: газ, м3/ч 51,5 830 1260 2520 3680 5200 6260 12520
мазут, кг/ч 500 800 1220 2450 3490 4355 5750 11500
4. Температура уходящих газов: газ, °C 150 153 185 190 160 140 140 140
мазут, °C 245 245 230 142 250 180 180 180
137
Продолжение приложения 7
1 2 3 4 5 6 7 8 9
5. КПД при нормальной нагрузке, % :
газ 90,5 91,1 91,9 91,2 91,2 91 92,5 92,5
мазут 6. Гидравличес- 86,3 87 88,4 88 87,7 88 88 88
кое сопротивле- ние котла, МПа 0,12 0,12 0,15 0,23 0,2 0,14 0,13 0,16
Приложение 8
ХАРАКТЕРИСТИКИ КОТЛОВ ДКВР
Показатели ДКВР- 2,5-13 ДКВР- 4-13 ДКВР- 6,5-13 ДКВР- 10-13 ДКВР- 20-13
Паропроизводительность, т/ч 2,5 4 6,5 10 20
Давление пара, МПа КПД, % 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3
(при работе на угле) 84 81 85 87 87
Расход угля, кг/ч 320 540 860 1210 -
ХАРАКТЕРИСТИКИ КОТЛОВ ТИПА Е/КЕ/
Показатели Е-2,5-14Р Е-4-14Р Е-6,5-14Р Е-10-14Р
Паропроизводительность, т/ч Давление пара, МПа Температура пара, “С КПД, % (на угле) 2,5 1,4 225 81-84 4,0 1,4 225 81-83 6,5 1,4 225 81-83 10 .1,4 225 81-83
ХАРАКТЕРИСТИКИ КОТЛОВ ТИПА Е/ДЕ/
Показатели Е-4- 14ГМ Е-6,5- 14ГМ Е-10- 14ГМ Е-16- 14ГМ Е-25- 14ГМ Е-25- 24ГМ
Паропроизводительность, т/ч 4,0 6,5 10 16 25 25
Давление пара, МПа 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4
Температура пара, °C 194 225 225 225 225 380
Расход топлива: газ, м3/ч 300 490 745 1195 1845 2200
мазут, кг/ч 285 460 695 1125 1735 1975
138
Приложение 9
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ВАКУУМНЫХ ДЕАЭРАЦИОННЫХ
УСТАНОВОК ДЛЯ ОТОПИТЕЛЬНЫХ КОТЛОВ
Характеристика Параметры
Деаэратор Охлади- тель испарения Водоструй- ный эжектор Насос рабо- чий Произво- дитель- ность, т/ч Рабочее давление (не ниже)
1.ДВ овв ЭВ-10 2К-6 5 0,03
2. дв овв ЭВ-10 2К-6 15 0,03
з.да овв ЭВ-30 ЗК-6 25 0,03
4. да овв ЭВ-30 ЗК-6 50 0,03
5. да овв ЭВ-60 4К-8 75 0,03
6. да овв ЭВ-60 4К-8 100 0,03
7. да овв ЭВ-100 6К-8 200 0,03
8. да овв ЭВ-100 6К-8 200 0,03
9-да овв ЭВ-220 8К-12 300 0,03
Примечание. В характеристике охладителя цифра указывает на площадь поверхности
нагрева, м2, в водоструйном насосе - расход воды, м3/год.
Приложение 10
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ВОДО-ВОДЯНЫХ
ПОДОГРЕВАТЕЛЕЙ ДЛЯ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ
Обозначение Площадь поверхности нагревания, Лн, м2 Коли- чество трубок, шт Площадь живого сечения трубок, Ат, м2 Площадь живого сечения межтрубного пространства, Амт, м2
1-57х200-Р 0,37 4 0,00062 0,0016
2-57x4000-Р 0,75 4
3-76х2000-Р 0,65 7 0,00108 0,00233
4-75х4000-Р 1,31 7
5-85x2000-Р 1,11 12 0,00185 0,00287
6-89x4000-Р 2,24 12
7-114х2000-Р 1,76 19 0,00293 0,005
8-114х4000-Р 3,54 19
9-168х2000-Р 3,4 37 0,0057 0,0122
10-168х4000-Р 6,9 37
11 -119х2000-Р 5,9 64 0,00985 0,0208
12-219x4000-Р 12 64
13-273x200-Р 10 109 0,0168 0,0308
139
Приложение 11
ОСНОВНЫЕ ТИПЫ СБОРНЫХ ЖЕЛЕЗОБЕТОННЫХ КАНАЛОВ ДЛЯ
ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ
Условный диаметр труб, мм Марка канала Размеры канала, мм
внутренние внешние
25-50 КЛ 60-30 600x300 850x440
70-80 КЛ 60-45 600x450 850x440
100-150 КЛ 90-45 900x450 1150x630
КЛ 60-60 600x600 850x750
175-200 КЛ 90-60 900x600 1150x780
200-300 КЛ 120-60 1200x600 1450x780
350-400 КЛ 150-60 1500x600 1800x850
КЛ 210-60 2100x600 2400x690
450-500 КЛс 90-90 900x900 1060x1070
КЛс 120-90 1200x900 1400x1070
КЛс 150-90 1500x900 1740x1070
600 КС 120-120 1200x1200 1400x1370
Приложение 12
ТЕХНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТЕПЛОИЗОЛЯЦИОННЫХ
МАТЕРИАЛОВ
Теплоизоляционные материалы Марка Вт/(чК) Вт/(мК)
Из минеральной ваты
Маты:
вертикально-слоевые 100 0,04 0,00031
прошивные 100 0,045 0,00021
125 0,049 0,00020
Плиты из синтетических 75 0,043 0,00022
связующих 125 0,044 0,00021
175 0,052 0,00020
Цилиндры и полуцилиндры 100 0,049 0,00021
из синтетических связующих 150 0,051 0,00020
200 0,053 0,00019
Из прочих материалов
Вулканитовые 350 0,079 0,00015
400 0,084 0,00015
Совелитовые 350 0,075 0,00015
400 0,078 0,00015
Монолитные
Армированный пенобетон - 0,105 0,00023
Битумперлит - 0,12 0,00020
140
Приложение 13
НОРМЫ РАСХОДА ТЕПЛОТЫ Чн ДЛЯ ВОДЯНЫХ
ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ, Вт/м
Наружный Подземная прокладка Надземная прокладка
диаметр Среднегодовая температура теплоносителя, °C
трубы, мм 50 65 90 100 50 70 100 150
32 23 29 37 44 17 28 36 54
57 29 36 46 55 24 32 46 67
76 34 40 52 62 29 38 52 77
89 36 44 57 66 33 42 58 82
108 40 49 63 72 36 48 64 90
159 49 60 76 87 44 56 76 109
219 59 72 92 106 53 66 91 128
273 70 84 105 120 62 77 101 145
325 79 94 116 134 70 88 116 163
НОРМЫ РАСХОДА ТЕПЛОТЫ ПРИ ПОДЗЕМНОЙ
ПРОКЛАДКЕ ПАРОПРОВОДОВ
Наружный диаметр трубы, мм 57 76 89 108 133 159 219 273 325
Нормы расхода теплоты, Вт/м 116 128 140 152 168 180 210 240 268
Приложение 14
ДОПУСТИМАЯ ТОЛЩИНА ТЕПЛОИЗОЛЯЦИОННОГО СЛОЯ, мм
Условный проход трубы, мм Надземная прокладка Подземная прокладка в непроходных каналах
водяные и конденсатные трубопроводы паропроводы
25 70 60 70
50 100 80 100
100 150 90 150
150 160 100 160
200 180 100 180
250 180 100 180
300 190 100 190
141
Приложение 15
ТОЛЩИНА ИЗОЛЯЦИИ ИЗ АРМИРОВАННОГО ПЕНОБЕТОНА
Наружный диаметр Толщина изоляции трубопровода, мм
трубопровода, мм подающего обратного
57 74 74
76 64,5 64,5
89 84 58
108 74,5 74,5
133 88 62
159 75 75
219 93,5 70
273 93,5 66,5
Приложение 16
РАССТОЯНИЕ МЕЖДУ ПОДВИЖНЫМИ ОПОРАМИ
Диаметр условного прохода, мм Прокладка непроходных каналов в туннелях (для нижнего ряда) на бетонных подушках Надземная прокладка в туннелях (для верхнего ряда труб) при компенсато- рах П-образных, или при самокомпенсации
р = 0,8; 1,6 МПа Г = 100; 150 °C р=0,8 1,3 МПа t =250; 300 °C
25 1,7 - 2,0
32 2,0 2,0 2,0
40 2,5 2,5 2,5
50 3,0 3,0 3,0
70 3,0 3,5 3,5
80 3,5 4,0 4,0
100 4,0 5,0 5,0
125 4,5 6,0 6,0
150 5,0 7,0 8,0
175 6,0 8,0 9,0
200 6,0 9,0 11,0
250 7,0 11,0 12,0
300 8,0 12,0 14,0
350 8,0 14,0 16,0
400 8,5- 14,0 15,0
142
Приложение 17
РАССТОЯНИЕ МЕЖДУ НЕПОДВИЖНЫМИ ОПОРАМИ
ТРУБОПРОВОДОВ, м
Диаметр условного прохода, мм Компенсаторы П-образные
р = 0,8 МПа t= 100 °C р = 0,6 МПа Г =150 °C р= 1,8 МПа Г =250 °C р=1,3 МПа /=300 °C
25 50 50 50
32 50 50 50
40 60 60 60
50 60 60 60
70 70 70 70
80 80 80 80
100 80 80 80
125 90 90 90
150 100 100 90
175 100 100 100
200 120 120 100
250 120 120 120
300 120 120 120
350 140 120 140
400 160 140 140
143
5
Приложение 18
ПРОПУСКНАЯ СПОСОБНОСТЬ ТРУБОПРОВОДА ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ ПРИ Кш = 0,5 мм; рв = 958,4 кг/м3
Диам. услов- ного Пропускная способность трубопроводов тепловых сетей 104 ГДж/ч (Ккал/ч) при температурных графиках
Л/ = +150..,+70 °C Л/ =+130...+70 °C
прох., Удельные потери давления на трение, МПа (кгс/см2) на 1 м длины теплопровода
мм 0,5(5) 1(10) 1;5(15) 2(20) 0,5(5) КЮ)
25 0,17(0,04) 0,2(0,05) 0,29(0,07) 0,33(0,08) 0,125(0,03) 0,17(0,04)
32 0,29(0,07) 0,37(0,09) 0,46(0,11) 0,50(0,12) 0,21(0,05) 0,29(0,07)
40 0,46(0,11) 0,63(0,15) 0,80(0,19) 0,93(0,22) 0,34(0,08) 0,50(0,12)
50 0,84(0,2) 1,17(0,28) 1,42(0,34) 1,67(0,4) 0,63(0,15) 0,88(0,21)
80 3,14(0,75) 4,4(1,05) 5,45(1,3) 6,28(1,5) 2,35(0,56) 3,31(0,79)
100 5,24(1,225) 7,33(1,75) 9,28(2,2) 10,47(2,2) 3,90(0,93) 5,53(1,32)
125 9,2(2,2) 13,4(3,2) 16,34(3,9) 18,85(4,5) 7,42(1,7) 10,05(2,4)
150 15,5(3,7) 21,4(5,1) 26,4(6,3) 30,75(7,5) 11,73(2,8) 15,9(3,8)
200 36(8,6) 50,3(12) 62,9(15) 71,23(17) 26,87(6,4) 38,10(9,1)
250 58,6(14) 90,2(22) 108,9(22) 125,7(30) 46,09(11) 67,04(16)
300 105(25) 142,5(34) 176,0(42) 201,1(48) 79,6(19) 108,9(26)
350 151(36) 213,7(51) 264,0(51) 305,8(73) 113,1(27) 285(68)
400 222(53) 314,3(75) 385,5(92) 444(106) 167,6(40) 235(56)
450 301(72) 431,6(103) 523,7(125) 615,9(147) 226,3(54) 323(77)
500 402(96) 565,7(135) 687,2(164) 804,5(192) 301,7(72) 427(102)
Приложение 19
ЗНАЧЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ МЕСТНОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ В
ТРУБОПРОВОДАХ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ
Элемент теплопровода £
Задвижка нормальная 0,5
Вентиль с косым шпинделем 0,5
Вентиль с прямым шпинделем 0,6
Обратный клапан нормальный 7,0
Компенсатор сальниковый о,з
Компенсатор П-образный 2,8
Отводы гнутые под углом 90 °C со складками:
R = 3 d трубы 0,8
R = 4 d трубы 0,5
Отводы обратные одношовные под углом:
120° 0,7
135° 0,3
150° 0,2
Отводы сварные двухшовные под углом 90° 0,6
Отводы сварные трехшовные под углом 90° 0,5
Отводы гнутые под углом 90° гладкие:
R= 1,0 d трубы 1,0
R = 2 d трубы 0,5
R = 4 d трубы 0,3
Тройники при смешении потока: 1,2
на проход
на ответвлении 1,8
Тройники при разделении потока: 1,0
на проход
на ответвление 1,5
Тройник при встречном потоке 3,0
Внезапное расширение 1,0
Внезапное сужение 0,5
145
146
Приложение 20
ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ НЕКОТОРЫХ ОТОПИТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ
Наименование прибора, тип, марка Площадь поверхно- сти нагрева секции, /, м2 Номиналь- ная плотность теплового потока, «««.Вт/м2 Схема присоеди- нения прибора Расход теплоносителя через прибор С^.кг/с Показатели степени и коэффициент в формуле
п Р
1 2 3 4 5 6 7 8
Радиаторы чугунные секционные: МС-140-108 МС-140-98 МС-90-108 М-90 0,244 0,240 0,187 0,2 758 725 802 700 “Сверху- вниз” 0,005-0,014 0,3 0,02 0,039
0,015-0,149 0,3 0 1
0,15-0,25 0,3 0,01 0,996
Радиаторы стальные панельного типа однорядные: РСВ1-1 РСВ1-2 РСВ1-3 РСВ1-4 РСВ1-5 0,71 0,95 1Д9 1,44 1,68 710 712 714 712 714 “Снизу- . вверх” 0,005-0,017 0,25 0,12 1,113
0,018-0,25 0,25 0,04 0,97
Продолжение приложения 20
1 2 3 4 5 6 7 8
То же, двухрядные:
РСВ2-1 1,42 615
РСВ2-2 1,9 619 “Снизу - 0.005-0.032 0.15 0.08 1.092
РСВ2-3 2,38 620 вниз”
РСВ2-4 2,88 618 0,033-0,25 0,15 0 1
РСВ2-5 3,36 620
Радиаторы сталь- ные панельные типаРСГ2 однорядные:
РСГ2-1-2 0,54 741 “Сверху - 0,006-0,08 0,3 0,025 1
РСГ2-1-3 0,74 747 вниз”
РСГ2-1-4 РСГ2-1-5 0,95 1,19 743 740 “Снизу 0,09-0,25 0,3 0 1
РСГ2-1-6 1,44 733 вверх” 0,006-0,08 0,25 0,08 1
РСГ2-1-7 1,68 733
РСГ2-1-8 1,93 728 0,09-0,25 0,25 0 1
РСГ2-1-9 2,17 729
Тоже, двухрядные: 0,006-0,08 0,3 0,01 1
РСГ2-2-4 1,08 1074 “Сверху
РСГ2-2-5 1,48 977 вниз” 0,09-0,25 0,3 0 1
РСГ2-2-6 1,90 910
РСГ2-2-7 РСГ2-2-8 2,38 3,36 845 683 “Снизу 0,006-0,08 0,25 0,08 1
вверх”
РСГ2-2-9 4,31 597 0,09-0,25 0,25 0 1
Продолжение приложения 20
1 2 3 4 5 6 7 8
Трубы чугунные ребристые:
ТР-1 2 388
ТР-1-1,5 3 388 0,01-0,25 0,25 0,07 1
ТР-2 4 388
Конвекторы настен- ные с кожухом малой глубины типа “Универсал”, “Комфорт-20”,КВ:
КН20-0.400 0,952 420
КН20-0,479 1,140 420
КН20-0.655 1,830 357
КН20-0.787 2,200 358
Конвекторы настен- ные с кожухом малой глубины типа “Универсал”
КН20-1,049 2,940 357
КН20-1.180 3,300 358
КН2 0-1,311 3,370 389 0,01-0,024 0,3 0,18 1
КН20-1,442 КН20-1,573 КН20-1,704 4,039 4,410 4,773 357 357 357 Любая
КН20-1,835 5,140 357 0,025-0,25 о,з 0,07 1
КН20-1,966 5,508 357
Продолжение приложения 20
1 2 3 4 5 6 7 8
Конвекторы без
кожуха типа “Аккорд”:
КА-0,336 0,98 343
КА-0,448 1,3 345
КА-0,560 1,63 344
КА-0,672 1,96 343
КА-0,784 2,28 344
КА-0,896 2,61 343
КА-1,008 2,94 344
КА-1,120 3,26 344 Любая 0,01-0,25 0,2 0,03 1
К2А-0.621 1,95 318
К2А-0.823 2,60 317
Конвекторы без кожуха типа “Аккорд”:
К2А-1.030 3,23 317
К2А-1237 3,90 317
К2 А-1,445 4,56 317
К2А-1.646 5,19 317
К2 А-1,854 5,85 317
К2А-2.061 6,50 317
Продолжение приложения 20
1 2 3 4 5 6 7 8
Конвекторы островные напольные типа “Ритм”: К020-0,915 К020-1.370 К020-2.140 2,130 3,195 4,970 430 429 430 -
0,01-0,24 0,025-0,25 0,35 0,35 0,18 0,07 1 1
Конвекторы островные напольные высокие типа КВ: КВ2О-5,665-600 КВ20-6,80-900 КВ20-7,37-1200 12,78 12,78 443 532 - 0,01-0,25 0,25 0,1 1
Примечание. Отопительные приборы могут быть присоединены по любой из указанных схем: “сверху-вниз”, “снизу-
вверх”, “вверх”, “вниз”. Показатели степени и коэффициент в формуле выбирают с учетом конкретной схемы присоединения
прибора и расхода теплоносителя через него.
