Справочник по ГОСТам и стандартам
Новости Аналитика и цены Металлоторговля Доска объявлений Подписка Реклама
   ГОСТы, стандарты, нормы, правила
 

РД 153-34.1-20.526-00
Методические указания по испытанию водяных тепловых сетей на гидравлические потери без нарушения режимов эксплуатации

РД 153-34.1-20.526-00. Методические указания по испытанию водяных тепловых сетей на гидравлические потери без нарушения режимов эксплуатации

 

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

 

 

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПОИСПЫТАНИЮ ВОДЯНЫХ

ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ НА ГИДРАВЛИЧЕСКИЕПОТЕРИ

БЕЗ НАРУШЕНИЯ РЕЖИМОВ

ЭКСПЛУАТАЦИИ

 

 

РД 153-34.1-20.526-00

 

 

Срок действия установлен

с 2001-01-01

до 2010-01-01

 

 

РАЗРАБОТАН Акционерным обществом открытоготипа "Всероссийский теплотехнический научно-исследовательскийинститут" (АООТ "ВТИ")

 

ИСПОЛНИТЕЛИ Н.М. Зингер, С.А. Байбаков,Н.П. Белова

 

УТВЕРЖДЕН Департаментом стратегии развитиянаучно-технической политики РАО "ЕЭС России" 04.05.2000 г.

 

ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ, периодичность проверки - 5 лет

 

Первый заместитель начальника А.П. Берсенев

 

 

Методические указания устанавливают содержаниеи порядок проведения работ по определению эксплуатационных гидравлическихпотерь в трубопроводах водяных тепловых сетей.

Методические указания предназначены дляработников предприятий тепловых сетей и электростанций, в ведении которыхнаходятся тепловые сети, а также энергообъединений и наладочных организаций.

Настоящие Методические указания действуютнаряду с "Методическими указаниями по испытанию водяных тепловых сетей нагидравлические потери" (РД 34.20.519-97), утвержденными Департаментомнауки и техники РАО "ЕЭС России" 25.04.97 г.

 

1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

 

1.1 Под испытаниями тепловых сетей нагидравлические потери (испытаниями) следует понимать комплекс организационных итехнических мероприятий по определению фактических гидравлических характеристиктрубопроводов для всей тепловой сети.

Основными гидравлическими характеристикамитрубопроводов являются:

- гидравлическое сопротивление трубопровода S, (м×ч2)/м6;

- эквивалентная шероховатость внутреннейповерхности трубопровода Кэ, мм.

1.2 Определение гидравлических характеристикпроизводится на основании измерений потерь напора при известных значенияхрасходов воды по участкам тепловой сети и принимаемых по справочным даннымзначениях коэффициентов местных гидравлических сопротивлений.

Участком тепловой сети является участоктрубопровода постоянного диаметра по подающей или обратной линиям,характеризующийся одинаковым по длине расходом сетевой воды.

1.2.1 Определение расходов воды по участкампроизводится либо путем непосредственных измерений, либо суммированием расходовводы на присоединенные в соответствии со схемой тепловой сети абонентскиевводы.

Измерения расходов воды производятся штатнымиприборами, установленными на источнике тепла, а также расходомернымиустройствами, входящими в состав аттестованных узлов учета абонентских вводов.При отсутствии указанных измерительных приборов и на промежуточных участкахрасходы воды измеряются при помощи ультразвуковых расходомеров с накладнымидатчиками.

Для измерения расходов могут использоватьсяприборы с величиной основной приведенной погрешности не более 2,5%. 

1.2.2 Измерения давлений производятсядеформационными манометрами или другими датчиками давления классом точности нениже 0,4. Измерения температуры должны проводиться с точностью до 1 °С.

Все измерительные приборы, используемые припроведении испытаний, должны быть метрологически аттестованы.

1.3 Испытания включают в себя подготовку,проведение и анализ полученных результатов.

1.3.1 В период подготовки определяютсяисходные данные по тепловой сети, разрабатывается и согласовывается программапроведения измерений.

1.3.2 Непосредственно испытания проводятся вдва этапа.

На первом этапе с целью предварительной оценкисоответствия гидравлических характеристик участков трубопроводов сети ихрасчетным значениям при условии стабильного гидравлического режима производятсяизмерения давлений на источнике тепла и в контрольных точках, а также расходовводы на источнике и абонентских вводах, оборудованных аттестованными узламиучета.

При расходах воды, соответствующих периодуизмерений, и гидравлических характеристиках участков, принимаемых по справочнымданным или по результатам предыдущих испытаний, производится расчет напоров вузлах сети и соответствующих потерь напора на участках, которые сопоставляютсяс потерями напора, полученными на основании измерений давлений в контрольныхточках. Делается расчет фактических гидравлических характеристик трубопроводов,и по результатам сопоставления определяются участки сети, фактические потеринапора на которых значительно отличаются от расчетных значений.

На втором этапе измеряются расходы и потеринапора непосредственно на выявленных участках с целью более точного определенияих гидравлических характеристик.

1.3.3 По результатам испытаний составляетсятаблица, в которой для каждого участка испытываемой сети должны быть указаныполученные значения эквивалентной шероховатости и гидравлического сопротивления.

1.4 Испытания проводятся при фактическихэксплуатационных режимах без отключения потребителей.

При наличии в тепловой сети несколькихмагистралей испытания могут проводить отдельно для каждой из них при закрытыхзадвижках на перемычках между магистралями. На период измерений должны бытьтакже закрыты задвижки на перемычках, образующих кольца в испытываемой сети.При недостаточном количестве измерительной аппаратуры требуемого класса могутбыть проведены испытания отдельно по подающей и обратной линиям.

1.5 Предпочтительно проводить испытания восенний или весенний периоды отопительного сезона при наибольших расходах водыв сети. Полученные по результатам испытаний данные используются припланировании ремонтных работ, разработке гидравлических режимов сети дляусловий нормальной эксплуатации и при аварийных ситуациях, а также дляобоснования затрат электроэнергии на перекачку теплоносителя. Эти данныеявляются также основанием для составления энергетической характеристикитепловой сети по показателю удельного расхода электроэнергии на транспорттеплоносителя, которая должна разрабатываться в соответствии с разделом 1.4Правил Технической Эксплуатации электрических станций и сетей "Контроль заэффективностью работы электростанций" (М.: Энергоатомиздат. 1989).

 

2 ПОДГОТОВКА К ИСПЫТАНИЯМ

 

2.1 В период подготовки определяются исходныеданные по тепловой сети, разрабатывается и согласовывается программа проведенияизмерений.

2.2 На основании исполнительной документациипо тепловым сетям и по результатам визуального обследования составляютсятаблицы исходных данных по участкам испытываемой тепловой сети (магистрали), вкоторых указываются:

- наименование (номер) начального узла(камеры) участка;

- наименование его конечного узла;

- линия (подающая или обратная);

- геодезические отметки конечного узла;

- год прокладки;

- строительная длина, м;

- внутренний диаметр, мм;

- принимаемая величина эквивалентнойшероховатости, мм;

- по каждому виду местных гидравлическихсопротивлений - количество (шт.) и величина коэффициента;

- сумма коэффициентов местных гидравлическихсопротивлений участка.

Рекомендуемая форма таблицы приведена вприложении Б.

Ориентировочные значения коэффициентов местныхгидравлических сопротивлений для различного оборудования тепловых сетей приведеныв приложении В.