Приложение 21
ЧАСОВЫЕ И ДНЕВНЫЕ СУММЫ ПРЯМОЙ СОЛНЕЧНОЙ РАДИАЦИИ НА ГОРИЗОНТАЛЬНУЮ
ПОВЕРХНОСТЬ (Вт-ч/м2)
Месяц Часы Сумма за день
5 С 7 8J |9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Россия
Самара
I 11 36 58 58 36 11 210
II 36 69 105 Ц6 127 116 80 47 696
Ш 36 80 127 163 185 197 174 138 80 47 1227
IV 58 127 208 279 302 313 313 279 232 174 105 47 2437
V И 47 116 208 302 371 418 429 418 38? 338 266 174 105 36 3621
VI 22 69 163 244 3?4 429 451 451 429 418 371 293 221 152 58 4095
VII 58 138 232 329 360 407 418 396 371 313 25J 185 116 47 3625
VIII 22 80 152 244 313 360 371 3$Q 324 279 208 138 58 11 2920
IX 22 80 138 197 232 244 232 221 185 127 69 11 1758
X 47 94 116 105 138 116 80 36 11 743
XI 11 36 58 80 69 58 22 И 345
XII 22 22 47 47 36 22 196
Ростовская область
Цимлянск
I 22 22 47 47 36 22 И 207
II 11 36 58 80 80 94 80 58 36 11 544
Ш 11 36 94 152 174 185 174 152 116 69 36 1199
IV 11 36 105 185 279 324 360 349 302 244 182 105 36 11 2532
V 36 105 197 290 360 440 465 451 38?г 33(1 266 13? 94 22 3598
VI 58 138 244 349 418 487 487 509 465 382 313 208 116 47 4221
VII 36 138 244 360- 451 509 509 523 476 407 302 221 116 36 4323
Vin 22 94 197 302 396 476 497 487 440 360 279 174 94 11 3829
Продолжение приложения 21
Месяц Часы Сумма задень
5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
IX 36 116 208 290 338 371 360 313 255 182 94 22 2588
X 22 80 138 185 208 197 152 138 80 36 1272
XI 11 36 58 80 94 80 69 36 464
XII 11 22 36 36 22 И 138
Чита
I 11 36 80 116 127 105 58 22 555
II 47 116 208 244 244 232 152 80 22 1345
Ш 11 58 138 244 313 360 349 302 244 152 80 22 2273
IV 69 138 208 279 324 338 313 279 232 174 116 58 11 2539
V 11 58 116 221 302 382 418 407 371 302 266 221 152 94 47 3368
VI 11 58 105 197 266 3?8 360 396 360 313 279 232 174 94 58 3241
VII И 36 80 152 197 266 302 313 302 266 232 185 152 80 47 2621
VIII 11 47 105 163 232 290 313 313 279 255 197 127 58 22 2412
IX 36 94 174 255 302 324 324 279 221 163 94 47 11 2324
X И 36 94 163 221 232 221 185 138 80 22 И 1414
XI 11 36 69 116 152 138 116 80 36 11 765
XII 11 36 69 80 80 69 22 И 378
Хаба DOBCK
I 22 94 152 174 174 138 94 22 870
II 22 105 185 255 302 290 255 185 94 22 1715
III 11 69 152 244 324 349 349 302 221 138 58 И 2228
IV 11 47 105 174 244 290 324 324 290 221 152 94 36 2312
V 22 80 163 232 290 338 360 349 324 302 221 163 80 22 2946
VI 11 47 105 163 232 279 324 349 371 360 313 255 185 116 47 3157
vn 22 80 138 197 232 290 338 324 313 279 221 163 94 36 2727
Продолжение приложения 21
Месяц Часы Сумма за день
5 6 7 8 9 10 И 12 13 14 15 16 17 18 19 20
VIII II 58 116 174 232 ?79 302 30? 390 ?55 197 127 69 11 2423
IX .22 94 163 232 290 302 302 379 ?з? 163 94 22 2195
X 36 105 185 2,55 279 266 232 174 94 36 1662
XI 47 127 174 208 208 163 105 36 1068
XII 22 80 138 163 152 116 58 11 740
Украина
Киев
I 22 36 47 47 47 22 221
II 22 47 69 94 105 94 69 36 536
III 11 36 80 116 152 174 185 174 127 80 36 1207
IV 36 80 66 208 232 243 222 208 174 116 69 36 1690
V 22 80 152 232 302 324 312 301 290 232 174 127 66 22 2637
VI 11 47 116 197 279 348 382 396 370 337 290 232 163 94 36 3298
vn 36 105 185 266 337 348 348 337 324 279 222 163 94 36 3080
VIII И 58 138 222 290 324 337 312 290 255 185 116 58 11 2607
IX 11 69 138 208 266 290 255 232 174 138 69 11 1861
X 22 58 94 138 163 163 138 105 58 22 961
XI 11 22 36 47 47 47 22 11 243
XII И 22 47 36 22 11 149
Борисполь
I 11 22 47 47 47 47 22 243
II 36 47 69 94 94 80 36 22 478
III 22 94 116 163 197 J97 174 138 94 36 1231
IV 11 36 80 152 197 232 244 255 208 185 138 80 36 11 1865
V 22 80 197 266 313 349 338 338 279 255 185 116 69 36 2843
VI 11 47 127 208 290 338 360 360 371 324 290 23? 163 105 36 11 3273
Продолжение приложения 21
Месяц Часы Сумма
5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 запень
VII 36 105 208 290 360 382 382 371 360 290 244 163 94 36 3321
VIII 11 69 152 221 290 338 349 338 313 255 185 127 58 22 2728
IX 22 80 163 232 260 279 266 232 185 138 116 36 2015
XI И 22 47 58 58 58 22 И 287
XII 11 22 36 36 36 11 152
Одесса
I 11 22 47 58 58 58 36 11 301
II 22 58 94 105 105 94 69 36 И 594
Ш 36 80 138 185 208 2Q8 197 152 105 47 11 1367
IV 36 116 197 266 338 360 349 313 255 174 105 36 2545
V 22 94 185 290 371 44Q 465 476 429 349 266 174 80 22 3663
VI 47 127 244 349 440 509 545 522 476 407 302 208 116 36 4328
VII 36 127 244 371 476 555 580 555 509 429 338 221 И6 36 4593
VIII 11 80 185 313 407 497 522 497 451 382 279 174 80 11 3889
IX 22 116 221 313 382 418 407 360 290 185 94 22 2830
X 36 94 138 185 2Q8 208 185 127 69 И 1261
XI 22 47 69 80 80 69 47 11 425
XII 22 47 58 58 47 22 254
Бвпатооия
I 22 47 69 80 94 80 58 22 472
II 22 94 105 138 138 127 94 36 11 765
III 47 105 163 208 232 244 208 163 116 58 1544
IV 36 105 185 266 338 360 371 324 266 197 105 36 2589
V 22 58 138 221 313 371 407 407 371 324 244 152 69 22 3119
VI 36 105 208 324 396 465 509 509 476 418 324 197 105 36 4108
VII 47 116 232 360 476 545 591 591 545 451 338 244 116 36 . 4688-..
VIII 22 94 185 290 418 487 534 509 476 407 _22QJ 174 69 22 3977
Продолжение приложения 21
Месяц Часы Сумма
5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 за день
IX 47 U7 221 313 396 429 418 360 279 185 105 11 2891
X 11 47 11$ 197 255 313 302 279 208 127 47 11 1913
XI 11 11 36 58 94 127 138 116 69 47 11 718
XII 11 36 47 69 69 69 36 11 348
Капа; iar
I 11 47 80 105 105 80 58 22 508
II 36 80 116 138 13? 116 94 22 11 751
III 47 94 152 197 221 221 197 163 105 47 1444
IV 36 105 185 255 302 338 349 290 266 197 116 36 2475
V 11 94 174 255 338 407 441 451 429 360 279 197 94 22 3552
VI 47 138 255 371 451 509 534 509 476 418 324 232 138 58 4460
VII 36 152 266 396 487 545 566 555 498 441 338 232 138 36 4686
VIII 94 221 349 441 509 534 509 441 349 302 185 94 11 4039
IX 36 138 255 349 418 451 440 396 313 221 116 22 3155
X 36 105 185 244 266 266 244 174 94 36 1650
XI 36 69 105 138 138 116 69 36 707
XII 11 36 58 69 80 58 36 И 359
Молдова
Киши нев
I 1 11 22 36 69 80 94 80 47 21 461
II 22 69 94 105 116 94 80 47 И 638
Ш 36 105 152 185 197 197 197 152 94 47 1362
IV 36 94 174 255 279 290 266 244 208 152 80 22 11 2111
V И 22 80 152 132 313 338 371 338 290 255 185 127 69 22 И 2816
VI 36 116 208 313 407 440 429 407 371 313 244 163 94 36 3577
VII 36 127 221 313 396 429 476 451 407 360 302 208 116 47 3889
Продолжение приложения 21
Месяц Часы Сумма задень
5 6 7 8 9 10 И 12 13 14 15 16 17 18 19 20
УШ 22 69 174 279 382 440 465 451 382 349 255 163 58 11 3500
IX 22 105 221 290 349 349 349 313 255 144 94 11 2532
X 22 80 138 197 244 232 208 163 80 22 1386
XI 22 36 47 80 80 69 47 22 403
XII 22 36 69 58 47 36 11 279
Грузия
Тбнл ней
I 22 58 105 138 152 127 80 39 718
П 47 94 152 174 185 174 138 80 22 1066
III 36 105 174 232 266 279 244 197 127 58 11 1729
IV 22 94 174 255 324 349 349 313 255 185 105 36 2461
V 11 69 163 266 360 418 465 451 396 302 208 127 58 11 3305
VI 22 J 05 208 313 429 509 567 567 498 396 279 174 94 22 4183
VII 11 80 174 279 382 465 523 534 498 429 324 208 105 22 4044
vni 47 138 255 360 465 523 545 498 418 302 185 69 11 3816
IX 22 94 185 279 360 407 418 371 302 208 94 22 2762
X 47 127 197 255 3Q2 302 255 197 105 22 1809
XI 47 94 127 152 152 127 80 36 826
XII 22 58 105 127 127 105 69 11 624
Азепбай джан
Артема. Octdoi
I 11 36 58 105 138 127 116 80 36 11 718
II 11 47 94 116 152 163 138 116 58 И 906
III 58 105 163 221 255 266 255 208 138 69 11 1749
rv 22 94 163 232 302 313 338 324 302 221 116 36 2463
V 69 163 266 371 440 498 523 523 451 349 208 94 11 3966
Продолжение приложения 21
Месяц Часы Сумма
5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 за день
VI 22 105 244 338 465 580 614 639 567 498 380 255 127 36 4872
vn 22 80 185 313 418 509 580 580 555 487 382 255 105 22 4403
vni 5? 163 255 360 451 498 534 509 44Q 324 185 69 3846
IX 11 69 174 244 324 382 382 360 3Q2 221 105 36 2610
X 22 94 138 221 255 255 244 174 105 36 1544
XI 36 69 127 138 152 138 105 47 812
ХП 11 58 80 94 116 94 58 22 533
Узбекистан
Ташкент
I 11 58 94 127 138 138 127 94 58 11 844
II 36 108 116 149 14? 163 149 127 80. 36 113
III 22 69 116 149 174 199 185 174 149 116 69 22 1444
IV 11 58 94 138 163 185 199 208 199 174 138 105 58 И 1741
V 36 80 116 138 163 185 199 199 185 174 149 116 80 36 1829
VI 11 47 80 105 127 138 149 149 149 149 138 127 105 80 47 11 1601
VII 11 47 69 97 116 125 127 138 138 127 116 105 94 69 47 1426
vin 22 59 80 105 116 127 127 125 116 116 94 80 58 22 1247
IX 47 69 94 Пб 127 138 138 127 116 94 69 36 1171
X И 36 94 116 138 149 149 138 116 94 47 11 1099
XI 22 58 94 116 127 127 116 94 58 22 834
XII 11 47 80 105 116 116 105 80 47 11 718
Саман канл
I 22 80 127 149 163 174 149 116 69 22 1071
п 36 116 149 185 185 185 163 138 105 47 11 1320
ш 36 94 158 208 232 249 244 232 199 149 94 36 1931
IV И 77 127 174 221 266 290 302 266 221 185 138 69 11 2358
V 36 80 127 191 199 208 221 323 232 208 174 138 94 47 11 2198
“ r__________________________________________________________________________Продолжение приложения 21
Месяц Часы Сумма задень
5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
VI 11 47 105 138 163 174 185 199 208 208 185 174 149 116 58 11 2131
VII 47 94 116 138 163 163 174 174 174 163 149 127 116 58 1856
VIII 22 80 116 127 149 163 163 163 163 163 138 116 80 36 1680
IX 47 105 138 149 174 185 185 147 163 149 116 58 1643
X 11 69 116 138 149 163 174 163 149 116 69 11 1328
XI 36 80 116 127 138 Ц9 138 Ю5 69 22 980
XII 11 58 105 127 138 149 127 94 58 111 878
Казахстан
3 !ападн о-Каз1 астанская ctokobi »яст.
I 47 105 138 174 163 138 105 47 917
11 36 105 174 208 232 232 208 163 105 47 1510
III 22 105 174 244 290 302 302 279 232 163 94 22 2229
IV 22 69 116 152 174 197 208 221 208 197 16? 116 69 22 1934
V 11 58 105 138 174 197 208 232 232 232 208 1?5 152 105 47 п 2284
VI 22 69 94 127 138 174 197 221 221 221 208 185 152 116 69 22 2230
VII 22 58 105 138 174 197 208 221 232 221 197 185 152 116 69 22 2317
VIII 36 80 127 152 185 197 221 232 221 197 163 127 80 36 2054
IX 36 80 116 152 174 185 185 174 152 127 80 36 1497
X 11 47 80 116 152 152 152 138 105 69 36 1052
XI И 47 69 105 116 116 94 69 36 11 668
хп 22 69 105 127 127 105 80 22 657
Се иипалатинс! С
I 36 80 127 138 138 116 80 47 762
II 36 94 152 185 197 185 163 127 80 36 1255
III 22 94 163 206 232 244 255 232 197 152 94 22 1915
IV 22 69 127 174 208 232 244 255 232 208 163 127 L69_ 22 _ 2158
Продолжение приложения 21
Месяц Часы Сумма за день
5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
V 11 58 105 138 185 208 232 244 255 244 208 185 152 105 58 11 2399
VI 22 69 105 138 174 197 221 221 232 208 197 185 152 116 69 22 2328
VII 22 58 105 138 174 197 232 244 232 232 221 197 152 105 69 22 2400
VIII 36 80 127 163 197 221 244 232 232 208 174 127 80 36 2157
IX 11 47 80 127 152 174 174 185 174 152 127 80 47 11 1541
X и 47 80 116 152 174 174 152 127 80 47 11 1171
XI 11 47 94 116 127 127 116 80 47 11 776
XII 22 69 105 116 116 105 69 22 624
Апальсю эе мопе
I И 58 116 152 174 174 152 116 58 11 1022
II 36 105 163 197 232 232 208 163 116 47 1499
III 22 1Q5 163 232 279 302 302 279 2.32 163 105 22 2206
IV 22 & 138 185 221 266 266 279 255 221 197 138 80 22 2359
V 11 58 105 152 174 208 221 22.1 221 221 208 185 152 116 58 11 2222
VI 22 58 105 138 163 185 197 208 208 208 197 174 152 116 69 22 2222
vn 11 58 94 127 163 174 197 208 208 206 197 174 138 105 58 J1 2137
VIII 36 80 116 138 163. 134 185 185 174 163 152 116 80 36 1798
IX 11 47 80 105 138 152 152 16.3 16.3 138 116 80 36 11 1392
X И 47 94 127 152 163 ЮЗ 152 127 94 47 11 1188
XI И 47 94 116 127 127 116 94 58 11 801
XII 36 80 116 127 127 116 80 36 718
Алмг ТЫ
I 11 58 116 152 174 174 163 116 69 11 1044
II 47 105 163 208 232 232 208 174 116 47 1532
III 22 80 138 174 208 2.32 221 208 174 127 80 22 1685
IV 11 56 105 138 174 197 221 208 208 185 152 105 58 11 1831
160
Продолжение приложения 21
Месяц Часы Сумма задень
5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
V 36 80 127 163 185 208 221 221 221 197 174 127 94 36 11 2101
VI 11 47 94 127 163 185 208 208 2Q8 208 197 163 138 94 47 11 2109
VH И 47 80 116 138 152 163 174 174 185 174 152 127 94 47 11 1845
VIII 22 69 105 127 152 163 163 163 153 152 138 105 69 22 1631
IX 36 69 105 127 138 152 152 152 127 116 80 36 1290
X 11 47 94 116 127 138 152 138 116 94 47 11 1091
XI 22 69 105 127 138 138 127 105 58 22 911
XII 11 47 94 116 138 138 127 94 22 11 798
Приложение 22
ЧАСОВЫЕ И ДНЕВНЫЕ СУММЫ РАССЕЯННОЙ СОЛНЕЧНОЙ РАДИАЦИИ НА ГОРИЗОНТАЛЬНУЮ
ПОВЕРХНОСТЬ (Вт-ч/м2)
Месяц Часы Сумма за день
5 6 7 8 9 10 и 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Россия
Сам аоа
I 22 5? 94 105 1Q5 94 69 22 569
II 22 58 105 138 16? 163 138 1Q5 58 22 972
Ш 2? 69 127 174 208 221 221 191 163 116 58 22 1592
IV 22 58 105 138 185 208 221 232 208 185 152 105 58 22 1888
V 11 47 94 127 152 185 197 208 208 185 185 163 127 94 58 2041
VI 22 69 94 127 163 185 197 208 221 208 185 163 138 105 69 2154
VII 36 58 94 127 163 197 206 221 232 221 208 174 138 105 58 2240
VIII 36 69 116 138 174 197 208 208 197 174 152 116 80 36 1901
IX 36 69 116 138 163 174 174 163 J38 116 69 3$ 1392
X 36 69 94 187 127 127 116 94 68 22 881
XI 22 58 80 94 94 80 58 22 508
XII 11 36 69 80 80 69 36 11 392
Ростовская область
Пимл ннск
I 11 36 69 116 116 116 105 69 36 11 685
II 22 69 116 163 185 174 163 127 69 22 1110
III 22 69 116 152 197 221 208 197 163 11 58 22 1541
IV 58 105 138 174 185 197 197 197 174 138 205 58 11 1748
V 94 138 174 208 232 244 244 244 221 174 138 94 47 2310
VI 22 58 105 138 174 27.1 221 221 221 221 208 174 152 105 58 2299
VII И 58 94 127 152 174 197 221 208 208 197 185 138 10? 58 2133
VIII 22 69 105 133 163 174 185 197 185 174 152 116 69 _J6_ 1791
Продолжение приложения 22
Месяц Часы Сумма
5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 задень
IX 11 36 80 116 138 Ш Г74 174 163 163 116 80 36 1461
X И 47 80 116 138 152 152 152 116 80 36 11 1091
XI 11 47 80 105 116 116 105 69 36 11 696
XII 22 47 80 94 94 80 58 22 497
Чи га
I 22 69 94 105 Ю5 94 69 22 580
II 22 69 105 116 127 127 127 105 69 22 889
III 22 69 116 138 163 174 185 185 163 127 80 22 1444
IV 22 58 105 174 197 232 244 255 255 221 185 127 80 22 1935
V 11 47 94 127 16? 185 208 244 255 266 232 197 152 105 58 11 2355
VI 22 58 105 138 174 197 232 232 255 244 232 197 152 127 69 22 2456
VII 11 58 10? 138 185 208 132 255 255 244 221 185 138 105 58 22 2420
vin 22 69 116 163 185 208 221 208 208 185 152 116 69 22 1944
IX 22 69 94 116 138 152 152 152 127 105 69 22 1521
X 36 80 105 127 138 138 13? 116 80 36 994
XI 36 69 94 105 105 94 69 36 608
XII 11 47 69 94 94 80 58 11 464
Хабаровск
I И 47 80 Нб 127 138 116 80 47 762
П 36 80 116 138 152 152 138 116 80 22 1030
III 36 94 152 197 221 232 232 221 185 138 80 22 1810
IV 22 69 127 185 232 266 279 266 244 221 185 127 69 11 2303
V 11 47 94 138 185 221 244 266 266 244 221 185 138 94 47 И 2412
VI 22 58. 105 163 197 244 255 279 279 255 221 185 152 105 58 11 2589
vn 11 58 105 152 197 244 266 279 266 255 221 185 138 94 47 11 2529
vm 22 69 127 169 208 244 255 266 232 208 163 116 69 22 2170
IX 36 80 127 163 174 185 185 174 152 116 69 36 1497
Продолжение приложения 22
Месяц Часы Сумма
5 6 7 8 9 10 11 12 J3 14 1.5 16 17 18 19 20 задень
X 11 47 80 116 138 152 138 138 105 80 36 11 1052
XI 11 47 80 105 116 116 105 80 47 11 718
XII 36 69 94 105 116 94 69 36 619
Украина
Ки< ;в
I 22 47 94 116 116 Ю5 80 47 11 638
II 22 47 94 138 152 152 127 116 69 36 953
III 11 47 105 152 199 221 208 199 163 127 80 36 1548
IV 22 58 105 152 185 232 244 257 244 208 174 127 69 22 2099
V 11 47 94 152 199 221 255 290 266 244 244 208 152 116 58 11 2568
VI 11 58 105 163 221 232 2?5 279 266 266 255 221 166 138 80 22 2738
vn 22 58 105 152 185 208 255 266 279 255 255 208 163 1J6 58 22 2607
VIII 22 69 116 163 185 221 232 244 232 208 J85 152 94 36 2159
IX 11 47 80 127 174 185 185 199 182 174 127 80 36 11 1621
X 11 36 80 116 138 152 152 138 116 80 36 11 1066
XI 11 36 69 80 94 94 80 69 36 11 580
20L 11 47 80 8Q 80 69 58 22 447
Борис ПОЛЬ
22 69 106 127 127 1Q5 69 36 660
II 22 58 116 163 174 174 152 116 69 22 1066
III 22 69 105 152 199 208 208 185 152 116 69 22 1507
IV 11 58 Ц6 163 208 232 244 244 232 199 163 116 58 11 2055
V 11 58 105 152 185 232 266 279 279 269 244 208 163 116 47 11 2625
VII 2? 69 116 163 208 255 279 290 290 279 244 221 174 127 80 22 2839
VIII 22 69 116 163 199 232 266 279 290 266 244 208 174 116 69 22 2735
IX 36 80 127 174 208 244 255 266 232 221 185 127 80 22 2257
X 47 94 127 163 199 221 208 199 174 138 47 22 1639
Продолжение приложения 22
Месяц Часы Сумма задень
5 7 8 9J 10 1 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
XI 36 80 116 152 152 152 127 116 80 36 1047
XII 22 58 80 94 94 69 58 22 497
Евпатория
1 11 36 80 127 152 138 116 80 36 И 1003
II 22 69 116 163 174 174 163 116 80 22 1099
III 2? 69 127 174 208 221 221 2Q8 174 127 69 22 1282
IV 11 58 116 103 208 221 232 232 221 185 152 116 58 11 1984
V 22 80 127 185 221 255 266 255 255 221 185 152 94 36 2354
VI И 47 105 152 18$ 208 232 232 232 221 208 174 1$2 116 61 11 2347
VII 11 47 105 138 163 18$ 208 208 208 199 185 163 138 94 58 11 2121
VIII 22 69 116 152 174 158 185 199 185 174 152 116 69 22 1820
IX 11 47 94 127 163 174 185 W 163 138 94 47 И 1638
X 1? 58 105 138 J63 174 174 152 127 94 47 11 1252
XI 22 58 105 138 152 138 127 105 58 11 11 925
XII 1 11 36 1 69 1 105 116 116 I 94 J 69 1 36 ! 111 11 1 663
Одесса
I 11 36 80 116 127 127 105 69 36 11 638
II 22 80 116 152 174 163 152 116 69 22 106.6
III 22 80 138 174 208 221 221 208 163 127 69 22 1653
IV 22 69 127 174 208 232 244 244 232 208 163 116 69 11 2119
V 11 47 105 152 185 221 232 244 244 232 221 185 138 94 47 2358
VI 22 69 116 152 185 208 232 232 232 208 208 185 152 105 58 11 2375
VII 11 58 105 138 174 199 208 221 221 199 199 163 138 94 47 11 2186
VIII 36 80 116 152 174 185 199 199 185 174 152 116 69 22 1859
Продолжение приложения 22
Месяц Часы Сумма за день
5 6 7 8 9 10 | 11 | 12 13 | 14 15 | 16 | 17 | 18 19 | 20
IX 47 94 127 152 185 185 185 174 152 127 80 36 1544
X Ц 47 105 138 163 174 174 163 127 94 47 11 1254
XI и 47 80 116 127 116 105 80 47 11 740
XII 22 69 94 116 116 94 69 36 616
Кападаг
I 11 47 94 127 152 152 138 105 58 22 906
II 36 80 127 163 185 185 174 138 94 47 1229
III 22 69 127 174 208 232 232 221 185 138 80 36 1724
IV 11 58 116 163 208 244 255 255 232 221 174 127 69 22 2155
V 36 94 138 185 232 255 266 255 244 232 185 152 105 47 11 2437
VI 11 58 94 138 185 199 221 244 244 232 208 185 152 105 58 22 2356
VII 11 47 94 127 163 185 208 2Q8 221 208 199 138 138 J05 58 И 2121
VIII 22 69 116 138 163 185 199 208 199 174 152 116 80 36 1857
IX М 80 116 138 163 185 185 174 152 127 80 47 11 1494
X 11 47 94 138 163 174 174 163 138 105 47 11 1265
XI И 58 94 116 138 138 116 94 58 22 845
2Ш 36 69 105 116 116 105 80 J 47 11 685
Молдова
Киши нев
I 36 80 116 127 127 116 80 36 718
II 22 69 105 152 174 163 152 116 69 22 1044
III 22 69 116 163 208 221 221 199 174 127 69 22 1611
IV 22 69 127 174 708 255 266 266 255 221 174 127 69 11 2244
V 47 105 152 199 232 266 279 279 266 244 208 152 105 47 2581
VI 22 69 116 163 199 249 266 279 279 279 255 221 185 127 69 22 2800
VII 11 58 10? 152 199 232 255 266 266 266 244 199 152 105 47 И 2568
VIII 22 80 127 174 199 221 232 244 244 208 185 136 80 22 2174
Продолжение приложения 22
Месяц Часы Сумма за день
5 L 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 | 17 | 18 19 20
IX 47 94 127 174 185 208 206 199 174 111 94 36 1673
X Ц 47 94 127 152 153 174 163 138 94 47 1210
XI 11 36 69 94 105 105 94 69 36 11 630
XII 22 58 94 94 105 94 58 22 547
Грузия
Тбил ней
I 11 47 94 1 127 152 152 138 105 58 22 906
II 22 69 116 163 185 185 174 105 47 11 1229
III 11 69 127 174 208 232 232 221 185 138 94 36 1717
IV 11 58 105 152 199 221 244 244 232 19? >63 Ц6 58 11 2013
V 36 80 138 174 199 232 232 232 221 199 163 127 80 36 2149
VI 11 47 ?4 127 174 20? 208 221 208 221 199 163 127 94 47 11 2160
VII 36 94 138 174 208 221 232 232 199 185 163 >27 94 47 >1 2274
VIII 22 69 116 163 185 208 208 199 199 174 152 116 69 22 1902
IX 36 80 127 163 185 185 185 174 13? J16 69 36 1494
X И 58 94 127 163 174 153 152 127 80 47 11 1207
XI 22 69 105 127 138 138 127 94 47 1 878
XII 11 47 80 116 127 127 116 80 47 11 762
Азеоба» кджан
Артема. Остро) 3
I 11 47 94 127 138 127 94 58 11 845
II 22 69 И6 163 174 185 174 127 80 36 1146
III 22 69 127 85 221 132 232 208 174 127 69 22 1688
IV 11 6? 138 199 266 302 323 323 290 209 185 127 69 11 2541
V 47 94 163 208 232 252 255 255 232 232 185 152 94 36 2440
VI 11 58 105 152 199 208 208 221 221 221 199 174 152 105 47 11 2292
vn 11 47 105 163 185 232 244 224 244 208 199 174 138 105 47 11 2357
Продолжение приложения 22
Месяц Часы Сумма задень
5 | 6 7 8 9 10 11 | 12 | 131 | 14 I 15 1 16 I 17 18 1 19 I 20
VIII 22 80 127 174 208 221 232 232 208 174 152 127 80 22 2058
IX 47 105 152 185 208 221 221 199 174 138 94 36 1780
X 11 58 105 152 174 199 199 163 138 105 58 11 1375
XI 22 58 105 127 138 152 138 ЮЗ 69 22 936
XII 11 47 80 116 138 138 116 80 47 11 784
Узбекистан
Ташкент
I И 58 94 127 13? 138 127 94 58 11 844
II 36 108 116 149 149 163 149 127 90 36 1113
III 22 69 116 149 174 199 185 174 149 116 69 22 1444
IV 11 53 94 138 163 185 199 208 199 174 138 105 58 11 1741
V 36 80 116 |3? 103 1?5 199 199 185 174 149 115 80 36 1829
VI 11 47 80 105 127 138 149 149 149 149 138 127 105 80 47 И 1601
VII 11 47 69 97 116 125 127 138 138 127 116 105 94 69 47 1426
VIII 22 59 80 105 116 127 127 125 116 116 94 80 58 22 1247
IX 47 69 94 116 127 138 138 127 116 94 69 36 1171
X 11 3$ 94 11$ 138 149 149 13? 116 94 47 11 1099
XI 22 58 94 116 127 127 Н$ 94 58 22 834
XII И L 47 80 105 116 116 105 80 47 11 718
Саман канд
I 22 80 127 149 163 174 149 116 69 22 1071
II 36 116 149 185 185 185 163 138 105 47 11 1320
III 36 94 158 208 232 249 244 232 199 149 94 36 1931
IV 11 7? 127 174 221 266 290 302 266 221 185 138 69 11 2358
V 36 80 127 191 199 208 221 232 232 20? 174 138 94 47 11 2198
VI 11 47 105 138 163 174 185 199 208 208 185 174 149 116 58 11 2131
1VII 47 94 116 138 163 163 174 174 174 163 149 127 116 58 1856
Продолжение приложения 22
Месяц Часы Сумма
5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 | 15 16 | 17 18 19 20 задень
VIII 22 80 116 127 149 163 163 163 163 163 138 116 80 36 1680
IX 47 _Щ5_ 149 174 185 185 174 163 149 116 58 1643
X И 69 116 1?8 149 163 174 163 149 116 69 11 1328
XI 36 _80_ 1)6 127 138 149 138 105 69 22 980
XII 11 58 105 127 138 149 127 94 58 11 878
Казахстан
3 (апално-Каш астанская стоком 1ЯСТ.