2.3 На основании информации службприсоединения и учета теплоснабжающей организации составляется таблица данныхпо абонентским вводам, присоединенным к испытываемой сети, в которой длякаждого ввода указываются:

- наименование;

- расчетная суммарная тепловая нагрузка и ееструктура [расчетные нагрузки отопления и вентиляции, а также средняя нагрузкагорячего водоснабжения (ГВС)], МВт (Гкал/ч);

- расчетные расходы воды - суммарный на ввод ипо каждому виду тепловой нагрузки, м3/ч;

- наличие аттестованного узла учета отпускатепловой энергии с указанием мест установки расходомерных устройств и способарегистрации результатов измерения расходов;

- наличие манометров или преобразователейдавления на подающей и обратной линиях, их тип и состояние.

Рекомендуемая форма таблицы приведена вприложении Б.

2.4 В соответствии с оперативной схемойтепловых сетей с учетом данных из приведенных выше таблиц составляетсярасчетная схема испытываемой сети (магистрали), которая должна содержатьследующие сведения:

- наименование камер;

- внутренние диаметры трубопроводов и длиныучастков по подающей и обратной линиям;

- места присоединения и суммарные расчетныерасходы воды на абонентские вводы;

- точки (камеры), в которых установлены илимогут быть установлены манометры;

- точки, в которых установлены штатныерасходомерные устройства, а также места возможной установки ультразвуковыхрасходомеров;

- перемычки между магистралями и местарасположения отсекающих задвижек;

- места установки насосных подстанций суказанием направления подачи воды.

2.5 По данным о расчетных расходах воды наприсоединенные абонентские вводы производится предварительный гидравлическийрасчет расчетной схемы сети при принятых в соответствии с таблицей данных поучасткам гидравлических характеристиках трубопроводов. Расчет проводится наосновании формул, приведенных в приложении А.

2.6 На основании анализа расчетной схемы ирезультатов гидравлического расчета выбираются контрольные точки, в которыхбудут производиться измерения и регистрация параметров.

Посредством контрольных точек вся испытываемаясеть разбивается на ветви, представляющие собой последовательно соединенныеучастки магистрали или ответвления, расположенные между этими контрольнымиточками.

2.6.1 Первой контрольной точкой является выводисточника тепла. В этой точке должны производиться измерения расходов, давленийи температур сетевой воды в подающей и обратной линиях испытываемой сети. Приналичии аттестованного узла учета отпуска тепла эта точка располагается в местеустановки приборов учета.

При отсутствии на выводе источника теплаштатных расходомерных устройств должно быть предусмотрено измерение расходовпри помощи ультразвуковых расходомеров с накладными датчиками. Места ихустановки определяются в соответствии с требованиями инструкции по применению.

2.6.2 В качестве контрольных точек намагистральном трубопроводе выбираются камеры, в которых осуществляетсяприсоединение наиболее крупных ответвлений при наличии в этих камерах приборовдля измерения давления или штуцеров для их установки. Расстояние между двумясоседними контрольными точками должно выбираться таким, чтобы потери напорамежду этими точками по результатам предварительного гидравлического расчета в5-7 раз превышали точность измерения давлений в этих контрольных точках.

Ответвления, в точке присоединения которых кмагистральным трубопроводам давления не измеряются, исключаются из объемаиспытаний. Для участков этого ответвления фактические гидравлическиехарактеристики не определяются, а при гидравлическом расчете ответвление можетбыть задано суммарными расходами воды на присоединенные к нему абонентскиевводы.

2.6.3 На ответвлениях в качестве контрольныхточек используются наиболее удаленные абонентские вводы с максимальнымрасчетным расходом воды. Для повышения достоверности результатов следуетвыбирать вводы, оборудованные узлами учета отпуска тепла.

При значительных потерях напора втрубопроводах ответвления, на нем могут быть предусмотрены дополнительныеконтрольные точки.

2.6.4 При наличии в испытываемой сети насосныхподстанций должно быть предусмотрено измерение давлений на всасе и нагнетанииэтих насосных в точках присоединения их к тепловой сети.

Выбор контрольных точек должен быть согласованс теплоснабжающей организацией.

2.7 По результатам анализа суточных режимовотпуска тепла по показаниям приборов на теплоисточнике ориентировочноопределяются периоды времени со стабильным гидравлическим режимом, в течениекоторых могут быть проведены измерения по первому этапу испытаний.

2.8 В период подготовки проводится такжеосмотр установленных в намеченных контрольных точках манометров и определяетсятребуемый объем работ по их подготовке к испытаниям, а также количество, тип ихарактеристики дополнительно устанавливаемых датчиков давления.

Определяются геодезические отметки датчиковдавления (центров манометров), и при отсутствии данных по геодезическимотметкам трубопроводов производится нивелировка соответствующих точек трассы.

Производится выбор и подготовка мест установкиультразвуковых расходомеров.

Разрабатывается и согласовывается программапервого этапа испытаний. Она должна содержать:

- наименование объекта и объем испытаний;

- перечень подготовительных работ с указаниемсроков их проведения и исполнителей;

- предполагаемое время проведения первогоэтапа;

- требуемые переключения в схеме тепловой сетии режимы работы оборудования тепловой сети;

- требуемые режимы, обеспечиваемыеоборудованием источника тепла:

- перечень лиц, ответственных за обеспечение ипроведение испытаний;

- перечень лиц, согласовывающих программуиспытаний;

- обеспечение требований безопасности припроведении испытаний.

 

3 ПРОВЕДЕНИЕ ИСПЫТАНИЙ (ЭТАП 1)

 

3.1 На период проведения испытаний необходимособлюдение условий, обеспечивающих поддержание стабильного гидравлического итемпературного режима в тепловой сети, т.е. не должны производитьсяпереключения в схеме сети, отключения абонентов, изменения числа работающихнасосов на источнике тепла и насосных подстанциях. Кроме того, на источникетепла должны поддерживаться постоянные напоры в подающей и обратной линияхиспытываемой магистрали, а также температура воды в подающей линии.

3.2 Перед проведением испытаний в соответствиис расчетной схемой производится закрытие задвижек на перемычках междуиспытываемой и остальными магистралями тепловой сети.

Производится проверка и при необходимостизамена манометров в контрольных точках сети.

При отсутствии расходомерных устройств вподающей и обратной линиях магистрали на источнике тепла непосредственно передиспытаниями производится подготовка и установка ультразвуковых расходомеров.

3.3 В день проведения измерений, в периодвремени с наиболее постоянным гидравлическим режимом производятся синхроннаяавтоматическая регистрация или запись наблюдателями следующих параметров:

- расходов, давлений и температур в подающей иобратной линиях сети на источнике тепла;

- давлений в контрольных точках сети, а такжедавлений, расходов и температур в контрольных точках на абонентских вводах саттестованными узлами учета;

- давлений и температур в контрольных точкахна абонентских вводах, не оборудованных аттестованными узлами учета.

Регистрация и запись параметров производитсяне менее часа. При автоматической регистрации должны фиксироваться мгновенныезначения измеряемых параметров с частотой, определяющейся возможностямиаппаратуры, но не реже, чем 1 раз в 5 мин.

При отсутствии автоматической регистрациизапись параметров производится наблюдателями каждые 5 мин путем фиксации неменее трех значений расходов и давлений с интервалом 30 с.

3.4 Измерения и регистрация температур водыобязательно должна производиться в подающем и обратном трубопроводах передначалом измерений и после их окончания на источнике тепла и в наиболееудаленной от источника контрольной точке.