I 47 105 138 174 163 138 105 47 917
п 36 105 174 208 232 232 208 163 Ю5 47 1510
ш 22 105 174 244 290 302 302 279 232 163 94 22 2229
IV 22 69 116 15? 174 197 208 221 208 197 163 116 69 22 1934
V 11 58 105 138 174 197 208 232 232 232 208 18? 152 105 47 11 2284
VI 22 69 94 127 138 174 197 221 221 221 208 185 152 116 69 22 2230
vn 22 58 105 138 174 197 2Q8 221 232 221 197 152 152 116 69 22 2317
vin 36 80 127 152 185 197 221 ?32 221 197 163 127 80 36 2054
IX 36 80 116 152 174 185 185 174 152 1?7 80 36 1497
X 11 47 80 116 152 152 152 138 105 6? 36 1052
XI 11 47 69 105 116 116 94 69 36 Ц 668
XII 22 69 105 127 127 105 80 22 657.. _
Се инпалатннс) К
I 36 80 127 138 138 116 80 47 762
II 36 94 152 185 197 185 163 127 8Q 36 1255
III 22 94 J63 208 232 244 255 232 197 152 94 22 1915
IV 22 69 127 174 208 232 244 255 232 208 163 127 69 22 2158
V 11 58 105 138 185 208 232 244 255 244 208 185 152 105 58 11 2399
VI 22 69 105 138 174 197 221 221 232 208 }97 185 152 116 69 22 2328
VII 22 58 105 138 174 197 232 244 232 232 221 197 152 105 69 22 2400
169
Продолжение приложения 22
Месяц Часы Сумма
5 | 6 7 8 9 10 11 ! 12 1 13 | 14 | 15 16 | 17 1 18 | 19 | 20 задень
VIII 36 80 127 163 197 221 244 232 232 208 174 127 80 36 2157
IX 11 47 80 127 152 174 174 185 174 152 127 80 47 11 1541
X 11 47 80 116 152 174 174 152 127 80 47 И 1171
XI 11 47 94 Ц6 127 127 116 80 47 11 776
XII 22 69 105 116 116 105 69 22 624
Ad альск< >е моие
I 11 58 116 152 174 174 152 116 58 11 1022
II 36 105 163 197 232 232 208 163 116 47 1499
III 22 105 163 232 279 302 302 279 232 163 105 22 2206
IV 22 69 13$ ш 221 266 266 279 255 221 197 138 80 22 2359
V 11 58 105 152 174 208 221 221 221 221 208 185 152 116 58 11 2222
VI 22 58 105 138 163 185 197 208 208 208 197 174 152 116 69 22 2222
VII 11 58 94 127 163 174 197 208 208 208 197 174 138 105 58 11 2137
VIII 36 80 116 138 163 174 18? 185 174 163 152 116 8Q 36 1798
IX 11 47 80 105 138 152 152 163 163 138 116 80 36 11 1392
X 11 47 94 127 152 163 163 152 127 94 47 11 1188
XI 11 47 94 110 127 127 1J6 94 58 11 801
XII 36 80 116 127 127 116 80 36 718
Алма ТЫ
I 1| 58 116 152 174 174 163 116 69 11 1044
II 47 105 163 208 232 232 208 174 116 47 1532
III 2? 80 138 174 208 232 221 208 174 127 80 22 1686
IV 11 58 105 138 174 197 22| 208 20? 185 15? 1Q5 5? Ц 1831
V 36 80 127 163 185 208 221 221 221 197 174 127 94 36 11 2101
VI 11 47 94 1?7 163 1?5 208 208 208 208 197 163 138 94 47 11 2109
VII 11 47 80 116 13? 152 16? 174 174 185 174 152 127 94 47 11 1845
VIII 22 69 105 127 152 163 163 163 163 152 138 105 69 22 1631
170
Продолжение приложения 22
Месяц Часы Сумма задень
5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
IX 36 69 105 127 138 152 152 152 127 116 80 36 1290
X 11 47 94 116 127 138 152 138 116 94 47 11 1091
XI 22 69 105 127 138 138 127 105 58 22 911
XII И 47 94 116 138 138 127 94 22 11 798
Приложение 23
СРЕДНЯЯ МЕСЯЧНАЯ И ГОДОВАЯ ТЕМПЕРАТУРА ВОЗДУХА, °C
Республика, край, область, пункт I II III IV V VI VII VIII IX X XI хп Год
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
Республика Адыгея Майкоп -1,4 0,3 Р 4,1 ЭССИ 11,3 Иска 16,5 ЯФВД 19,7 ЕРАЦ 22,2 (Я 21,9 17,1 11,2 63 1,4 юз
Республика Алтай Барнаул -17,5 -16,1 -9,1 2,1 11,4 17,7 19,8 16,9 10,8 2,5 -7,9 -15,0 1,3
Бийск -17,7 -16,5 -93 2,3 11,3 17,2 19,2 163 10,5 2,6 -8,1 -15,1 1,1
Амурская область Благовещенск -24,1 -18,7 -9,1 2,7 11,1 17,9 21,4 19,1 12,2 2,2 -11.5 -21,8 0.1
Зея -30,1 -23,8 -13,6 -0,6 8,4 15,3 18,6 15,7 9,0 •2,4 -17,8 -28,0 -4 1
Тында -31,7 -25,9 -16,2 -3,8 6,0 13,4 17,1 13,9 63 -5,7 -21,5 -303 -6,5
Архангельская область Архангельск -12,9 -12,5 -8,0 -0,9 6,0 12,4 15,6 13,6 7,9 1,5 -4,1 -9,5 0,8
Мезень -14,3 -13,7 -9,5 -2,6 3,4 9,9 13,6 11,9 6.6 •0,2 -6,2 -11,4 -1,1
Онега -12,0 -11,6 -7,2 0,1 6,4 12,7 15,9 13,9 8,4 1,9 -3,6 9,0 1,3
Астраханская область Астрахань -6,7 -5,6 0,4 9,9 18,0 22,8 25,3 23,6 17,3 9,6 2,4 -33 9,5
Республика Башкортостан Уфа -14,9 -13,7 -6,7 4,4 13,3 173 18,9 16,8 11,1 2,8 -5,1 -113 2,8
Белгородская область Белгород -8,5 -6,4 -2,5 7,5 14,6 17,9 19,9 18,7 12,9 6,4 0,3 -4,5 6,4
Брянская область Брянск -9,1 -8,4 •3,2 5,9 12,8 16,7 18,1 16,9 31.5 5,0 -0,4 -5,2 5.1
Республика Бурятия Баргузин -27,4 -23,7 -12,1 -0,3 7,8 15,1 18,4 15,9 8,6 -0,6 -12,8 -233 -2,9
Кяхта -21,9 -183 -8,6 2,0 9,5 16,6 18,9 16,4 9,2 0,6 -10,5 -193 -0,4
Монды -19,9 -17,6 -10,1 -1,8 5,6 12,1 14,2 1X0 5,5 -23 -11,8 -18,2 -2,7
Улан-Удэ -24,8 -21,0 -10,2 1,1 8,7 16,0 19,3 16,4 8,7 -0,2 -12,4 -21,4 -13
Владимирская область Владимир -11,1 -10,0 -4,3 4,9 12,2 16,6 17,9 16,4 10,7 3,7 -2,7 -7,5 3,9
Муром -11,5 -10,9 -4,9 4,7 12,5 16,7 18,7 17,2 11,3 4,1 -2,3 -83 4,0
Волгоградская область Волгоград -9,1 -7,6 -1,4 10,0 17,0 21,0 23,4 22,0 163 7,5 1,4 -4,2 8,0
Котельниково -7,4 -6,8 -0,8 9,5 17,0 213 24,0 22,7 163 83 1,9 3,7 8,5
Эльтон -10,2 -10,1 '3,0 9,1 17,3 22,2 24,6 23,1 16,1 7,4 -0,1 -6,7 7,5
Вологодская область Вологда -12,6 -11,6 -5,9 2,3 9,6 14,9 16,8 15,0 9,1 2,5 -3,5 -8;9 2,3
Никольск -13,8 -12,9 -6,6 2,0 9,0 14,5 16,8 14,5 8,5 1,6 -4,6 -10,8 1,5
Воронежская область Воронеж -9.8 -9,6 -3,7 6.6 14,6 17,9 19,9 18,6 13.0 5.9 -0,6 -6,2 5,6__
171
Продолжение приложения 2.
Республика Дагестан Дербент 1,5 1,7 4,1 9,4 16,1 21,4 24,7 24,5 20,1 14,4 8,7 4,3
Махачкала Ивановская область -0.5 0,2 3,5 9,4 16,3 21,5 24,6 24,1 19.4 13,4 73 2,6 11,£?
Иваново -11,9 -10,9 -5,1 4,1 11,4 15,8 17,6 15,8 10,1 3,5 -3,1 -8,1 3,3
Кинешма Иркутская область -П.7 -11,3 -5,6 3,4 11,1 15,9 18,2 15,9 10,0 3,3 -3,5 -9,1 3.0
Братск -20,7 -19,4 -юз -13 6,2 14,0 17,8 14,8 8,1 -0,5 -9,8 -18,4 -1,6
Илммск -25,4 -22,0 -12,6 -1,6 6,3 143 17,6 143 6,6 -2,0 -14,8 -23,8 -3,6
Иркутск -20,6 -18.1 -9,4 1,0 8,5 14,8 17,6 15,0 8,2 0,5 -10,4 -18,4 0,9
Тайшет Кабардино- Балкарская Республика -19,5 -173 •9,1 0,7 8,4 15,8 18,3 15,0 8,3 0,2 -10,6 -18,4 -0,7
Нальчик Калининград- ская область -4,0 -2,8 1,8 9,5 15,4 19,1 21,6 21,0 16,0 9,4 3,8 -1,3 9,1
Калининград Республика Калмыкия — Хальмг Тангч -3,1 -2,5 0,6 63 11,6 15,2 17,3 16,7 13,0 7,8 2,9 0,9 7,1
Элиста Калужская область -6,8 -6,2 -0,3 9,5 16,9 21,5 24,4 233 16,8 8,9 2,1 -2,9 8.9
Калуга Камчатская область -10,1 -8,9 -3,9 4,8 12,3 16,2 18,0 16,5 11,0 4,7 -1.5 -6,5 4,4
Апука— Корякский АО -10,9 -13,1 -11.9 -6,5 0,7 6,1 93 10,4 6,5 -1,7 -8,5 -12,1 -2,6
Ича — -12,0 -12,6 -9,3 -3,2 2,1 6,3 10,3 11,4 8,7 3,1 -4,0 -9,0 -0,7
Мильково -19,9 -17,0 -11,9 -2,5 5,2 11,6 15,0 13,6 8,0 03 -10,9 -17,6 •2J
О.Беринга -3,5 -3,8 -3,0 -0,8 2,0 53 8,6 10,5 8,9 4,5 0,1 -2,5 2,2
Петропавловск- Камчатский -7,5 -7,5 -4,8 -0,5 3,8 8,3 12,2 133 10,1 4,8 -1,7 -5,5 2,1
Усть-Камчатск Карачаево- Черкесская Республика -11,4 -113 -9,0 -3,6 1,6 6,8 ИЗ 12,2 9,0 2,6 -4,7 -9,7 -0,5
Черкесск Республика Карелия -4,4 -2,3 1,5 9,0 14,8 18,3 21,1 20,6 15,7 9,6 3,7 -1,1 8,8
Кемь -10,6 -10,8 -6,9 -1,0 4,5 10,5 13,8 13,1 8,4 23 -2,8 -7,1 и
Петрозаводск Кемеровская область -11,1 -10,4 -5,4 1,3 7,6 13,6 15,7 14,1 8,9 2,9 -2,6 -7,2 2,3
Кемерово -18,8 -16,9 -9,8 1,0 9,7 16,3 18,8 15,4 9,5 1,3 -9,6 -16,9 0,0
Мариинск Кировская область -17,8 -163 -9,3 0,8 9,0 15,9 18,3 15,2 9,1 1,0 •9,1 -16,2 0,1
Вятка Республика Коми -14,4 -12,9 -6,7 2,2 10,0 15,4 17,9 15,3 9,0 1,5 -5,7 -11,8 1,6
Воркута -20,3 -20,6 -16,5 -9,0 -2,8 5,8 12,4 9,5 3,8 -5,1 -13,6 -15,7 -6,0
Печора -19,5 -17,7 -И,6 -3,4 3,4 ил 16,0 12,3 6,1 -2,5 -10,6 -15,6 -2,7
Сыктывкар -15,6 -14,1 -7.7 1.0 7.6 14.0 16.7 14.0 7.8 0,3 ^6 7 -12.9 0,4
172
Продолжение приложения 23
Ухта -173 -15,8 -8,9 -0,5 5,4 12,1 15,7 12,7 6,6 -1,4 -8,5 -13,6 -1,1
Костромская область Кострома Краснодарский -11,8 -11,1 -5,3 34 10,9 15,5 17,8 16,1 10,0 3,2 -2,9 -8,7 3,1
край Краснодар -1,6 -0,6 4,3 11,3 17,0 20,7 23,3 22,7 17,6 11,4 5,6 1,1 11,1
Сочи 5,9 6.1 84 11,7 16,1 19,9 22,8 23,1 19,9 15,7 П,7 84 14,1
Тихорецк -3,5 -2,1 2,8 11,1 16,6 20,8 23,2 22,6 17,3 10,1 4,8 -0,1 10,3
Красноярский край Ачинск Эвенкийский АО -17,7 -15,6 -9,1 0,4 8,6 15,6 17,9 15,0 9,0 0,6 -9,3 -16,3 -0,1
Богучаны -24,4 -22,4 -12,1 -0,5 74 15,7 18,8 14,9 8,0 -0,5 -13,4 -22,8 -2,6
Вельмо -27,6 -24,8 -14,8 -3,7 4,3 13,1 16,8 12,7 6,1 -3,7 -18,1 -26,5 -5,5
Диксон — -25,6 -25,7 -24,3 -17,2 -8,1 ол 4,6 5,0 1,6 -7,3 -17,6 -22,3 -11,4
Игарка -28,1 -26,3 -20,0 -10,8 -2,0 8,5 15,1 11,5 5,1 -6,5 -20,8 -26,2 -8,4
Красноярск 18,2 -16,8 -7,8 2,6 9,4 16,6 19,1 15,7 9,4 1,5 -8,8 -16,3 0,5
Минусинск Таймырский АО -20,8 -19,0 -8.9 3,0 10,5 17,2 19,8 16,9 10,0 1,9 -8.9 -17,8 о,з
Дудинка — -28,0 -26,9 -22,8 -15,0 -5,9 5,1 13,2 10,5 3,8 -84 -21,1 -25,6 -10,1
Енисейск -22,0 -19,5 -10,7 -0,9 7,1 15,1 18,5 14,9 84 -0,5 -12,3 -20,7 -1,9
Ярцево Курганская область -23,6 -21.5 -12,9 -2,7 5,1 14,3 18,2 14,0 7,6 -1,8 -14,7 -22,3 -3,4
Курган Курская область -17,7 -16,6 -8,6 4,1 12,6 17,2 19,1 16,3 10,9 2,4 -74 -14,3 1,5
Курск Липецкая -9,3 -7,8 -3,0 6,6 13,9 174 18,7 17,6 12,2 5,6 -0,4 -54 5,5
область Липецк Ленинградская область -10,3 -9,5 -4,4 5,5 13,8 18,0 204 18,5 12,5 5,5 -1,5 -7,1 5,1
Санкт-Петербург Магаданская -7,8 -7,8 -3,9 3,1 9,8 15,0 17,8 16,0 10,9 4,9 -0,3 -5,0 4,4
область Магадан (Нагаева бухта) -17,0 -16,0 -12,6 -5,7 1,3 6,6 Н,2 П,5 7,1 -2,4 -11,4 -15.0 -3,5
Сусуман -38,2 -34,5 -27,2 -13,3 1,6 10,8 13,3 104 2,1 -14,9 -314 -37,5 -13,2
Республика Марий Эл Йошкар-Ола -14,0 -12,9 -6,4 3,6 11,6 164 18,0 16,2 104 2,7 -4,3 -9,8 2,6
Республика Мордовия Саранск Московская -12,3 -11,7 -5,9 4,8 13,1 17,3 19,2 17,7 11,6 4,1 -3,0 -8,7 3,9
область Дмитров -10,4 -9,5 -4,4 4,3 11,5 15,7 17.5 15,7 10,3 4,0 -2,4 -74 3,8