3.5 После окончания измерений производитсяпредварительная обработка и анализ полученных результатов: осреднениерезультатов измерений расходов и давлений, фиксируемых наблюдателями,определение средних температур воды в подающей и обратной линиях на периодиспытаний.

На основании осредненных значений давлений ирасходов выбирается интервал времени с наиболее стабильным гидравлическимрежимом.

Режим можно считать стабильным, если изменениядавлений для трех взятых подряд любых моментов времени во всех контрольныхточках не превышает 2%.

При отсутствии требуемого интервала времениизмерения повторяются после проведения мероприятий по стабилизации режима. Вкачестве такого мероприятия может рассматриваться отключение регуляторовтемпературы перед подогревателями горячего водоснабжения у наиболее крупныхпотребителей.

После проведения измерений в схеме сети могутбыть произведены необходимые по условиям эксплуатации переключения.

3.6 Для условий стабильного гидравлическогорежима производится гидравлический расчет схемы, в результате которого определяютсярасходы воды по участкам и напоры в узлах испытываемой магистрали.

При расчете гидравлические характеристикиучастков сети принимаются в соответствии с рекомендацияминормативно-технической литературы или по результатам предыдущих испытаний споправкой на срок эксплуатации. Абонентские вводы задаются расходами воды,поступающей из подающей линии сети на эти вводы и возвращающейся в обратнуюлинию.

3.6.1 Расходы воды для источника тепла иабонентских вводов с узлами учета принимаются на основании осредненныхрезультатов измерений.

3.6.2 При отсутствии узлов учета и закрытойтепловой сети расходы воды по подающей линии для абонентских вводов принимаютсяравными расчетному значению, умноженному на коэффициент Ап

,                                                                 (1)

где - расход воды изподающей линии на i-ый абонентский ввод, не оборудованный узлом учета, м3/ч;

- расчетный расход водыдля этого ввода, м3/ч.

Коэффициент Ап определяется,исходя из суммарных расходов воды на вводы и на источнике тепла в периодизмерений

,                                                            (2)

где  - фактический (измеренный)расход воды на источнике тепла в подающей линии, м3/ч;

 - суммарный фактическийрасход воды из подающей линии на абонентские вводы с узлами учета, м3/ч;

 - суммарный расчетныйрасход воды на абонентские вводы, присоединенные к испытываемой магистрали, м3/ч;

 - суммарный расчетныйрасход воды на оборудованные узлами учета абонентские вводы, присоединенные киспытываемой магистрали, м3/ч.

Расход воды, возвращаемый в обратную линиюсети после абонентских вводов, не оборудованных узлами учета , м3/ч,принимается равным расходу воды из подающей линии, умноженному на коэффициент Ао

.                                                               (3)

Коэффициент Ао определяется,исходя из суммарных расходов воды на вводы и на источнике тепла в периодизмерений

                                                                (4)

где  -фактический расходводы на источнике тепла в обратной линии, м3/ч;

 -суммарный расход воды,поступающей в обратную линию после оборудованных узлами учета абонентскихвводов, м3/ч.

3.6.3 При открытой тепловой сети по результатамизмерений расходов в первой контрольной точке предварительно определяетсясуммарный текущий расход воды на горячее водоснабжение , м3/ч,для абонентских вводов, не оборудованных узлами учета

.                                                 (5)

Расход воды на ввод из подающей линииопределяется следующим образом

,                                                         (6)

где  -расчетный расход водына отопление i-ого абонентского ввода, м3/ч;

 - расчетный расход водына ГВС этого ввода, м3/ч.

Расход воды, поступающей в обратную линиюпосле абонентских вводов, будет равен

,                                                  (7)

где tг - температураводы, подаваемой в систему ГВС, °С;

t1 - температурасетевой воды в подающей линии в период испытаний, °С;

t2 - температура сетевой воды в обратной линии в периодиспытаний, °С.

Коэффициенты А и В определяютсяиз суммарных расходов воды на источнике тепла и абонентских вводах

;                                                              (8)

,                                                   (9)

где  - суммарный расчетныйрасход на ГВС абонентских вводов испытываемой тепловой сети, м3/ч;

 -суммарный расчетныйрасход воды на ГВС для абонентских вводов, оборудованных узлами учета, м3/ч;

 - суммарный расчетныйрасход воды на отопление, м3/ч;

 - суммарный расчетныйрасход воды на отопление для абонентских вводов, оборудованных узлами учета, м3/ч.

При водоразборе только из подающей линии температурагорячей водопроводной воды принимается равной температуре в подающей линии,т.е. tг = t1, при водоразборе изобратной линии tг = t2

3.6.4 Результаты расчета и измеренийфактических расходов воды на абонентские вводы в сопоставлении с расчетными поподающей и обратной линиям в м3/ч при температурах испытанийфиксируются в таблице, рекомендуемая форма которой приведена в приложении Г.

3.7 По результатам определения расходов водыпри принятых в исходных данных гидравлических характеристиках участков сети всоответствии с расчетной схемой производится гидравлический расчет схемыиспытываемой сети и строится расчетный пьезометрический график магистрали иответвлений.

На расчетный пьезометрический график наносятсянапоры, соответствующие давлениям, измеренным в контрольных точках магистрали.

Определение напоров Н, м, производитсяпо следующей формуле, приведенной в приложении А

H = p/(r×g) + Z,                                                             (10)

где р - расчетное или измеренное давление в этом узле,Па;

r - плотность воды, кг/м3;

g - ускорение свободного падения (9,81 м/с2);

Z - геодезическая отметка местности узла, м.

Расчетный пьезометрический график снанесенными на него фактическими (измеренными) значениями напоров позволяетнаглядно оценить отличие фактических потерь напора от расчетных.

3.8 Потери напора на ветви DНи, м, с учетомпоправки на высоту установки манометров (разность напоров в двухпоследовательных контрольных точках) определяются по формуле

,                                         (11)

где , Zн - фактический (полученный в ходеиспытаний) напор и геодезическая отметка (высота установки манометра) вначальной по ходу воды контрольной точке сети, м;

, Zк -то же для конечной контрольной точки, м;

DНнп - измеренный при испытаниях напор насосной подстанции, м.

Количественная оценка отклонений фактическихпотерь напора от расчетных h производится по ветвям испытываемой сети и определяетсяотношением указанных потерь к расчетным

,                                                                 (12)

где - расчетные потеринапора на ветви, м;

 - расчетный напор вначальной по ходу сетевой воды контрольной точке ветви, м;

 - расчетный напор вконечной контрольной точке, м;

 - фактические(полученные при испытаниях) потери напора на этой ветви, м;

 -фактический напор вначальной контрольной точке, м;

- фактический напор вконечной контрольной точке, м.

Если h находится винтервале от 0,95 до 1,15, то производится коррекция величины гидравлическогосопротивления и эквивалентной шероховатости на участках ветви.

3.9 Потери напора на отдельных участках этойветви , м, определяются поформуле

,                                                    (13)

где  - расчетные потеринапора на i-ом участке, м.

Расчет потерь напора на отдельных участках иего результаты фиксируются в таблице, рекомендуемая форма которой приведена вприложении Г.

3.10 Гидравлические сопротивления участков Si,(м×ч2)/м6, определяются в по формуле

,                                                            (14)

где - расход воды на i-омучастке ветви, определяемый по результатам гидравлического расчета, м3/ч.

3.11 На основании зависимостей, приведенных вприложении А для каждого участка ветви, определяются следующие гидравлическиехарактеристики.

3.11.1 Коэффициент гидравлического трения l дляучастка определяется из выражения

.                                            (15)

где Dв - внутреннийдиаметр трубопровода на участке, м;

L - длина участка, м;

Sx -сумма коэффициентов местных сопротивлений.

3.11.2 Величина эквивалентной шероховатости Кэ,м, определяется по формуле

Кэ = Dв×(l/0,11)4.                                                         (16)

Для скорости течения воды в трубопроводе менее0,5 м/с величина эквивалентной шероховатости может быть определена но болееточной формуле

Кэ = Dв×(l/0,11)4– 1,92×105×v×,                                     (17)

где v - кинематическая вязкость воды, м2/с.

3.12 Исходные данные и результаты расчетагидравлических характеристик участков испытываемой сети указываются в таблице,рекомендуемая форма которой приведена в приложении Г.

При h менее 0,95 и более1,15 для участков соответствующей ветви должны быть проверены принятые исходныеданные и при отсутствии ошибок на втором этапе проведены более детальныеиспытания на гидравлические потери. При этом должны проводиться измерения расходов воды и давлений в начальном и конечном узлах поотдельным участкам сети.

Если h не превышает 1,15для всех ветвей испытываемой магистрали, то:

- при условии, что на каждом ответвлениииспытываемой магистрали абонентские вводы с расчетной тепловой нагрузкой,составляющей более 60% расчетной нагрузки ответвления, оборудованыаттестованными узлами учета потребления тепла, второй этап испытаний может непроводиться;

- при более низкой степени оснащенностиабонентских вводов узлами учета на втором этапе проводятся контрольныеиспытания на гидравлические потери по отдельным характерным участкам намагистрали и ответвлениям при непосредственном измерении расходов и давлений наэтих участках.

 

4 ПРОВЕДЕНИЕ ИСПЫТАНИЙ (ЭТАП 2)

 

4.1 Второй этап испытаний проводится с цельюуточнения гидравлических характеристик отдельных участков испытываемой сети поподающей и обратной линиям в случаях, оговоренных в предыдущем разделе.

Схема сети при проведении измерений можетсоответствовать текущим условиям эксплуатации, однако для получения болеедостоверных результатов целесообразно такое ее изменение, при котором расходыводы на испытываемых участках будут наибольшими.

В тепловой сети во время измерений необходимоподдержание стабильного гидравлического и теплового режимов.

4.2 На каждом испытываемом участкепроизводятся измерения расходов воды и давлений в начальном и конечном по ходуводы узлах.

Измерения расходов воды могут производитьсякак штатными приборами на источнике тепла и абонентских вводах с аттестованнымиузлами учета, так и переносными ультразвуковыми расходомерами при соблюденииправил их установки в соответствии с инструкцией по применению.

При использовании расходомерных устройств наабонентских вводах расходы воды по участкам определяются путем их суммированияв соответствии со схемой сети.

4.3 Измерения параметров производятся втечение не менее 20 мин при синхронной их регистрации с интервалом 2 мин.Регистрация параметров производится автоматически или с помощью наблюдателей.

При отсутствии стабильного гидравлическогорежима в течение не менее 10 мин за указанный период цикл измерений следуетповторить.

4.4 Количество одновременно испытываемыхучастков определяется наличием измерительной аппаратуры и возможностямирегистрации измеряемых параметров.

4.5 По результатам измерений определяютсяфактические гидравлические характеристики участков: гидравлическиесопротивления и величина эквивалентной шероховатости. Последовательность и формулыдля расчета характеристик участков приведены в предыдущем разделе.

Результаты измерений и расчетов приводятся длясоответствующих участков в таблицах, форма которых рекомендована в приложении Г(форма 3).

 

5 АНАЛИЗ И ИСПОЛЬЗОВАНИЕРЕЗУЛЬТАТОВ ИСПЫТАНИЙ

 

По результатам испытаний определяются средниезначения эквивалентной шероховатости для испытывавшихся участков подающей иобратной линий. Для участков с существенным изменением величины Кэ,по сравнению с расчетным значением следует проанализировать возможные причинытакого изменения.

Это могут быть неверные исходные данные(заниженные значения величины местных потерь или неправильное определениевнутреннего диаметра), а также длительный срок эксплуатации, подача втрубопровод сырой воды, наличие засоров, посторонних предметов и неисправнойарматуры.

После выявления причин завышенных гидравлическихсопротивлений участка должны быть намечены меры по их устранению.

При наличии ошибок в исходных данныхпроизводится их корректировка и повторный расчет эквивалентной шероховатости.Если их нет, для снижения гидравлического сопротивления трубопроводов навыявленных участках могут быть рекомендованы следующие мероприятия:

- гидропневматическая промывка;

- вскрытие и чистка трубопроводов;

- перекладка трубопроводов.

Фактические значения гидравлическихсопротивлений и эквивалентной шероховатости участков трубопроводов сетииспользуются в дальнейшем при разработке гидравлических режимов сети, дляобоснования затрат электроэнергии на перекачку, а также для составленияэнергетической характеристики тепловой сети по показателю удельного расходаэлектроэнергии на транспорт теплоносителя.

 

6 РЕКОМЕНДУЕМАЯ ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯАППАРАТУРА

 

При проведении испытаний тепловых сетей нагидравлические потери требуется одновременное измерение и регистрация большогоколичества параметров, в основном давлений и расходов сетевой воды. Поэтомубольшое внимание должно быть уделено выбору измерительной аппаратуры иорганизации процесса измерений.

Регистрация измеряемых параметров можетпроводиться путем их записи наблюдателями в соответствующие таблицы, а такжеавтоматически - путем записи на различные промежуточные носители информации.

В настоящее время выпускается широкаяноменклатура измерительной и регистрирующей аппаратуры отечественного изарубежного производства, удовлетворяющей приведенным в разделе 2 требованиям.

Для визуальной регистрации давления могутиспользоваться образцовые деформационные манометры (тип МО) класса точности 0,4и выше, а при значительных изменениях давления по длине сети также идеформационные манометры точных измерений (тип МТИ) классом точности не ниже0,6.

Для автоматической регистрации могутиспользоваться электрические измерительные преобразователи давления типа МТ100завода "Манометр", МЕТРАН-43 концерна "Метран" илипреобразователи "ЗОНД-10)" производства НПП "Гидрогазприбор"с классом точности 0,25 и выше. При оснащении этих приборов вторичнойпоказывающей аппаратурой соответствующего класса точности они могутиспользоваться также для визуальной регистрации измерений давления.

Измерения расходов могут производитьсяштатными расходомерными устройствами на источнике тепла и абонентских вводах всоставе узлов учета отпуска и потребления тепла при условии, что они имеюттребуемый класс точности, метрологически аттестованы и установлены всоответствии с техническими требованиями.

Измерения расходов могут производиться также спомощью переносных ультразвуковых расходомеров отечественного и зарубежногопроизводства при условии соблюдения правил их установки. Эти приборы оснащеныпоказывающими цифровыми приборами и имеют выходы нормированных токовых сигналов,что позволяет использовать их как при автоматической, так и при визуальнойрегистрации результатов измерений. Для испытаний могут использоватьсяпереносные расходомеры фирмы "KRONHE", расходомеры "PORTAFLOW" различныхфирм изготовителей, переносные расходомеры фирмы "PANAMETRICS", а такжеотечественные расходомеры фирмы "ВЗЛЕТ".

Автоматическую регистрацию измеряемыхпараметров для повышения точности измерений целесообразно производить вцифровом виде. Для этого могут использоваться вычислительные блокитеплосчетчиков при соблюдении ими требований по периодичности регистрацииизмеряемых параметров.