Кашира -10,9 -9,8 -4,6 4,6 12,2 16,3 17,8 16,5 и,о 4,1 -2,3 -7,0 4,0
Москва Мурманская область -10,2 •9.2 -4,3 4,4 11,9 16,0 18.1 16,3 10,7 4,3 -1,9 -7,3 4,1
Кандалакша -11,8 -12,1 -7,8 -1.6 4,1 10,6 14,8 12,7 7,1 _j44_ -8,5 0.4
173
Продолжение приложения 23
Мончегорск -12,8 •12,7 -8,6 -2,5 3,4 10,2 13,8 12,0 6,6 0,2 -5,4 -9,7 -0,5
Мурманск Нижегородская область -10,5 -10,8 -6,9 -1,6 3,4 9,3 12,6 п.з 6.6 0,7 -4,2 -7,8 0,2
Арзамас -12,4 -11,9 -6,5 3,5 12,0 16,9 18,8 17,2 10,8 3,5 -3,6 -9,4 3,2
Нижний Новгород Новгородская область -11,8 -11,1 -5,0 4,2 12,0 16,4 18,4 16,9 11,0 3,6 -2,8 -8,9 3,6
Новгород Новосибирская область -8,7 -8,7 -4,3 3,3 10,4 15,2 17,3 15,4 10,3 4,2 -0,9 “5,9 4,0
Барабннск -19,9 -18,3 -11,8 0,5 10,1 16,4 18,5 15,5 9,8 1J -92 -17,0 -0,4
Новосибирск Омская область -18,8 -17,3 -10,1 1,5 10,3 16,7 19,0 15,8 10,1 1.9 -92 -16,5 0,2
Омск Оренбургская область -19,0 -17,6 -10,1 2,8 11,4 17,1 18,9 15,8 10,6 1,9 -8,5 -16,0 0,6
Оренбург Орловская область -14,8 -142 -7.3 5,2 15,0 19,7 21,9 20,0 13,4 4,5 -4,0 -11,2 4,0
Орел Пензенская область -9,7 -8,8 -4,0 5,6 13,0 16,9 18,5 17,1 11,7 5,1 -0,9 -5,6 4,9
Пенза Пермская область -122 -11,3 -5,6 4,9 13,5 17,6 19,6 18,0 11,9 4,4 -2,9 -9,1 4,2
Пермь Приморский край -15,3 • 13,4 -6,9 2,6 10,2 15,7 18,0 15,4 9,3 1,4 -6,3 -12,7 1,5
Анучино -20,3 -16,0 -5,9 5,0 12,1 17,0 21,1 20,6 13,7 5,7 -5,7 -16,7 2,6
Владивосток -13,1 -9,8 -2,4 4,8 9,9 13,8 18,5 21,0 16,8 9,7 -0,3 -9,2 5,0
Преображение Псковская область -8,7 -6,7 -1,4 4,2 8,4 11,8 16,6 192 15,6 92 1,1 -6,3 5,3
Великие Лукн -8,6 -7,7 •3,2 4,9 11,5 15,7 17,1 15,8 10,7 5,1 “0,1 -5,2 4,7
Псков Ростовская область -7,5 -7,5 -3,4 42 11,3 15,5 17,4 15,7 10,9 5,3 0,0 -4,5 4,8
Миллерово -8,1 -7,4 -2,0 8,4 15,8 19,6 22,0 21,0 14,9 7,2 0,9 4,6 73
Ростов-на-Дону -5,7 48 0,6 9,4 162! 20,2 23,0 22,1 16,3 92 2,5 -2,6 8,9
Таганрог Рязанская область -5,2 -4,5 0,5 9,4 16,8 21,0 23,7 22,6 17,1 9,8 3,0 -2,1 93
Рязань Самарская область -11,0 -10,0 47 52 12,9 17,3 18,5 17,2 11,6 4,4 -2,2 -7,0 4.3
Самара Саратовская область -13,5 -12,6 -5,8 5,8 14,3 18,6 20,4 19,0 12,8 42 -3,4 -9,6 42
Саратов Сахалинская область -11,0 -11,4 -4,8 6,6 15,0 19,4 21.4 19,9 14,0 5,4 -2,0 -8,3 5,3
Курильск -5,2 -6,7 -4,0 1.5 5,9 9,2 13,5 15,3 13,1 8,8 3,2 -1,5 4,4
Невельск -8,6 -8,0 -3,7 2,4 7,0 112 15,7 17,7 14,5 82 0,6 -52 4,3
Поронайск -17,3 -14,4 -8,0 •0,3 4,4 8,9 13,6 15,7 12,2 5,1 -4,8 -13,5 0,1
Южно-Сахалинск Свердловская область -13,7 -12,8 -6,6 1,3 6,7 11,2 15,6 16,9 12,9 6,0 -2,3 -9,1 22
174
Продолжение приложения 23
Екатеринбург -15,5 -13,6 -6.9 2,7 10,0 15,1 17,2 14,9 93 1,2 -6,8 -13,1 13
Республика Северная Осетия Владикавказ •4,4 -3,0 1,4 9,0 14,2 17,6 19,9 19,3 14,8 8,7 3,1 •1,6 8,1
Смоленская область Вязьма -9,8 -9,0 -4,3 4,3 11,3 15,4 16,6 15,4 10,2 4,1 -1,9 -6,4 3,8
Смоленск -9,4 -8,4 -4,0 4,4 11,6 15,7 17,1 15,9 10,4 4,5 -1,0 -5,8 43
Ставропольский край Арзгир -4,9 -3,6 1,6 10,3 17,4 22,0 25,0 23,7 17,8 10,1 4,0 -1,3 10,2
Ставрополь -зз -2,3 1,3 9,3 15,3 19,3 21,9 21,2 16,1 9,6 4,1 -0,5 9,1
Тамбовская область Тамбов -10,9 -10,3 -4,6 6,0 14,1 18,1 19,8 18,6 12,5 5,2 -1,4 -7,3 5,0
Республика Татарстан Бугульма -14,3 -13,7 -8,0 2,4 >1,4 16,3 18,1 16,4 10,2 2,1 -5,8 -11,6 2,0
Елабуга -13,9 -13,2 -6,6 3,8 12,4 17,4 19,5 17,5 11,2 33 -4,4 -11,1 3,0
Казань -13,5 -13,1 -6,5 3,7 12,4 17,0 19,1 17,5 11,2 3,4 -3,8 -10,4 3,1
Тверская область Бежецк -10,7 -10,2 -5,2 33 10,8 15,2 17,1 15,4 9,8 3,6 -23 -7,7 33
Тверь -10,5 -9,4 -4,6 4,1 11,2 15,7 173 15,8 10,2 4,0 -1,8 -6,6 3,8
Ржев -10,0 -8,9 -4,2 4,1 11,2 15,6 17,1 15,8 10,3 4,1 -1,4 63 4,0
Томская область Томск -19,1 -16,9 -9,9 0,0 8,7 15,4 18,3 15,1 9,3 0,8 -10,1 -17,3 -0,5
Республика Тыва Кызыл -32,1 -28,0 -15,2 2,2 11,4 17,9 19,8 17,0 10,0 0,0 -15,6 -28,4 -3,4
Тульская область Тула -19,9 -9,5 5,0 12,9 16,7 18,6 17,2 11,6 5,0 -1,1 -6,7 4,7
Тюменская область Березове — -223 -19,8 -13,4 -4,3 2,9 Н.2 15,9 13,0 6,8 -2,8 -133 -19,7 -3,8
Ханты- Мансийский АО Ханты-Мансийск -21,7 -19,4 -9,8 -1,3 6,4 13,1 17,8 13,3 8,0 -1,9 -10,7 -17,1 -1,9
Демьянское— -19,2 -16,9 -9,4 0,7 7,7 14,7 17,6 14,5 8,9 0,2 -9,8 -17,0 “0,7
Надым -24,5 -24,0 -16,8 -8,8 -1,0 8,8 15,5 11,4 5,6 -5,4 -16,1 •21,9 -6,4
Салехард -24,5 -23,4 -18,6 -103 -1,9 7,3 13,3 10,9 4,9 -4,6 -15,6 -21,5 -7,0
Ямало-Ненецкий АО Тобольск -19,7 -17,5 -9,1 1,6 9,6 15,2 18,3 14,6 9,3 0,0 -8,4 -15,6 -0.1
Тюмень -17,4 -16,1 -7,7 3,2 н,о 15,7 183 14,8 9,7 1,0 -7,9 -13,7 0,9
Уренгой — -26,4 -26,4 -193 -10,3 -2,6 8,4 15,4 11,3 53 -6,3 -183 -24,0 -7,8
Удмуртская Республика Ижевск -14,6 -13,3 -6,7 3,3 11,3 16,4 18,5 16,4 10,1 2,1 -5,1 -11,6 2,3
Ульяновская область Ульяновск -13,8 -133 -6,8 4,1 12,6 17,6 19,6 17,6 11,4 3,8 -4,1 -10,4 3,2
Хабаровский край Биробиджан -22,6 -17.5 -9.0 3,0 10,7 16.7 20,3 19,0 12.4 3.0 -9,8 19.6 0,6
175
Продолжение приложения 2J
Комсомольск-нд- -25,6 -20,3 -10,1 1,3 8,7 15,6 19,9 18,7 12,6 3,0 -10.7 -22,0 -0,7
Амуре Николневск-на- -23,9 -20,0 -12,7 -2.9 3,7 11,5 16,5 16,2 11.1 2,0 -9,9 -19,8 -2,4
Амуре Охотск -23,0 -20,0 -14,3 -5,8 1.1 6,2 11,8 13,0 8,4 2,3 -14,1 -20,5 -5.0
Советская Гавань -18,0 -14,7 -8,0 02 5,1 9,9 14,3 16,4 12.6 4,8 -5,4 -13,8 0,3
Хабаровск -22,3 -57,2 -3.5 3.1 11,1 17,4 21,1 20,0 13,9 4,7 -8,1 -18,5 1,4
Республика Хакассия Абакан -25,5 -18,5 -8,5 2,9 10,5 17,3 19,5 16,4 9,9 1,6 -9,5 -17,9 0,3
Челябинская область Челябинск -15,8 -14,3 -7,4 3,9 11.9 16,8 18,4 16,2 10,7 2,4 -6,2 -12,9 2,0
Чеченская Республика Грозный -3,8 -2,0 2.8 10,3 16,9 21,2 23,9 23,2 17,8 10,4 4,5 -0,7 10,4
Читинская область Нерчинск -30,8 -26,3 -13,6 0,8 9,8 17,0 19,7 16,6 9,0 -1,0 -16,7 -28,2 -3,6
Чара -33.8 -29,7 -18,3 -4,9 4,4 12,7 16,2 13,0 5Д -6,4 -22,0 -31,9 -8,0
Чита -26.2 -22,2 -11,1 -0,4 8,4 15,7 17,8 15,2 7,7 -1,8 -14,3 -23,5 -2,9
Чувашская Республика — Чаваш республики Чебоксары -13,0 -12,4 -6,0 з.б 12,0 16,5 18,6 16,9 10.8 3,3 -3,7 -10,0 3,о
Чукотский АО (Магаданская область) Анадырь -19,7 -22,3 -20,6 -12,9 -3,0 5,4 10,6 9,5 3.9 -5,9 -14,6 -21,0 -7,6
Республика Саха (Якутия) Алдан -27,5 -25,2 -16,4 -5,6 3,9 13.0 16,7 13,4 5.2 -6,3 -19,7 -26,5 -6,3
Верхоянск -48.2 -43,6 -30,2 -13,3 2,1 12,8 15,2 10,9 2,5 -14,5 -36.4 -45,1 -15.6
Вшпойск -37,8 -32,1 -20,2 -7,5 4,3 14,4 17,9 14,1 5,5 -7,7 -26,3 -35.9 -9,3
Оймякон -47,5 -43,3 -32,8 -15,2 1,2 11,1 13.6 10,3 1,6 -16,3 -37,3 -45,6 -16,7
Яяугск -42,6 -35,9 -22.2 -7,2 5,8 15,4 18,7 14,9 6,2 -8,0 -28,3 -39,5 -10,2
Ненецкий АО (Архангельская область) И иди га -13,9 -54,9 12,4 -6,3 -0,7 5,4 9,9 10,0 6,2 0,1 -5,5 -10.7 -2,7
Нарьян-Мар -16,9 -17,3 -14,3 -6,7 -0,3 7,4 12,7 11,0 5,6 -1,6 -8,4 -13,7 -3,5
Ярославская область Ярославль -11.9 -10,7 -5,1 3.7 10,9 15,7 17,6 16,0 10,0 3,4 -2,7 -8,1 32
Баку 3,9 4,1 АЗЕРБАЙДЖАНСКАЯ РЕСПУБЛИКА 6.3 1 11,2 | 17,7 | 22,6 | 25,7 | 25,7 21,8 16,6 11,1 6,8 14,5
Ереван -3,4 -0,9 5,3 FECIT 12,4 КБЛИ1 17,4 СА АРМЕНИ 21,6 I 25,5 1 25,2 20,5 13,5 6,5 -0,2 12,0
Спитак -4.4 -3,4 0,4 6,7 11,5 14,6 17,6 17,9 14,2 9,0 3,3 -1.9 7,1
Степа наван -3,6 -2,8 0,6 6,7 11,3 14,2 17,1 16,8 13,3 8,2 3,1 -1.8 6,9
Брестская область Брест -3,5 0,7 аЕСГП 7,3 <БЛИ1 13.6 :абез 16.7 АРУС 18,4 Ь 17,4 13,3 7.7 2.6 -1,8 7.3
176
Продолжение приложения 23
Витебская область Витебск -7,9 -73 -2,7 5,1 12,6 16,0 17,8 16,2 11,1 5,3 0,3 -5,1 5,1
Полоцк Гомельская область -7,3 -6,8 -2,5 5,0 12,3 15,8 17,5 16,1 11,1 5,5 0,0 -4,6 5,2
Гомель Гродненская область -7.0 -6,1 -1,5 6,6 13,9 17,0 18,5 17,4 12,5 6,5 0,7 -4,1 6,2
Гродно Минская область -5,1 -4,4 -0,5 6,3 12,9 16,1 17,8 16,7 12,5 7,0 1,7 -2,7 6,5
Минск Могилевская область -6,9 -6,2 -2,0 5,5 12,7 16,0 17,7 16,3 11,6 5,8 0,2 -4,3 5,5
Могилев -7,6 -6,9 -23 5,5 12,9 ГР> 16,3 ЗИЯ 18,0 16,5 11,6 5,4 -0,1 -4,9 5,4
Ахалкалаки -6,6 -5,5 -1,4 53 9,7 12,6 15,8 15,5 12,0 6,8 1,6 -3,7 5,2
Крестовый перевал -10,5 -10,0 •6,9 -1,0 3,4 7,2 10,6 10,0 6,7 1,4 -3,1 -8,0 0,0
Пота 5,8 6,7 8,8 12,6 16,4 20,3 22,7 22,8 19,8 15,5 11,5 7,9 143
Тбилиси 2.1 3,3 7,4 13,2 17,8 21,6 24,8 24,1 20,0 13,8 8,5 43 13,4
Телавн Абхазская Республика 1,0 2,1 6,1 12,1 16,6 20,2 23,4 22,4 18,4 12,4 7,8 3,3 12,2
Гудаута 6,1 6,8 8,8 12,9 16,7 20,5 23,0 23,1 20,0 15,6 11,« 8,2 14,5
Сухуми Аджарская Республика 5,9 6,7 8,8 12,9 16,7 20,7 22,7 22,8 19,9 15,6 11,8 8,0 14,4
Батуми Акмолинская область 7,1 7,3 8,4 F 11,9 ЕСПУ 16,4 БЛИК 20,4 АКАЗ 22,8 23,0 ,Н 20,2 16,0 123 9,3 14,6
Атбасар Актюбинская область -17,9 -17,5 -HJ 2,6 12,4 18,1 20,2 17,6 11,4 2,3 -7,5 -14,9 1,3
Актюбинск Алматинская область -14,9 -14,4 -7,3 5,9 15,0 203 22,5 20,4 13,7 4,6 -3,9 -11,3 43
Алматы Атырауская область -6,5 -5,1 2,0 10,8 16,2 20,7 23,5 22,3 17,0 9,5 0,9 -4,5 8,9
Атырау Восточно- Казахстанская область -9.6 -8,7 -1,5 9,6 18,2 23,4 25,7 23,7 16,8 83 0.4 -5,6 8,4
Зайсан -17,0 -15,0 -6,5 6,9 15,3 20,7 22,9 213 15,3 63 -5,8 -14,6 4,1
Усть-Каменогорск Джамбулская область -16,5 -16,0 -7,8 4,8 13,4 1«,7 20,7 18,3 12,4 5,0 -6,1 -13,8 2,8
Джамбул Джезказганская область -5,0 •3,3 зз ИЗ 16,8 22,1 24,9 22,8 17,1 9,9 2,0 -3,4 9,9
Балхаш Западно- Казахстанская область -14,4 *13,7 -4,9 7,7 16,0 21,9 243 21,8 15,3 6,5 -3,4 -11,1 5,5
177
Продолжение приложения 23
Уральск Карагандинская область Караганда Кхыл-Ордннская область -13,5 -14,5 -13,2 -14Д -6,7 -7,7 62 4,6 15,4 12,8 20,3 18,4 22,6 20,4 20,6 17,8 13,8 12,0 5,1 3,2 -2,9 -6,3 -9,8 -12,3 4,8 2,9
Кзыл-Орда Кокчетавская -9,1 -7,3 0,9 12,0 19,5 24,5 26,4 23,9 17.2 8,6 0,3 -6,2 9,2
область Кокчетав Кустанайская область -15,8 -15,3 -92 3,3 12,1 17,8 19,8 17,1 11,5 2,8 6,7 -13,4 2,0
Кустанай Мангистауская область -17,0 -16,6 -9,8 3,8 13,0 18,6 20,4 17,9 12,0 3,0 -6,2 -14,1 2,1
Форт-Шевченко Павлодарская область -2.9 -2,3 2,5 10,4 17,7 22.8 25,6 24,6 19,5 12,3 5,5 03 11,3
Баянаул -13,2 -13,1 -7,0 4,7 12,7 18,6 20,5 17,7 12.1 3,5 -5,7 -11,4 3,3
Павлодар Северо- Казахстанская область -17,6 -17,3 -9,4 4,2 13,2 19,5 21,4 18,5 12,3 3,5 -7,0 -14,4 2,2
Петропавловск Семипалатнн- -18,1 -16,9 -10,3 2,4 11,6 17,0 18,9 163 10,7 1,9 -7,8 -15,2 0,9
ская область Семипалатинск Талды- Курганская область -16,0 -15,6 -8,4 4,7 14,1 19,8 21,9 19,3 13,0 4,5 -5,9 -13,3 3,2
Талды-Курган Тур гайская -9,7 -8,0 0,0 10,2 16,3 21,1 23,5 21,7 16,0 8,3 -0,9 -7,3 7,6
область Тургай Южно- Казахстанская область -16,2 -15,9 -8,1 6,4 16,0 22,0 24,4 21,7 15.0 5,2 -4,1 -12,2 4,5
Чимкент -2,0 0,0 5,6 13,1 18,4 23,5 26,3 24,8 19,3 12,3 5,2 0,2 123
КЫРГЫЗСКАЯ 1РЕСГ ГУБЛИ IKA
Иссык-Кульская область Каракол Нарынская область -7,1 -5,5 -0,1 7,0 11,8 14,6 16,9 16,2 12,3 62 -1,1 -53 5,5
Нарын Ошская область -17,3 -14,4 -4,5 6,3 11,4 14,4 17,0 16,8 12,4 5,3 -4,5 -13,4 2,5
Ош -3,5 -0,9 5,7 12,8 18,0 22,3 24,7 23,1 18,1 ИЗ 4,3 -0,7 ИЗ
Таласская область Талас Чуйская область -6,6 -4,3 1,6 8,7 14,1 18,0 20,2 18,6 13,5 7,5 0,6 -3,8
7,3
Бишкек -5.6 -3,2 3,8 11,4 16,9 213 24,1 22,6 17,3 10,1 23 -2,9 9,8
РЕСПУБЛИКА МОЛДОВА 16,0
Кишинев -3,5 -22 2,6 9,7 15,9 19,4 21,4 | 20,7 10,1 4,1 -0,8 9,4
РЕСПУБЛИКА ТАДЖИКИСТАН
178
Продолжение приложения 23
Районы республиканско- го подчиненна Душанбе Горно- Бадахшаиская 2,0 4,1 9,1 15,4 19,7 24,7 26,8 24,6 19,8 13,9 8,3 4,0 14,4
автономная область Мургаб Ленинабадская область -17,3 -13,5 -6,6 0,4 5,4 9,4 13,2 12,8 7,2 -0,4 -8,6 -153 -1,1
Пенджикент Хатлонская область -0,4 1,5 6,6 12,9 17,7 22,6 25,1 23,5 18,6 12,4 6,1 1,9 12,4
Куляб 2,3 5,4 10,4 16,7 21,5 27,2 30,2 28,5 23,4 16,9 10,0 4,8 16,4
PI 5СПУ1 ШИКА УЗБЕКИСТАН
Андижанская область Андижан Бухарская область -22 м 8,1 16,1 21,4 25,7 27,2 25,0 19,8 13,1 5,6 0,5 13,5
Бухара Джизакская 0,4 2,7 8,4 16,5 22,3 26,7 28,4 25,7 20,1 13,1 6,7 2,3 14,4
область Джизак Каракалпакстаи -9,4 2,0 7.9 15,1 21,2 26,4 28,6 26,6 20,9 13,7 6,8 2,2 14,3
Каракалпакия -8,2 -7,9 0,5 10,3 18,6 24,0 27,0 24,6 17,3 8,0 0,7 -4,4 9,1
Нукус Кашкадарьнн- ская область -4,9 -3,3 3,8 13,4 21,1 25,9 28,0 25,4 19,1 Ю,7 2,9 -2,9 11,6
Гузар Навонйская 2,9 5,3 9,8 16,6 22,6 27,7 29,9 28,2 22,9 16,2 9,6 5,0 16,4
область Навои Наманганская область 0,9 3,6 8,4 15,8 21,7 26,3 28,3 25,9 19,9 13,3 7,1 2,7 14,5
Наманган Самаркандская область -2,0 1,1 8,5 16,2 21,5 25,7 27,2 25,2 20,2 13,5 5,9 02 13,7
Самарканд Сурхандарьнн- 0,5 2,8 7,4 14,2 19,3 23,9 25,9 24,0 19,0 12,7 6,6 2,6 13,3
екая область Термез Сырдарьи некая область 2,6 6,0 11,4 18,4 24,3 28,2 30,4 28,1 22,4 15,8 9,9 5,1 16,9
Сырдарья -1,5 1,0 7,7 15,2 21,0 25,4 26,8 24,3 18,8 12,3 5,3 0,2 13,1
Ташкентская область Ташкент -0,4 2,0 7,9 14,7 20,2 24,9 27,1 25,1 19,6 12,8 6,7 2,0 13,6
Ферганская область Коканд -1,8 1,6 8,4 16,4 21,6 25,6 27,4 25,5 20,1 13,1 5,5 0,4 13,7
Фергана Хорезмская область -1,7 1,5 7,9 15,6 20,8 25,0 26,9 25,0 19,7 13,1 5,7 0,7 13,3
Ургенч -3.7 -2.3 4,9 14,4 21,6 26,4 28,2 25,7 19,4 11.4 3,8 •1.6 12.4
179
Продолжение приложения 23
УКРАИНА
Винницкая область Винница -5,8 -4,3 од 8,0 14,1 17,1 18.3 17,7 13,4 7,6 1,9 -2,5 7,1
Волынская область Ковель -4,7 -3,4 1,0 7,9 13,7 16,8 18,0 17Д 13,0 7,8 2,6 -1,8 7,3
Луцк -4,9 -3,5 0.9 8,0 13,5 16,8 18,0 17,4 13,3 7,9 2,6 -2,0 73
Днепропетров- ская область Днепропетровск -5,5 -4,1 0,8 9,4 16,0 19,6 21,3 20,6 15,4 8,4 2,5 -2,1 8,5
Кривой Рог -5.0 -3,6 13 9,5 15,9 19,5 21,1 20,5 15,6 8,8 3,0 -1,6 8,8
Донецкая область Донецк -6.1 48 0,4 9,3 15,5 19,0 20,9 20,1 14,9 7,8 2,0 -2,6 8,0
Житомирская область Житомир -6,0 -4,6 -0,1 7,7 13,9 17,0 18,0 17.4 13,0 7.4 1,8 -2.7 6,9
Закарпатская область Ужгород -2.8 -ОД 4,7 10,7 15,6 18,5 19,9 19,4 15,5 10,0 4,9 -0,4 9.7
Запорожская область Запорожье -4.2 -2,9 1,7 9,9 16,4 20Д 22,0 21.2 16,2 9,5 3,8 -0,8 9,4
Ивано- Франковскзя область Ивано-Франковск -5,1 -3,2 1,4 «,1 13,5 16,6 17,9 17,3 13,5 8,0 2,6 -2,1 7,4
Киевская область Киев -5,6 -4Д 0,7 8,7 15.1 18,2 19,3 18,6 13,9 8,1 2,1 -23 7,7
Кировоградская область Кировоград -5,7 -4,4 0,5 8,9 15,3 18,6 20,0 19,4 14,7 8,1 2,3 -23 8,0
Луганская область Луганск -5,9 -4,8 0.8 10,0 16Д 19,9 21,7 20,6 15,0 7,9 2,4 -2,2 8,5
Львовская область Львов -4.6 -3,1 1,1 7,7 13,2 16,1 17,3 16,8 13,0 8,0 2,5 -2,1 7,2
Николаевская область Николаев -3,1 -1,8 2,6 10Д 16,5 20,4 22,3 21,8 16,9 10,3 4,4 -0,1 10,0
Одесская область Измаил -1,7 -0,1 4,0 10,5 16,2 20,1 21,8 21,2 17,0 11,0 5,7 1,0 10,6
Одесса -1.7 -1,0 2,6 9,0 15,5 19,4 21,4 21,2 17,1 Н,1 5,9 1,4 10,2
Полтавская область Дубны -6,4 -5Д -0,1 8,6 15,5 18,6 19,8 18,9 13,9 7,5 1.4 -3,1 7,5
Полтава -6,6 -5,3 -о,1 8,8 15,4 18,7 20,1 19,4 14,3 7,6 1,5 -3,1 7,6
Ровенская область Ровно -5,4 -4,0 0,3 7,7 13,7 16,6 17,8 17,2 13,1 7,7 2Д -2.4 7,0
Сумская область Сумы -7,7 -6,4 -1,1 7,9 14,9 18,0 19Д 18,2 13.0 6,6 0,6 -4,1 6,6
Тернопольская область
180
Продолжение приложения 23
Тернополь -5.8 -4,2 0,0 7,4 13,3 16,2 17,4 16,8 12,9 7,4 1,8 -2,9 6,7
Харьковская область Харьков -7,0 -5,7 -оз 8,9 15,6 19,0 20,4 19,5 14,1 7,3 1,3 -3,3 7,5
Херсонская область Херсон -3,0 -1,8 23 10,0 16,0 19,9 21,9 21,3 16,4 9,8 4,5 0,1 9,8
Хмельнвцкая область Хмельницкий -5,5 -4,0 0,3 7,8 13,9 16,8 18,0 17,4 13,2 7,6 2,0 -2,6 7,1
Черкасская область Ухань -5,7 -4,2 0,4 8,5 14,6 17,6 19,0 18,2 13,6 7,6 2.1 2,4 7,4
Черниговская область Чернигов -7,1 -5,6 -0,6 7,8 14,5 17,6 18,7 17,7 12,8 6,8 13 -3,3 6,7
Черновицкая область Черновцы -4.9 -2,9 1,7 8,7 14,3 17,4 18,7 18,0 14,3 8,6 2,9 -1,9 7,9
Автономная республика Крым Клепиннно -1,5 -0,5 3,1 10,4 15,7 19,9 223 21,5 16,6 10,4 5,9 1,9 10,5
Феодосия 0,8 1,4 4,4 10,6 16,1 20,8 23,4 22,8 18,4 12,4 7,8 4,1 11,9
Ялта 3,9 6,0 10,8 15,6 20,2 23,2 23,0 19,0 13,6 9,5 6.3 12,9
181
Приложение 24
СРЕДНИЙ УГОЛ ПАДЕНИЯ ПРЯМОЙ СОЛНЕЧНОЙ РАДИАЦИИ НА
ПОВЕРХНОСТЬ СИСТЕМЫ ПСО (град.)
Широта 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Горизонталь нал по верхнс >сть
— 35 63 58 53 48 47 46 44 47 51 56 62 65
40 66 61 55 50 47 46 46 49 53 59 65 68
45 70 64 58 5?. 59 49 48 50 55 62 68 72
.50 74 68 61 55 51 50 51 53 58 66 73 76
55 78 72 65 58 54 52 53 55 61 70 76 80
60 .82 76 J „68 61 56 55 55 58 65 73 81 ^84
Угол п аденил 15°. s L3HMVT поверхности 0.0
35 58 49 48 45 45 46 46 45 46 48 52 53
40 56 52 48 46 47 46 45 45 47 50 54 56
45 58 54 50 47 46 47 47 46 48 53 57 59
-50 62 57 52 49 48 48 47 48 51 55 60 63
. . 55 65 60 55 51 49 49 49 50 54 58 64 66 ..
60 68 63 -58 53 50 49 50 52 55... 61 67 70
Уголп аденил 30°. L3HMVT повел ХНОСТЬ 0.0
.35 45 44 44 44 47 48 47 46 45 43 43 43
40 46 45 43 45 46 46 46 46 45 44 45 46
45 48 46 45 45 46 47 47 45 46 46 46 47
. 50 50 47 47 47 47 45 46 45 45 47 49 50
... 55 52 50 48 48 46 48 47 47 47 49 51 53
60 55 52 50 49 48 47 47 48 49 51 55 55
Уголп аленш 45°, bhmvt пааеь 0.0
35 37 40 44 47 50 52 52 48 45 41 38 36
40 37 38 43 47 49 50 50 49 46 40 37 36
45 38 40 44 45 47 49 48 46 45 40 37 37
. 50 39 39 42 46 47 48 48 47 45 42 38 39
. 55 40 42, 44 47 46 48 47 46 45 42 40 41
60 42 42 _45 46 47 47 48 46 46 —43 41 43
Угол п адени) f 60°. 13ИМУТ повес хность 0.0
35 34 40 46 5?. 57 59 58 55 49 41 35 32
40 33 38 44 51 55 57 56 52 46 40 34 31
45 31 36 43 48 52 55 54 51 46 40 3.3 30
50 31 37 43 48 51 53 52 49 47 38 33 30
55 30 36 44 46 50 5] 51 48 45 37 30 28
60 29 35 —42 47 49 50 49 47 45 35 30 -29
Угол п аденил 75°. 13HMVT поверхность 0.0
-.. 35 35 43 52 59 66 69 68 63 56 46 37 34
... 40 34 40 50 57 62, 65 65 59 53 44 34 30
50 28 37 46 52 57 59 59 55 49 38 .30 27
55 25 34 44 51 55 57 56 52 48 38 27 23
182
Продолжение приложения 24
60 22 32 43 49 53 55 1 53 51 46 37 26 22
Угол п. адения 90°. азимут поверхности 0.0
35 42 51 60 70 77 80 79 73 64 54 45 40
40 38 47 57 66 73 76 75 69 61 51 .41 37
45 35 44 54 63 70 72 71 66 58 49 37 33
50 31 41 52 60 66 69 68 63 56 46 34 29
55 27 ЗЯ 50 57 63 66 65 59 53 42 29 24
60 22 34 47 55 60 62 61 57 52 39 _25 20
Угол падения 15°, азимут поверхности +45,0
...35 55 51 48 46 45 45 46 45 47 50 54 _53_
40 58 53 50 46 45 44 46 47 49 52_ _56 59...
45 61 56 52 47 46 26 47 46 50 55 60 62
50 65 59 54 49 48 47 48 48 62 57 63 66
55 69 63 56 52 49 49 49 51 54 60 67 70
60 72__ 66 59 _53 L. 51_j 51 50 53 56. 63 -70 74
Угол падения 30°, азимут поверхности +45,0
35 48 45 43 44 45 44 44 44 45 45 48 50
40 51 48 44 44 44 45 46 44 45 46 50 51
45 53 49 45 45 44 46 45 44 45 47 52 55
50 56 51 48 46 46 46 46 45 46 50 55 57
55 59 54 49 47 46 47 45 46 48 5? 58 61
60 62 57 152„. 48 48 .47 46 L48 49 1.55— 61 64..
Угол падения 45°. азимут поверхности +45,0
35 45 44 42 43 45 47 46 43 43 43 45 46
_А0_ 46 45 42 43 46 47 47 46 43 44 45 48
_Л5__ 48 46 43 44 45 46 45 44 43 45 47 49
50 51 46 43 42 45 46 44 43 43 45 49 50
55 53 49 44 44 46 47 45 43 45 47 51 54
60 54 51 46 44._ 46 46 46 46 45 48 53 56
Угол падения 60°, азимут поверхности +45.0
35 45 44 44 46 49 52 51 49 45 44 45 45
40 46 44 44 45 48 50 49 47 44 43 46 46
45.... 46 45 43 4,3 47 49 48 45 43 44 46 47
5JQL . 46 45 43 43 45 47 47 45 43 44 46 46
55 48 45 43 45 46 47 46 45 43 44 47 49
60 . 49 47 44 43 47 47 _ 47j 45 44 46 50 50
Угол падения 75°, азимут поверхности +45,0
35 47 47 51 54 59 60 59 56 52 49 47 46
- 40 45 44 50 _53_ 57 58 58 54 51 47 46 46
_ 45 46 46 47 5? 55 57 57 • 51 49 44 45 47
50 47 56 45 51 55 57 56 52 47 45 46 48
... 55 47 45 43 48 53 55 54 50 45 45 46 48
бО _47_ 45 _44_ 46 ...49 51 50 48 45 45 47 48.