В настоящее время выпускается большоеколичество различных специализированных контроллеров для преобразования ихранения измерительной информации, однако они рассчитаны на обработку большогоколичества каналов измерений в течение длительного времени с фиксированнойпериодичностью опроса датчиков и применяются в основном для большихинформационно-измерительных комплексов. Поэтому их применение для испытаний нагидравлические потери, как правило, требует определенной доработки.

Готовым самостоятельным прибором такого типа,применимым в полевых условиях, является накопитель информации SQUIRREL 1003фирмы "GRANT". Он обладает необходимыми сервисными возможностямипри достаточной емкости запоминающего устройства.

Измерения температур сетевой воды могутпроизводиться любым термометром, обеспечивающим точность не ниже 1,0 °С.

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ А

(обязательное)

 

ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ И ФОРМУЛЫ ДЛЯГИДРАВЛИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ

 

А.1 Под гидравлическим режимом системытеплоснабжения донимается совокупность расходов воды по участкам и ихвзаимосвязь с давлениями в узлах тепловой сети в данный момент времени.

А.2 Участком сети является трубопроводпостоянного диаметра с неизменным по длине расходом воды.

А.3 Узлы - это места разветвлениятрубопроводов или изменения их диаметра. В тепловой сети узлами, как правило,являются тепловые камеры.

А.4 При расчете гидравлических режимов системтеплоснабжения наряду с давлениями применяется и другая единица гидравлическогопотенциала - напор.

А.5 Напор - это давление, выраженное влинейных единицах (обычно метрах) столба жидкости, протекающей по трубопроводу.

А.6 Напор Н, м, и давление r, Па (Н/м2). связаны зависимостью

H = p/(r×g),                                                            (А.1)

где r - плотность, кг/м3;

g - ускорение свободного падения (9,81 м/с2).

А.7 Различают напоры:

а) полные - отсчитанные от одногогоризонтального уровня;

б) пьезометрические - отсчитанные от отметкиместности (или от оси трубопровода);

в) статические - устанавливающиеся в системепри прекращении циркуляции;

г) располагаемые - разность напоров в подающейи обратной линиях.

А.8 Полный Н (м) и пьезометрический Нр(м) напоры связаны

следующим соотношением

H = Hp + Z;                                                          (A.2)

где Z - геодезическая отметка (высота) оси трубопровода, м.

А.9 Потери напора DН, м, (давления) при течении жидкости на участкетрубопровода представляют собой разность полных напоров в начальной и конечнойточках этого трубопровода

DH = HнHк = HРнHРк - (Zн - Zк) =  + DНг                  (А.3)

где индексы "н", "к" - начало и конецучастка трубопровода:

рн, рк -давления на оси трубопровода(определяемые по показаниям манометров) соответственно в начале и концеучастка, Па;

DН = ZнZк - разностьгеодезических высот трубопроводов (высот установки манометров), м.

А.10 Величина потерь напора определяетсясуммой линейной потери напора DНл на прямолинейныхучастках и потерь напора в местных сопротивлениях DНм (отводах, коленах,компенсаторах, регулирующей и запорной арматуре), размещенных неравномерно подлине трубопровода

DН = DНл + DНм.                                                   (А.4)

А.11 Линейные потери напора могут бытьпредставлены в виде

DНл = hл×L,                                                         (А.5)

где hл - удельноелинейное падение напора, м/м;

L - длина участка трубопровода, м.

По формуле Д'Арси

                                    (А.6)

где l - коэффициент гидравлического трения;

w - скорость движения теплоносителя, м/с;

g - ускорение свободного падения, м/с2,

Dв - внутреннийдиаметр трубы, м;

V - объемный расход теплоносителя, м3/ч.

Коэффициент гидравлического трения дляшероховатых труб определяется по формуле А.Д. Альтшуля, которая для условийтечения воды в тепловой сети имеет вид

l = 0,11×(Кэ/Dв + 68/Re)0,25,                                               (A.7)

где Кэ -эквивалентная шероховатостьтрубопровода, характеризующая состояние его внутренней поверхности м;

Re - критерий Рейнольдса.

При больших значениях числа Рейнольдсаслагаемое 68/Re становится пренебрежимо малым и тогда формула дляопределения l совпадает с формулой, предложенной Б.Л. Шифринсоном

l = 0,11×(Кэ/Dв)0,25,                                                       (А.8)

имеющей более простой вид.

Для оценки точности определения коэффициентагидравлического трения, рассчитанного по формулам (А.7) и (А.8), можно привестиследующие данные.

При наиболее часто встречающихся температурахводы в тепловой сети 70-100 °С и величине Кэ = 0,5 ммотклонение l, определяемое поприближенной формуле Б.Л. Шифринсона, от более точного значения не превышает1,2% при скорости воды в трубопроводе более 1,0 м/с и 3% - при скорости более0,5 м/с. Применение же формулы (А.8) позволяет значительно упростить расчеты иобработку результатов испытаний.

На основании СНиП 2.04.07-86 "Тепловыесети" (п. 5.7) эквивалентную шероховатость внутренней поверхности стальныхтруб для водяных тепловых сетей следует принимать Кэ = 0,0005 м (0,5мм). Применение для расчета действующих тепловых сетей более высоких значенийэквивалентных шероховатостей допускается только при подтверждении ихфактической величины результатами испытаний на гидравлические потери.

Из формул (А.6) и (А.8) следует, что величинаудельных линейных потерь давления, м/м, в трубопроводе пропорциональна квадратурасхода теплоносителя и может быть представлена в виде

hл = 6,985×10-9×.                                            (А.9)

Линейное падение напора, отнесенное к единицеобъемного расхода воды, м3/ч, называется линейным гидравлическимсопротивлением трубопровода и не зависит от расхода воды, (м×ч2)/м6,

.                                      (А.10)

При малых скоростях воды в трубопроводах исоответственно числах Рейнольдса для повышения точности определениекоэффициента гидравлического трения следует проводить по более сложной формуле(А.7). При этом линейное сопротивление будет иметь сложную зависимость отрасхода воды в трубопроводе.

А.12 Суммарное падение напора во всех местныхсопротивлениях на участке трубопровода

,                               (А.11)

где Sx - сумма коэффициентов местных сопротивлений (безразмернаявеличина).

Значения коэффициентов местных потерь дляразличных типов местных сопротивлений приведены в приложении В.

Потери напора в местных сопротивлениях научастке Sм, (м×ч2)/м6,отнесенные к расходу воды V, м3/ч, во второй степени, также не зависят отвеличины расхода и могут быть представлены в виде

.                                     (А.12)

А.13 Суммарные потери напора на участкесоставляют

DН = DНм + DНл = (Sл + SмV2 = S×V2,                             (А.13)

где S = Sм + Sл - суммарное гидравлическое сопротивление участкатрубопровода, (м×ч2)/м6.