183
Продолжение приложения 24
Угол падения 90°, азимут поверхности +45,0
35 53 53 56 60 64 67 66 61 56 54 54 53
40 52 53 55 58 62 65 64 60 56 53 53 51
45,.- 50 52 _ 54 57 61 64 62 58 55 52 50 48
50_ 49 51 53 55 60 63 61 57 54 5? 48 49
55 49 4£_.j _52 54-1 58 . 61 60 56 52 50 49 47
60 -48 47 50 63_j -58- -60 59 55 50 48 48 47
Угол падения 15°, азимут поверхности +90,0
35—_ 62 57 52 47 45 45 44 47 50 55 60 63
40 -651 .59 49- 47 46 46 47 52 57 63 66
__45_ 69 13 _ 56 51 47 47 48 49 54 60 67 70
50 .72 66 -59 -53,, 50 49 49 52 56 63 70 74
_55 -77 69 62 55 51 51 51 54 59 67 75 79
60 81 - 74 65 58 54 S3 53 56 62 70 79
Угол падения 30°, азимут поверхности +90,0
35 61 55 50 _46_ 43 45 45 45 49 53 60 63
40 _64_ _52_ Lil— _42_ 44 45 45 45 49 55 64 66
45 67 62 -54 _48. 45 45 45 46 51 60 66 69
50 _70 65 59 _42_ 48 47 46 48 54 63 69 72
... 55 73 67 -60 53. 48 47 48 50 58 64 7? 75
60 _77 70 _63_ _56_ 50 49 48 53, 59 68 75 79
Угол падения 45°, азимут поверхности +90,0
35 60 56 53_ 50 48 47 47 50 50 56 60 62
40 _62_. 57 55 49 49 48 48 50 52 57 6?. 63
45 65 60 56 50 50 48 49 50 53 58 64 66
50 67 62 57 51 50 49 49 51 54 60 66 69
51,_. 70 64 57 53 50 51 49 52 55 62. 68 72
60 _Z4_ 67 59 53 51 _50 50 52, 55 64 71 76
Угол падения 60°, азимут поверхности +90,0
35 60 57 _54_ 51 51 51 50 49 5?, 55 58 61
40 62 _5.8 . 55 51 50 49 50 51 52 56 61 63
—45... 63 60 55 52 49 50 51 50 53 58 6? 64
, 50 , _65... 61 55 _il_ -50- 50 50 51 53 58 64 66
55 68 62 _57 _51_ 50 48 49 51 54 59 67 70
__60 72 64 58 52 49 . 50 48 51 54 61 69 74
Угол падения 75°, азимут поверхности +90,0
35 60 57 _55 53 51 52 51 53 54 57 59 63
—40 61 5Я 54 52 52 52 52 52 53 56 60 64
45 64 59 _J5- 5.3— 52 52 52 52 54 58 62 65
.50 _65_ 60 57 53 .50 51 51 51 55 58 64 66
55 66 62 ,56 52 51 51 51 52 53 60 65 69
60 71 .62- 57 52 50 . 50 50 10 55 61 68 73
___ Угол падения 90°, азимут поверхности ±90,0
184
Продолжение приложения 24
1'5 6? 5Q 57 55 55 56 55 56 56 5R 61 63
40 63 61 57 55 54 55 55 55 57 59 62 _65_
45 64 60 57 55 54 54 55 54 55 61 64 65
50 66 61 57 56 54 53 53 54 56 60 64 68
55 67 62 57 54 52 53 5.3 53 56 60 66 70
60 и _ZQ_ _63 . _5&_ 54 - Л2_ . 52_. _52 .51 56 68 73. ..
Приложение 25
КОЭФФИЦИЕНТ ПЕРЕСЧЕТА ПРЯМОЙ СОЛНЕЧНОЙ РАДИАЦИИ С
ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ ПОВЕРХНОСТИ НА ПОВЕРХНОСТЬ ПРОИЗВОЛЬНОЙ
ОРИЕНТАЦИИ (КОЭФФИЦИЕНТ ПОЛОЖЕНИЯ) Ps
Широта 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 И 12
Уголп аленш 15°, а зимут поверхности 0.0
35 1,46 1,32 1,18 1,06 0,98 0,95 0,97 1,03 1,13 1,27 1,42 1,51
40 1,57 1,39 1,22 1,08 1,00 0,97 0,98 1,05 1,16 1,33 1,52 1,63
45 1.72 1,48 1,26 1,11 1,02 0,99 1,00 1,07 1,20 1,40 1,65 1,82
50 1,95 1,50 1,32 1,14 1,04 1,00 1,02 1,10 1,25 1,50 1,85 2,11
55 2,36 1,79 1,40 1,17 1,06 1,01 1,03 1,12 1,30 1,63 2,18 2,64
60 3,25 2,09 1,50 1,21 1,07 1,02 1,04 1,15 1,37 1,84 2,84 3,98
Угол падения 30°, азимут поверхности 0,0
35 1,82 1,55 1,27 1,05 0,91 0,85 0,88 0,99 1,18 1,45 1,75 1,92-
40 2,03 1,68 1,35 1,10 0,95 0,89 0,91 1,03 1,25 1,56 1,93 2,16
45 2,32 1,86 1,44 1,15 0,98 0,92 0,95 1,08 1,82 1,70 2,19 2,51
50 2,77 2,10 1,50 1,21 1,02 0,95 0,98 1,13 1,41 1,89 2,57 3,07
55 3,55 2,45 1,70 1,27. 1,06 0,98 1,02 1,18 1,51 2,15 3,21 4,И
60 5,27 3,03 1,90 1,35 1,09 1,00 1,04 Г28 1,65 2,56 4,48 6,69
Угол падения 45°, азимут поверхности 0,0
35 2,05 1,67 1,28 0,97 0,78 0,70 0,74 0,89 1,15 1,58 1,95 2,19
40 2,35 1,86 1,37 1,04 0,83 0,75 0,79 0,95 1,24 1,69 2,21 2,53
45 2,76 2,11 1,52 1,11 0,89 0,80 0,84 1,01 1,35 1,89 2,58 3,82
50 3,40 2,45 1,68 1,20 0,92 0,85 0,89 1,08 1,47 2,15 3,12 3,82
55 4,51 2,95 1,89 1,29 1,00 0,90 0,94 1,16 1,62 2,53 4,02 5,29
60 6,93 3,77 2,17 1,39 1,06 0,94 0,99 134 1,81 3.10 5,82 8,94
Угол падения 60°, азимут поверхности 0,0
35 2,15 1,68 1,20 0,82 0,60 0,52 0,56 0,73 1,05 1,51 2,02 2,32
40 2,51 1,91 1,34 0,91 0,67 0,58 0,62 0,80 1,16 1,71 2,35 2,74
45 3,02 2,22 1,50 1,00 0,74 0,64 0,69 0,89 1,29 1,95 2,79 3,34
50 3,80 2,63 1,69 1,10 0,81 0,70 0,75 0,97 1,44 2,27 3,45 4,31
185
Продолжение приложения 25
55 5,16 3,24 1,95 1,22 0,88 0,76 0,82 1,07 1,62 2,73 4,55 6,11
60 8,13 4,25 1,29 1,35 0,95 0,82 0,88 1,17 1,86 3,43 6,76 10,59
Угол падения 75°, азимут поверхности 0,0
35 2,10 1,58 1,04 0,63 0,40 0,31 0,35 0,52 0,87 1,39 1,96 2,27
40 2,50 1,84 1,19 0,72 0,47 0,38 0,42 0,61 0,99 1,60 2,32 2,75
45 3,07 2,17 1,37 0,83 0,55 0,45 0,49 0,70 1,14 1,88 2,81 3,43
50 3,94 2,63 1,59 0,94 0,63 0,52 0,57 0,80 1,31 2,24 3,55 4,51
55 5,45 3,32 1,87 1,97 0,71 0,59 0,64 0,90 1,51 2,74 4,78 6,52
60 8,76 4,44 2,26 1,22 0.79 0,65 0,72 1,02 1.78 3,52 7,24 11,5
Угол падения 90°, азимут поверхности 0,0
35 1,90 1,37 0,81 0,39 0,18 0,11 0,14 0,29 0,63 1,17 1,76 2,10
40 2,32 1,63 0,97 0,49 0,25 0,17 0,21 0,38 0,76 1,39 2,13 2,58
45 2,91 1,98 1,15 0,60 0,33 0,24 0,28 0,48 0,91 1,67 2,64 3,28
50 3,81 2,46 1,38 0,72 0,41 0,31 0,38 0,58 1,09 2,05 3,41 4,40
55 5,38 3,17 1,67 0,85 0,50 0,38 0,43 0,69 1,50 2,57 4,68 6,48
60 8,81 133 2.07 1,01 0,59 0,46 0,31 0,81 1,57 3,38 7,28 11,6
Угол падения 15°, азимут поверхности +45,0
35 1,24 1,17 1,09 1,03 0,99 0,97 0,98 1,02 1,07 1,14 1,22 1,26
40 1,30 1,20 1,12 1,05 1,00 0,98 0,99 1,03 1,09 1,17 1,27 1,33
45 1,38 1,25 1,24 1,06 1,01 0,99 1,00 1,04 1,11 1,21 1,34 1,43
50 1,50 1,32 1,18 1,08 1,03 1,00 1,01 1,06 1,14 1,27 1,45 1,58
55 1,72 1,42 1,22 1,10 1,04 1,01 1,02 1,07 1,17 1,34 1,62 1,86
60 2,18 1,59 1,29 1,13 1,05 1,01 1,03 1,09 1,22 1,46 1,97 2,56
Угол падения 30°, азимут поверхности +45,0
35 1,41 1,28 1,14 1,02 0,95 0,92 0,93 0,99 1,09 1,23 1,37 1,46
40 1,52 1,35 1,18 1,06 0,97 0,94 0,95 1,02 1,19 1,29 1,48 1,59
45 1,68 1,45 1,24 1,09 1,00 0,96 0,98 1,05 1,18 1,37 1,67 1,78
50 1,92 1,59 1,31 1,13 1,02 0,98 1,00 1,09 1,24 1,48 1,82 2,07
55 2,34 1,78 1,41 1,18 1,05 1,00 1,02 1,12 1,31 1,63 2,16 2,16
60 3,23 2,10 1.53 1,24 1,08 1,02 1,05 1,17 1,40 1,86 2,83 3,95
Угол падения 45°, азимут поверхности +45.0
35 1,50 1,32 1,13 0,97 0,87 0,83 0,85 0,93 1,07 1,25 1,45 1,57
40 1,66 1,42 1,20 1,02 0,91 0,86 0,88 0,97 1,12 1,34 1,60 1,75
45 1,89 1,57 1,28 1,07 0,94 0,89 0,91 1,02 1,19 1,46 1,79 2,02
50 2,23 1,76 1,38 1,13 0,98 0,92 0,95 1,07 1,28 1,61 2,09 2,43
55 2,81 2,04 1,52 1,20 1,03 0,96 0,99 1,13 1,38 1,83 2,57 3,20
60 4,06 4,49 L70 1,29 1,07 0,99 1,03 1,19 1,52 2,16 3,50 5,07
Угол падения 60°, азимут поверхности +.45,0
35 1,50 1,28 1,06 0,88 0,76 ALL Л73 0,83 0,99 1,20 1,44 1,58
186
Продолжение приложения 25
40 1,70 1,42 1,14 0,92 0,80 0,75 0,77 0,88 1,06 1,32 1,62 1,80
45 1,97 1,59 1,25 1,00 0,85 0,79 0,82 0,94 1,15 1,46 1,86 2,13
50 2,39 1,82 1,37 1,08 0,90 0,83 0,86 1,00 1,25 1,65 2,22 2,64
55 3,09 2,17 1,54 1,16 0,96 0,87 0,91 1,07 1,38 1,92 2,80 3,56
60 4,62 2,72 1,76 1,27 1,02 0,91 0,96 1,16 1,55 2,32 3,94 4,85
Угол падения 75°. азимут поверхности ±45,0
35 1,41 1,18 0,94 0,75 0,63 0,57 0,60 0,70 0,86 1,09 1,35 1,50
40 1,63 1,32 1,03 0,81 0,67 0,61 0.64 0,75 0,94 1,22 1,54 1,74
45 1,93 1,51 1,15 0,88 0,72 0,66 0,69 0,81 1,09 1,38 1,81 2,10
50 2,39 1,77 1,29 0,97 0,78 0,70 0,74 0,89 1,15 1,59 2,21 2,66
55 3,18 2,15 1,47 1,07 0,84 0,75 0,79 0,97 1,30 1,88 2,85 3,69
60 4,87 2,77 1,72 1,19 0,91 0,80 0,85 1,07 1,49 2,33 4,12 6,23
Угол падения 90°, азимут поверхности +45,0
35 1,24 1,01 0,78 0,60 0,48 0,43 0,45 0,55 0,71 0,93 1,18 1,33
40 1,46 1,16 0,87 0,66 0,52 0,46 0,49 0,60 0,78 1,05 1,38 1,58
45 1,77 1,35 0,99 0,73 0,57 0,51 0,53 0,66 0,88 1,22 1,65. 1,94
50 2,24 1,62 1,13 0,81 0,63 0,55 0,58 0,73 1,00 1,43 2,05 2,52
55 3,04 2,01 1,32 0,91 0,69 0,60 0,64 0,81 1,14 1,73 2,71 3,57
60 4,78 2,64 1,58 1,04 0,76 0,65 0,70 0,92 1,34 2,19 4,02 6,17
Угол падения 15°, азимут поверхности ±90,0
35 0,80 0,84 0,90 0,94 0,97 0,98 0,98 0,95 0,91 0,86 0,81 0,78
40 0,76 0,82 0,88 0,93 0,96 0,98 0,97 0,95 0,90 0,84 0,78 0,74
45 0,72 0,80 0,87 0,92 0,96 0,97 0,96 0,94 0,89 0,82 0,74 0,69
50 0,66 0,76 0,85 0,91 0,95 0,97 0,69 0,93 0,88 0,79 0,69 0,62
55 0,57 0,72 0,83 0,90 0,95 0,96 0,96 0,92 0,86 0,76 0,61 0,50
60 0,41 0,65 0,81 0,89 0,94 0,96 0,95 0.91 0,84 0,72 0,49 0,28
Угол падения 30°, азимут поверхности ±90,0
35 0,64 0,71 0,79 0,85 0,90 0,92 0,91 0,87 0,81 0,74 0,66 0,61
40 0,60 0,68 0,77 0,84 0,89 0,91 0,90 0,86 0,80 0,71 0,62 0,57
45 0,60 0,66 0,75 0,83 0,88 0,90 0,89 0,85 0,78 0,69 0,59 0,52
50 0,51 0,63 0,74 0,82 0,87 0,90 0,89 0,84 0,77 0,67 0,54 0,47
55 0,43 0,59 0,73 0,82 0,87 0,89 0,89 0,84 0,76 0,64 0,48 0,36
60 0,32 0,56 0,72 0,82 0,87 0,90 0,89 0,84 0,76 0,62 0,39 0,20
Угол па, дения 45°, азимут поверхности +90,0
35 0,53 0,60 0,68 0,76 0,81 0,83 0,82 0,78 0,71 0,63 0.55 0,50
40 0,50 0,58 0,67 0,75 0,80 0,82 0,81 0,77 0,70 0,61 0,52 0,47
45 0,48 0,57 0,67 0,74 0,79 0,81 0,80 0,76 0,70 0,60 0,50 0,44
50 0,45 0,56 0,66 0,74 0,79 0,81 0,80 0,76 0,70 0,60 0,48 0,40
55 0,50 0,55 0,67 0,75 0,80 0,82 0,81 0,77 0,71 0,60 0,45 0,34
187
___________________________________________Продолжение приложения 25
60 | 0,32 | 0,55 | 0,69 | 0,78 | 083 | 0,85 | 0,84 | 0,80 | 0,73 | 0,61 | 0,39 | 0,21
Угол падения 60°, азимут поверхности +90,0
35 0,44 0,51 0,59 0,65 0,70 0,72 0,71 0,67 0,61 0,54 0,46 0,50 0,47
40 0,44 0,51 0,59 0,65 0,70 0,72 0,71 0,67 0,61 0,53 0,45
45 0,43 0,51 0,59 0,66 0,70 0,72 0,71 0,68 0,62 0,54 0,45 0,44
50 0,42 0,52 0,31 0,67 0,71 0,73 0,72 0,69 0,63 0,55 0,44 0,40
55 0,39 0,53 0,63 0,70 0,74 0,75 0,75 0,71 0,66 0,57 0,43 0,34
60 0,33 0,54 0,67 0,74 0,78 0,80 0,79 0,76 0,70 0,60 0,40 0,21
Угол падения 75°, азимут поверхности +90,0
35 0,38 0,43 0,49 0,55 0,50 0,61 0,60 0,57 0,52 0,45 0,39 0,36
40 0,38 0,44 0,50 0,56 059 0,61 0,60 0,57 0,52 0,46 0,39 0,36
45 0,38 0,45 0,52 0,57 0,61 0,62 0,61 0,59 0,54 0,57 0,40 0,35
50 0,38 0,47 0,54 0,59 0,63 0,64 0,63 0,61 0,56 0,50 0,41 0,35
55 0,38 0,49 0,58 0,63 0,66 0,68 0,67 0,65 0,60 0,53 0,41 0,32
60 . 0,32 0,53 0,64 0,69 0,72 0/73 0,72 0,70 0,66 0,57 0,39 0,21
Угол падения 90°, азимут поверхности +90,0
35 0,31 0,35 0,40 0,45 0,48 0,49 0,48 0,46 0,42 0,37 0,32 0,29
40 0,32 0,37 0,42 0,46 0,49 0,50 0,49 0,47 0,43 0,38 0,33 0,30
45 0,33 0,38 0,44 0,48 0,50 0,51 0,51 0,49 0,45 0,40 0,34 0,31
50 0,34 0,41 0,47 0,51 0,53 0,54 0,53 0,52 0,48 0,43 0,36 0,31
55 0,34 0,44 0,51 0,55 0,57 0,58 0,58 0,56 0,58 0,47 0,37 0,29
60 0,30 0,48 0,57 0,61 0,53 0,64 0,64 0,62 0,59 0,52 0.36 0,20
Приложение 26
КОЭФФИЦИЕНТЫ ИНСОЛЯЦИИ Кинс ПРИ РАЗНЫХ ВИДАХ ЗАТЕМНЕНИЯ
1. Козырек
Широта 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 И 12
Тангенс защитного угла 0,25
Азимут 0,0
35 0,85 0,80 0,68 0,43 0,07 0,00 0,00 0,29 0,60 0,76 0,84 0,86
40 0,88 0,83 0,73 0,54 0,28 0,09 0,17 0,43 0,67 0,80 0,87 0,89
45 0,90 0,86 0,77 0,62 0,43 0,29 0,35 0,54 0,72 0,83 0,89 0,91
50 0,92 0,88 0,81 0,68 0,53 0,43 0,47 0,62 0,76 0,86 0,91 0,93
55 0,94 0,91 0,84 0,73 0,61 0,53 0,56 0,68 0,80 0,89 0,93 0,95
60 0,96 0,93 0,87 0,77 0,67 0,61 0,63 0,73 0,83 0,91 0,96 0,97
Азимут + 45,0
35 0,84 Л81 0,77 _AZL 0,65 | 0,64 | 0,63 | 0,69 0,74 0,80 0,83 0,85
188
Продолжение приложения 26
40 0,86 0,83 0,79 0,73 0,67 0,63 0,65 0,71 0,77 0,82 0,85 0,87
45 0,88 0,85 0,81 0,75 0,69 0,65 0,67 0,73 0,79 0,84 0,88 0,89
50 0,91 0,87 0,83 0,78 0,72 0,68 0,69 0,75 0,81 0,86 0,90 0,91
55 0,93 0,90 0,85 0,80 0,74 0,70 0,72 0,78 0,83 0,88 0,92 0,94
60 0,95 0,92 0,88 0J2 0,76 0,72 0,74 0,80 0,85 0,90 0,94 0,96
Азимут ± 90,0
35 0,83 0,82 0,80 0,79 0,77 0,77 0,77 0,78 0,79 0,82 0,83 0,84
40 0,85 0,84 0,81 0,80 0,78 0,78 0,78 0,79 0,81 0,83 0,84 0,86
45 0,87 0,85 0,83 0,81 0,79 0,79 0,79 0,80 0,82 0,85 0,87 0,88
50 0,89 0,87 0,85 0,82 0,81 0,80 0,80 0,82 0,84 0,86 0,89 0,89
55 0,91 0,89 0,87 0,84 0,82 0,81 0,82 0,82 0,86 0,88 0,90 0,92
60 0,94 0,91 0,88 0,85 0,84 0,82 0,83 0,85 0,87 0,90 0,93 0,94