 

 

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

(рекомендуемое)

 

РЕКОМЕНДУЕМЫЕ ФОРМЫ ТАБЛИЦХАРАКТЕРИСТИК

УЧАСТКОВ ТЕПЛОВОЙ СЕТИ ИАБОНЕНТСКИХ ВВОДОВ

 

Таблица Б.1

 

Характеристики участков тепловойсети. Форма 1

 

Участок

Линия

Геодезическая отметка оси трубопровода конечного узла, м

Год прокладки

Строительная длина, м

Внутренний диаметр, мм

Предварительная величина эквивалентной шероховатости, мм

Характеристика местных сопротивлений

Начальный узел

Конечный узел

коэффициент

количество, шт

коэффициент

количество, шт

коэффициент

количество, шт

сумма

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

 

Таблица Б.2

 

Характеристики абонентскихвводов. Форма 2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Наименование

Расчетная нагрузка, МВт (Гкал/ч)

Расчетные расходы воды, м3

Наличие расходомеров и регистрация расходов

Измерения давлений

(тип прибора)

отопление

вентиляция

ГВС средняя

всего

отопление

вентиляция

ГВС

всего

подающая

обратная

регистрация (да, нет)

подающая

обратная

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

 

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ В

(справочное)

 

Таблица В.1

 

Коэффициенты местныхгидравлических сопротивлений

 

Наименование местного сопротивления

Коэффициент

1

2

Задвижка:

 

"Лудло"

0,05

клинкерная

0,2

нормальная

0,3-0,5

Вентиль:

 

"Косва"

2,0

"Рей"

3,4

с делительными стенками

4,1-5,5

штампованный

7,8

Обратный клапан

 

нормальный

1,5-3,0

Компенсаторы:

 

сальниковый

0,2-0,5

лирообразный гладкий

2,0-2,6

П-образный

2,3-3,0

лирообразный волнистый

3,5-5,0

Грязевик

10,0

Внезапное расширение

1,0

Внезапное сужение

0,5

Переход диаметра:

 

расширение

0,2-0,3

сужение

0,1-0,15

Отвод гнутый

 

под углом 90°:

 

R = 5×D

0,2

R = 4×D

0,3

R = 3×D

0,5

R = 2×D

0,7

R = D

1,0

Отвод сварной:

 

4 шва 90°

0,5

3 шва 90°

0,5

2 шва 90°

0,6

1 шов 90°

1,3

1 шов 30°

0,2

1 шов 45°

0,3

1 шов 60°

0,7

Тройники:

 

при разделении потоков

 

- на проход

1,0

- в ответвлении

1,5

при слиянии потоков

 

- на проход

1,5

- в ответвлении

2,0

на проход при закрытом ответвлении

0,0

в ответвлении:

 

- при закрытом прямом проходе

2,0

- при расходящемся потоке

2,0

- при встречном потоке

3,0

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

(рекомендуемое)

 

РЕКОМЕНДУЕМЫЕ ФОРМЫ ТАБЛИЦОБРАБОТКИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИСПЫТАНИЙ

 

Таблица Г.1

 

Расходы воды у потребителей при испытаниях.Форма 1

 

Наименование

Линия

Расчетный расход воды, м3

Расход воды при испытаниях, м3

Примечания

1

2

3

4

5

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица Г.2

 

Распределение потерь напора поучасткам сети. Форма 2

 

Контрольные точки ветви начальная -конечная

Расчетные потери напора на ветви, DНр, м

Потери напора при испытаниях, DНи, м

Участок ветви

Линия

Расчетные потери напора на участке, , м

Потери напора при испытаниях, , м

начальный

конечный

1

2

3

4

5

6

7

8

9

 

Таблица Г.3

 

Гидравлические характеристикиучастков по результатам испытаний. Форма 3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Участок сети

Линия

Длина L, м

Внутренний диаметр Dв, мм

Сумма коэффициентов местных потерь Sx

Расход воды V, м3

Общая скорость w, м/с

Общая потеря напора Н, м

Гидравлическое сопротивление S, (м×ч2)6

Коэффициент гидравлического трения l

Эквивалентная шероховатость Кэ, мм

нач.

кон.

1

2

3

4

5

6

7 8

9

10

11

12

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ Д

(справочное)

 

ПРИМЕР ПРОВЕДЕНИЯ ИСПЫТАНИЙТЕПЛОВОЙ СЕТИ

НА ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ПОТЕРИ

 

На основании разработанной методики былипроведены испытания на гидравлические потери тепловой сети системытеплоснабжения промышленного предприятия с присоединенной расчетной тепловойнагрузкой 8,47 МВт (7,28 Гкал/ч) и диаметром трубопроводов на головных участкахсети Dy 300 мм.

Источник теплоснабжения - водогрейнаякотельная.

Задача испытаний - определение фактическихгидравлических характеристик трубопроводов тепловой сети: фактическихгидравлических сопротивлений участков и величин эквивалентной шероховатоститруб.

Расчетная схема испытываемой сети представленана рисунке Д.1. В соответствии с разделом 3 на схеме приведены:

- наименование узлов (камер);

- внутренние диаметры трубопроводов и длиныучастков по подающей и обратной линиям;

- места присоединения абонентов и суммарныерасчетные расходы воды на абонентские вводы;

- сумма коэффициентов местных сопротивлений поподающей и обратной линиям;

- точки (камеры), в которых установленыманометры;

- точки, в которых установлены штатныерасходомерные устройства, а также места установки ультразвуковых расходомеров;

- перемычки между магистралями и местарасположения отсекающих задвижек.

Основные характеристики участков трубопроводови присоединенных потребителей тепла приведены в таблицах Д.1 и Д.2. Расчетныерасходы воды у потребителей определены на основании проектных данных порасчетным тепловым нагрузкам при принятом в тепловой сети температурном графике105-70 °С.

При испытаниях измерения расходов воды наисточнике тепла на некоторых крупных ответвлениях производились при помощикалиброванных переносных ультразвуковых расходомеров с накладными датчиками Portaflow МК II с точностью- измерений 2,0-3,0%.

У некоторых потребителей установлены узлыучета SA-94/1 фирмы ASWEGA с электромагнитными (индукционными) расходомерами наподающей линии с точностью измерения расходов ±2,0%.

 

 

 

 


 

Условные обозначения.

 

35,3

- длина трубопровода, м;

311

- внутренний диаметр трубопровода по .подающей линии, мм;

311

- внутренний диаметр трубопровода по обратной линии, мм;

6,25

- сумма коэффициентов местных потерь по подающей линия;

5,0

- сумма коэффициентов местных потерь по обратной линии;

 

 - места установки манометров;

 - места установкирасходомеров.

Рисунок Д.1 - Расчетная схемаиспытываемой тепловой сети.


 

У потребителей тепла, расходы воды на которыхнепосредственно не измерялись, эти расходы определялись распределениемизмеренных на ответвлениях суммарных расходов на участках в соответствии срасчетной тепловой нагрузкой (расчетным расходом воды).

Для измерения давлений использовалисьпружинные образцовые манометры МО класса точности 0,4 с различными диапазонамиизмеряемого давления.

Расходы измерялись на трубопроводах подающейлинии, давления в контрольных точках - и в подающей и в обратной линиях.

Выбором мест установки манометров (контрольныхточек) разбивают сеть на ветви, на которых и производится сопоставлениефактических потерь напора с расчетными. Контрольные точки выбирались наосновании предварительных гидравлических расчетов; было установлено 7контрольных точек (включая коллектора котельной), которые разбивают сеть на 12ветвей.

Места установки расходомеров и манометровприведены на расчетной схеме (см. рисунок Д.1).

Нивелировка трассы не проводилась и для получениядостоверных данных о поправках на высоту установки манометров перед началомиспытаний были проведены измерения давлений при статическом режиме. Порезультатам этих измерений определены поправки в показаниях манометров поотношению к манометру, установленному на всасе сетевых насосов источника тепла.

Давления при статическом режиме исоответствующие поправки приведены в таблице Д.3. Утечек воды в сети пристатическом режиме практически не было - величина подпитки составляла 0,0002т/ч. .