Тангенс защитного угла 0,5
Азимут 0,0
35 0,71 0,60 0,37 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,20 0,53 0,68 0,73
40 0,76 0,66 0,47 0,10 0,00 0,00 0,00 0,00 0,34 0,60 0,74 0,78
45 0,81 0,72 0,55 0,25 0,00 0,00 0,00 0,11 0,44 0,67 0,79 0,83
50 0,85 0,77 0,63 0,37 0,11 0,00 0,03 0,25 0,53 0,73 0,83 0,87
55 0,89 0,82 0,69 0,47 0,24 0,11 0,16 0,37 0,61 0,78 0,87 0,91
60 0,93 0,87 0,75 0,55 0,35 0,24 0,29 0,46 0,67 0,83 0,92 0,95
Азимут ± 45,0
35 0,68 0,63 0,56 0,47 0,38 0,32 0,34 0,43 0,52 0,61 0,67 0,70
40 0,73 0,67 0,59 0,50 0,40 0,34 0,37 0,46 0,55 0,64 0,71 0,75
45 0,77 0,71 0,63 0,53 0,43 0,37 0,39 0,49 0,59 0,68 0,76 0,79
50 0,82 0,75 0,67 0,57 0,47 0,40 0,43 0,52 0,63 0,73 0,80 0,83
55 0,86 0,80 0,72 0,61 0,50 0,44 0,46 0,57 0,68 0,77 0,84 0,88
60 0,91 0,84 0,76 0,65 0,54 0,47 0,50 0,61 0,72 0,81 0,89 0,93
Азимут ± 90,0
35 0,67 0,67 0,63 0,61 0,58 0,57 0,57 0,60 0,62 0,66 0,67 0,68
40 0,71 0,69 0,65 0,63 0,60 0,59 0,59 0,61 0,64 0,68 0,69 0,72
45 0,75 0,70 0,68 0,65 0,62 0,60 0,61 0,63 0,67 0,70 0,74 0,76
50 0,79 0,74 0,71 0,67 0,64 0,62 0,63 0,66 0,69 0,73 0,78 0,79
55 0,83 0,79 0,74 0,69 0,66 0,65 0,66 0,69 0,72 0,76 0,81 0,85
60 0,88 0,83 0,77 0,72 0,69 0,67 0,68 0,71 0,75 0,80 0,86 0,89
Тангенс защитного угла 0,75
Азимут 0,0
35 0,56 0,40 0,05 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,30 0,52 0,60
40 0,64 0,49 0,21 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,02 0,41 0,61 0,68
45 0,72 0,58 0,33 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,17 0,51 0,68 0,75
189
Продолжение приложения 26
50 0,78 0,66 0,44 0,07 0,00 0,00 0,00 0,00 0,30 0,59 0,75 0,81
55 0,84 0,73 0,54 0,21 0,00 0,00 0,00 0,08 0,41 0,67 0,81 0,87
60 0,90 0,80 0,62 0,33 0,08 0,00 0,02 0,021 0,51 0,74 0,88 0,92
Азимут + 45,0
35 0,53 0,48 0,39 0,29 0,20 0,15 0,17 0,26 0,35 0,45 0,52 0,56
40 0,60 0,51 0,43 0,33 0,22 0,16 0,18 0,27 0,38 0,49 0,57 0,63
45 0,67 0,57 0,47 0,35 0,24 0,18 0,21 0,30 0,43 0,54 0,64 0,69
50 0,73 0,63 0,53 0,40 0,27 0,20 0,22 0,34 0,47 0,60 0,71 0,75
55 0,80 0,70 0,58 0,44 0,31 0,23 0,26 0,39 0,53 0,66 0,77 0,83
60 0,87 0,77 0,64 0.50 0,35 0,26 0,30 0,43 0,58 0,72 0,84 0,90
Азимут + 90,0
35 0,55 0,54 0,48 0,47 0,44 0,43 0,43 0,46 0,48 0,52 0,54 0,57
40 0,60 0,57 0,51 0,49 0,46 0,45 0,45 0,47 0,50 0,56 0,58 0,62
45 0,65 0,60 0,55 0,51 0,48 0,46 0,47 0,49 0,53 0,59 0,63 0,66
50 0,68 0,63 0,59 0,53 0,51 0,48 0,49 0,52 0,57 0,63 0,68 0,68
55 0,75 0,69 0,64 0,56 0,53 0,51 0,52 0,55 0,61 0,66 0,71 0,78
60 0,82 0,74 0,68 0,61 0,56 0,54 0,54 0,58 0,65 0,70 0,80 0,83
Тангенс защитного угла 1,0
Азимут 0,0
35 0,42 0,20 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,07 0,37 0,47
40 0,53 0,33 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,21 0,48 0,57
45 0,62 0,44 0,11 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,34 0,58 0,66
50 0,71 0,55 0,26 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,07 0,46 0,67 0,74
55 0,79 0,65 0,38 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,22 0,56 0,75 0,83
60 0,87 0,74 0,50 0,12 0,00 0,00 0,00 0,01 0,35 0,66 0,84 0,90
Азимут ±45,0
35 0,41 0,36 0,27 0,19 0,10 0,07 0,09 0,16 0,24 0,33 0,39 0,44
40 0,48 0,40 0,30 0,21 0,12 0,07 0,09 0,16 0,26 0,37 0,46 0,51
45 0,56 0,45 0,35 0,23 0,13 0,07 0,10 0,18 0,30 0,42 0,53 0,59
50 0,64 0,52 0,40 0,27 0,15 0,08 0,11 0,21 0,35 0,48 0,61 0,67
55 0,73 0,61 0,47 0,31 0,17 0,09 0,13 0,25 0,41 0,55 0,69 0,77
60 0,82 0,69 0,53 0,36 0,20 0,11 0,15 0,29 0,47 0,63 0,79 0,86
Азимут + 90,0
35 0,43 0,44 0,39 0,36 0,33 0,33 0,32 0,34 0,38 0,42 0,42 0,45
40 0,50 0,45 0,42 0,38 0,35 0,34 0,35 0,36 0,40 0,45 0,47 0,52
45 0,56 0,49 0,45 0,41 0,37 0,36 0,36 0,37 0,43 0,48 0,54 0,58
50 0,61 0,54 0,48 0,44 0,39 0,37 0,38 0,41 0,47 0,53 0,61 0,60
55 0,66 0,61 0,53 0,47 0,42 0,40 0,41 0,46 0,51 0,57 0,62 0,71
60 0,76 0,67 0,59 0,51 •0,46 0,42 0,43 0,49 0,55 0,63 0,73 0,78
190
Приложение 27
ОСНОВНЫЕ УСЛОВНЫЕ ГРАФИЧЕСКИЕ ИЗОБРАЖЕНИЯ И
ОБОЗНАЧЕНИЯ ЭЛЕМЕНТОВ СИСТЕМ ОТОПЛЕНИЯ,
ВЕНТИЛЯЦИИ, КОНДИЦИОНИРОВАНИЯ ВОЗДУХА И
ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
ГОСТ, элемент конструкции | Обозначение
ГОСТ 21.106-78, “Условные обозначения
трубопроводов санитарно-технических систем”
Трубопровод горячей воды для
отопления, вентиляции,теплосети
подающий
обратный
Трубопровод для горячего
водоснабжения
подающий
циркуляционны й
ГОСТ 2.784-70 “Обозначение условные
графические. Элементы трубопроводов”
Перекрещивание трубопроводов без
взаимного пересечения
Соединение трубопроводов
на резьбе
на фланце
Переход, переходник фланцевый
Выпуск воздуха в атмосферу
Изолированные участки трубопровода
191
ГОСТ, элемент конструкции
Продолжение приложения 27 |
Обозначение
Трубопровод в трубе в (футляре)
Компенсатор П-образный
Компенсатор телескопический
Опора трубопровода неподвижная
Опора трубопровода подвижная
Тройник муфтовый
Тройник фланцевый
Шайба дроссельная (диафрагма)
ГОСТ 2.785-70 “Обозначение условные
графические. Арматура трубопроводов”
Вентиль
проходной
(клапан) запорный
Вентиль(клапан)трехходовой
Клапан обратный проходной
(движение среды от белого
треугольника к черному)
Клапан редукционный
Клапан воздушный автоматический
(вантуз)
192
Продолжение приложения 27 |
Обозначение
ГОСТ, элемент конструкции
Клапан дроссельный
Задвижка
Затвор поворотный
Кран проходной
Кран трехходовой
Кран двойной регулировки
Смеситель с поворотным
изливом
Смеситель с душевой сеткой
ДПСТ2, 786-70 “Обозначения условные
графические. Элементы санитарно-
технических устройств”
На плане
На схемах
и разрезах
Змеевик
Труба отопительная гладкая,
регистр из гладких труб
Труба отопительная ребристая,
регистр из ребристых труб
Радиатор, панель отопительная
193
Продолжение приложения 27
Обозначение
ГОСТ, элемент конструкции
Агрегат воздушно-отопительный
Воздухонагреватель
Воздухоохладитель
Фильтр для очистки воздуха
Воздухопровод круглого сечения
Воздухопровод прямоугольного
сечения
Шахта для забора воздуха
Шахта для выброса воздуха
Отверстие или решетка для забора
воздуха
Отверстие или решетка для выпуска
воздуха
Дефлектор
Заслонка вентиляционная
Шибер
Камера вентиляционная приточная
194
Продолжение приложения 27
Обозначение
ГОСТ, элемент конструкции
Кондиционер
Водонагреватель большой
емкости
Водонагреватель скоростной
Грязевик
Расширитель
Котел отопительный низкого
давления
Камера на теплосети
Канал подпольный
—
(Г." ".-'О
На схемах
и разрезах
ГОСТ 2, 82-68 “Обозначения условные графические.
Насосы и двигатели гидравлические и
пневматические”
Насос постоянной
производительности с
постоянным направлением
потока
Насос лопастной
центробежный
195
196
Продолжение приложения 27
Обозначение
ГОСТ, элемент конструкции
Расширитель (бачок-сифон)
п
Г“
ГОСТ 2.793-79. “Обозначения условные
графические. Элементы и устройства машин и
аппаратов химических производств”
Аппараты теплообменные с
принудительным охлаждением:
жидкостью
Для
Для
воздухом (газом)
Подогреватели с
принудительным обогревом:
жидкостью
воздухом (газом)
$ У Ф У
197
ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение................................................3
Условные обозначения....................................4
Глава 1. Проектирование систем теплоснабжения сельского
хозяйства за счет традиционных источников энергии.....15
1.1. Исходные данные, объем проектирования
и правила выполнения рабочих чертежей...............15
1.2. Выбор системы теплоснабжения....................16
1.3. Тепловые нагрузки системы отопления............ 18
1.4. Тепловая нагрузка системы горячего
водоснабжения........................................23
1.5. Выбор источника теплоснабжения..................25
1.6. Регулирование тепловых нагрузок.................27
1.7. Расчет расхода теплоносителя....................31
1.8. Гидравлический расчет тепловых сетей............32
1.9. Тепловой расчет сетей...........................33
Глава 2. Проектирование пассивных систем солнечного
отопления зданий.....................................39
2.1. Исходные данные и объем проектирования..........39
2.2. Определение расчетных параметров................40
2.3. Определение количества теплоты солнечной
радиации, которая поглощается системой ПСО......40
2.4. Определение коэффициента эффективности
передачи теплоты солнечной радиации.............43
2.5. Определение коэффициента замещения теплоты,
расходуемой на отопление помещений с системой
ПСО, теплотой солнечной радиации.....................46
2.6. Анализ технико-экономической эффективности
системы ПСО..........................................49
Глава 3. Проектирование активных систем солнечного
теплоснабжения..............................................51
3.1. Общие сведения..................................51
3.2. Расчет установок солнечного горячего
водоснабжения........................................53
3.3. Оборудование установок солнечного горячего
водоснабжения........................................56
3.4. Схема системы горячего водоснабжения........... 60
Глава 4. Проектирование систем геотермального тепло-
хладоснабжения..............................................63
4.1. Общие положения.................................63
4.2. Выбор расчетных параметров......................64
4.3. Определение коэффициента эффективности
геотермальных систем теплоснабжения.............65
198
4.4. Выбор отопительных приборов......................70
4.5. Принципиальные схемы систем
геотермального теплоснабжения....................72
4.6. Закрытые системы геотермального теплоснабжения...74
4.7. Геотермальная система теплохладоснабжения с
тепловыми насосами...............................77
4.8. Комплексные геотермальные системы теплоснабжения.. 78
Глава 5. Проектирование ветроэнергетических установок.........80
5.1. Исходные данные и объем проектирования...........80
5.2. Общие сведения.................................. 80
5.3. Выбор месторасположения установки
и расчетных параметров...........................82
5.4. Расчет ветродвигательных установок...............82
Глава 6. Проектирование аккумуляторов теплоты.................88
6.1. Общие сведения...................................88
6.2. Расчет основных показателей ТАМ..................89
Глава 7. Проектирование биогазовых установок..................92
7.1. Общие сведения...................................92
7.2. Методика расчета биогазовых установок............95
Глава 8. Проектирование систем газоснабжения сельского хозяйства ... 101
8.1. Общие сведения .................................101
8.2. Исходные данные, объем проектирования
и правила оформления чертежей...................101
8.3. Определение объема потребления газа.............102
8.4. Методы гидравлического расчета газопроводов.....116
8.5. Методика гидравлического расчета газопроводов
с использованием таблиц и номограмм..................120
Список литературы............................................127
Приложения.....................................................129
199
Роберт Александрович Амерханов
Борис Харлампиевич Драганов
ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА
Пи одна часть этого издания не может быть воспроизведена любым
копировальным способом без письменного согласия авторов
Редактирование Б. X. Драганов
Корректор НС. Ляшко
Компьютерный набор и верстка
А.А. Хамула, Р.А. Амерханов
Подписано к печати 27.12.2000. Печать трафаретная.
Усл. печ. л. 25. Тираж 1000 экз.
Формат 42 '/« Заказ 102.
ВРО № 100589, предприниматель Купреев В.В.
353240, Краснодарский край, ст. Северская, ул. Народная, 41
Адрес для заявок на приобретение учебника:
350044, Краснодар, ул. Калинина, 13, Кубанский
госагроуниверситет, (861-2) (56-36-56)