Испытания проводились при эксплуатационномгидравлическом режиме работы тепловой сети и неработающих котельных агрегатахперед началом отопительного периода.

Измерения температуры производились в подающеми обратном коллекторах источника тепла с точностью 1 °С и составляли в периодстабильного режима испытаний в среднем по подающей и обратной линиям 23 °С.Поскольку температуры в подающей и обратной линиях были одинаковыми, а утечкапрактически отсутствовала, то расходы воды в подающей или обратной линиях припроведении расчетов также принимались одинаковыми.

Измерения давлений и расходов в контрольныхточках производились в соответствии с настоящей методикой. Осредненныерезультаты измерения давлений (напоров) и расходов воды в сети и на абонентскихвводах приведены в таблицах Д.4 и Д.3.

Из таблицы результатов измерений давленийследует, что потери напора по подающей линии ветви от т. 10 до ЦТП значительноменьше возможной точности измерений, поэтому в дальнейшем гидравлическиехарактеристики участков подающей линии этой ветви приняты равными расчетнымзначениям.

В таблице Д.6 приведены расходы воды наабонентские вводы, определенные на основании расчетных нагрузок, а также иполученные в результате испытаний: непосредственными измерениями илираспределением пропорционально расчетным значениям расходов воды, измеренных наветвях сети и на источнике тепла.

При полученных значениях расходов воды употребителей, располагаемом напоре на источнике тепла и расчетныхгидравлических характеристиках участков проведен гидравлический расчетиспытываемой сети и определены расчетные потери на участках и ветвях, а такжеполные напоры в узлах сети. Результаты гидравлического расчета для подающей иобратной линий сети приведены в таблицах Д.7 и Д.8.

Пьезометрический график расчетного гидравлическогорежима приведен на рисунке Д.2. Там же точками показаны измеренные припроведении испытаний давления (напоры) в контрольных точках.

Сопоставление расчетных и измеренных потерьнапора на ветвях и результаты расчета фактических гидравлических потерь напорана участках испытываемой сети приведены в таблице Д.9.

Как следует из результатов сопоставления,отношение измеренных потерь напора на ветвях к расчетным h непревышает 1,15. Прямые измерения расходов при испытаниях в сумме составляютболее 60% расчетной присоединенной нагрузки потребителей. Поэтому второй этаписпытаний не проводился.

Фактические гидравлические характеристикиучастков испытываемой тепловой сети, включая коэффициенты гидравлическоготрения l и величину эквивалентной шероховатости Кэ,приведены в таблице Д.10.

Полученные в результате испытаний коэффициентыэквивалентной шероховатости трубопроводов в целом по тепловой сети превосходятрекомендуемое в СНиП значение, равное 0,5 мм, несмотря на значительнуюпротяженность переложенных участков. Кроме того, полученные значения Кэне соответствуют характерным их изменениям, обусловленным различными срокамиэксплуатации трубопроводов.

Такое состояние может объясняться прежде всегозагрязнением тепловой сети, возникшем при перекладке и подключении новыхтрубопроводов. Поэтому в качестве основного мероприятия по снижениюгидравлических потерь следует рекомендовать гидропневматическую промывкутепловой сети.

 


 

Рисунок Д.2 - Пьезометрическийграфик испытываемой тепловой сети


Таблица Д.1

 

Характеристики участковиспытываемой тепловой сети

 

Участок

Линия

Геодезическая отметка оси трубопровода конечного узла, м

Год прокладки

Строительная длина, м

Внутренний диаметр, мм

Предварительная величина эквивалентной шероховатости, мм

Характеристика местных сопротивлений

начальный узел

конечный узел

коэф.

кол-во шт.

коэф.

кол-во шт.

коэф.

кол-во шт.

коэф

кол-во шт.

сумма коэф.

1

кт.1

кт.0

о

172.6

1998

31.0

207

0.5

1.0

3

0.13

1

 

 

 

 

3.13

 

кт.0

кт.1

п

172.6

1998

30.5

207

0.5

1.0

2

 

 

 

 

 

 

2.0

2

кт.1

т.1

п

172.5

1998

35.3

311

0.5

1.0

5

0.25

1

 

 

 

 

5.25

 

кт.1

т.1

о

 

1998

35.3

311

0.5

1.0

5

 

 

 

 

 

 

5.0

3

т.1

т.2

п

172.5

1998

77.5

311

0.5

1.0

1

 

 

 

 

1.0

1

2.0

 

т.1

т.2

о

 

1998

77.5

311

0.5

1.0

1

0.25

1

 

 

1.2

1

2.45

4

т.2

т.3

п

172.1

1998

3.0

259

0.5

1.0

2

0.5

1

0.1

1

1.0

1

3.6

 

т.2

т.3

о

 

1998

3.0

259

0.5

1.0

2

0.5

1

 

 

1.2

1

3.7

5

т.3

т.4

п

172.0

1997

25.6

259

0.5

1.0

2

 

 

 

 

1.0

1

3.0

 

т.3

т.4

о

 

1997

25.6

259

0.5

1.0

2

 

 

 

 

1.2

1

3.2

6

т.4

т.5

п

172.0

1997

65.0

259

0.5

1.0

2

 

 

 

 

10

1

3.0

 

т.4

т.5

о

 

1997

65.0

259

0.5

1.0

2

 

 

 

 

1.2

1

3.2

7

т.5

т.6/1

п

172.0

1997

38.0

259

0.5

 

 

 

 

 

 

1.0

1

1.0

 

т.5

т.6/1

о

 

1997

38.0

259

0.5

 

 

 

 

 

 

1.2

1

1.2

8

т.6/1

т.7

п

172.0

1997

1.0

259

0.5

1.0

2

 

 

 

 

1.0

2

4.0

 

т.6/1

т.7

о

 

1997

1.0

259

0.5

1.0

4

0.25

1

 

 

1.2.

2

6.65

9

т.7

т.8

п

172.8

1989

46.5

207

1.5

 

 

2.65

1

0.5

1

0.13

1

3.28

 

т.7

т.8

о

 

1997

46.5

150

0.5

 

 

2.65

1

0.5

1

1.2

1

4.35

10

т.8

т.9

п

172.8

1989

17.0

207

1.5

 

 

 

 

 

 

1.0

1

1.0

 

т.8

т.9

о

 

1997

17.0

150

0.5

 

 

 

 

 

 

1.2

1

1.2

11

т.9

т.10

п

172.8

1989

38.5

207

1.5

 

 

 

 

 

 

1.0

1

1.0

 

т.9

т.10

о

 

1997

38.5

150

0.5

 

 

 

 

 

 

 

 

0.0

12

т.10

т.11

п

172.7

1989

34.5

207

1.5

 

 

2.65

1

 

 

1.0

1

3.65

 

т 10

т.11

о

 

1997

34.5

150

0.5

 

 

2.65

1

 

 

1.2

1

3.85

13

т.11

т.12

п

172.8

1989

28.6

207

1.5

1.0

1

 

 

 

 

1.0

1

2.0

 

т.11

т.12

о

 

1997

28.6

150

0.5

1.0

1

 

 

 

 

1.2

1

2.2

14

т.12

ЦТП

п

172.5

1989

53.8

207

1.5

1.0

 

 

 

 

 

1.0

1

1.0

 

т.12

ЦТП

о

 

1997

53.8

150

0.5

1.0

 

 

 

 

 

1.2

1

0.0

15

т.4

Боксы

п

172.0

1994

36.1

51

0.5

1.0

3

 

 

0.5

1

1.5

1

5.0

 

т.4

Боксы

о

 

1994

36.1

51

0.5

1.0

3

 

 

0.5

1

1.8

1

5.3

16

т.5

Куз. цех

п

173.0

1995

2.0

51

0.5

 

 

 

 

 

 

1.5

1

1.5

 

т.5

Куз. цех

о

 

1995

2.0

51

0.5

 

 

 

 

 

 

1.8

1

1.8

17

т.6/1

Гараж

п

172.1

1996

5.0

51

0.5

 

 

 

 

 

 

1.5

1

1.5

 

т.6/1

Гараж

о

 

1996

5.0

51

0.5

 

 

 

 

 

 

1.8

1

1.8

18

т.9

Автокл.

п

172.5

1996

12.5

51

0.5

 

 

 

 

0.5

1

1.5

1

2.0

 

т.9

Автокл.

о

 

1996

12.5

51

0.5

 

 

 

 

0.5

1

1.8

1

2.3

19

т.11

Гелевая

п

172.5

1996

15.0

51

0.5

 

 

 

 

0.5

1

1.5

1

2.0

 

т.11

Гелевая

о

 

1996

15.0

51

0.5

 

 

 

 

0.5

1

1.8

1

2.3

20

т.12

Ц. склад

п

172.8

1987

23.5

82

1.5

1.0

8

 

 

0.5

1

1.5

1

10.00

 

т.12

Ц. склад

о

 

1987

23.5

82

1.5

1.0

7

 

 

0.5

1

1.8

1

9.3

21

т.2

т.2/1

п

171.0

1997

3.8

125

0.5

1.0

3

0.3

1

 

 

1.5

1

5.0

 

т.2

т.2/1

о

 

1997

3.8

125

0.5

1.0

4

0.5

1

0.15

1

1.8

1

6.45

22

т.2/1

т.2/2

п

171.0

1997

1.5

150

0.5

 

 

 

 

1.25

1

1.0

1

1.25

 

т.2/1

т.2/2

о

 

1997

1.5

150

0.5

 

 

 

 

 

 

1.2

1

1.2

23

т.2/2

т.2/3

п

172.0

1997

5.5

150

0.5

1.0

1

 

 

 

 

1.0

 

2.0

 

т.2/2

т.2/3

о

 

1997

5.5

150

0.5

1.0

1

 

 

 

 

1.2

 

2.2

24

т.2/3

т.2/4

п

172.0

1997

2.0

150

0.5

1.0

2

0.5

1

 

 

 

 

2.5

 

т.2/3

т.2/4

о

 

1997

2.0

150

0.5

1.0

2

0.5

1

0.25

1

 

 

2.75

25

т.2/4

т.2/5

п

172.0

1985

49.0

100

1.5

1.0

2

 

 

0.13

1

1.0

1

3.13

 

т.2/4

т.2/5

о

 

1985

49.0

100

1.5

1.0

2

 

 

0.25

1

1.2

1

3.45

26

т.2/5

т.2/6

п

172.0

1987

44.0

82

1.5

1.0

1

 

 

0.13

1

1.0

1

2.13

 

т.2/5

т.2/б

о

 

1987

44.0

82

1.5

1.0

1

 

 

0.25

1

1.2

1

2.45

27

т.2/2

т.2/2-1

п

172.0

1983

80.7

82

2.0

1.0

8

0.5

1

0.13

1

1.5

1

10.13

 

т.2/2

т.2/2-1

о

 

1983

80.7

82

2.0

1.0

7

0.5

1

0.25

1

1.8

1

9.55

28

т.2/2-1

РММ

п

172.0

1990

0.5

82

1.0

 

 

 

 

 

 

 

 

5.5

 

т.2/2-1

РММ

о

 

1991

0.5

82

1.0

 

 

 

 

 

 

 

 

6.3

29

т.2/3

ГСУ

п

171.5

1987

35.0

82

1.5

1.0

2

0.5

2

 

 

1.5

1

4.5

 

т.2/3

ГСУ

о

 

1987

35.0

82

1.5

1.0

2

0.5

2

 

 

1.8

1

4.8

30

т.2/5

Пав-он

п

171.5

1987

17.0

94

1.5

1.0

3

0.5

2

 

 

1.5

1

5.5

 

т.2/5

Пав-он

о

 

1987

17.0

82

1.5

1.0

3

0.5

2

 

 

1.8

1

5.8

31

т.2/6

Стр. цех

п

171.5

1987

28.0

82

1.5

1.0

3

0.5

3

 

 

 

 

4.0

 

т.2/6

Стр. цех

о

 

1987

28.0

82

1.5

1.0

3

0.5

3

 

 

 

 

4.0

32

т.2/6

Насосн.

п

171.0

1987

25.0

51

1.5

 

 

0.5

2

 

 

1.5

1

2.5

 

т.2/6

Насосн.

о

 

1987

25.0

51

1.5

 

 

0.5

2

 

 

1.8

1

2.8

33

т.7

т.7/1

п

173.0

1989

50.5

207

1.5

1.0

7

0.5

1

1.0

1

1.5

1

10.0

 

т.7

т.7/1

о

 

1996

51.5

150

0.5

1.0

7

0.5

1

 

 

1.8

1

9.3

34

т.7/1

т.7/2

п

173.0

1996

5.5

100

0.5

1.0

4

0.5

1

 

 

1.5

1

6.0

 

т.7/1

т.7/2

о

 

1996

2.3

100

0,5

1.0

4

0.5

1

 

 

1.8

1

6.3

35

т.7/2

т.7/3

п

173.0

1996

76.0

82

0.5

1.0

8

0.5

1

 

 

1.0

1

9.5

 

т.7/2

т.7/3

о

 

1996

66.0

82

0.5

1.0

8

0.5

1

 

 

1.2

1

9.7

36

т.7/1

Инж.кор.

п

172.9

1996

0.1

100

0.5

 

 

 

 

 

 

 

 

0

 

т.7/1

Инж.кор.

о

 

1996

0.1

100

0.5

 

 

 

 

 

 

 

 

0

37

т.7/3

Прох.2

п

172.5

1984

8.0

51

1.5

1.0

10

0.5

2

0.13

1

1.5

1

12.63

 

т.7/3

Прох.2

о

 

1984

8.0

51

1.5

1.0

10

0.5

2

0.25

1

1.8

1

13.05

38

т.7/3

Ангар

п

171.8

1984

10.0

82

1.5

 

 

 

 

 

 

 

 

0

 

т.7/3

Ангар

о

 

1984

10.0

82

1.5

 

 

 

 

 

 

 

 

0

39

т.7/2

т.7/2а

п

172.0

1995

72.0

100

0.5

1.0

11

0.5

2

 

 

 

 

12.0

 

т.7/2

т.7/2а

о

 

1995

68.0

100

0.5

1.0

10

0.5

2

 

 

 

 

11.0

40

т.7/2а

Лаб. к.

п

172.0

1983

12.0

82

1.5

1.0

4

0.5

2

0.13

1

1.5

1

6.63

 

т.7/2а

Лаб. к.

о

 

1983

10.0

82

1.5

1.0

4

0.5

2

0.25

1

1.8

1

7.05

41

т.10

т.10/1

п

172.8

1996

60.5

150

0.5

1.0

3

0.5

1

1.0

1

1.5

1

6.0

42

т.7

т.10а

о

172.8

1996

102.0

150

0.5

1.0

3

0.5

1

2.65

1

1.8

1

7.95

43

т.10а

т.10/1

о

172.8

1996

59.0

150

0.5

1.0

1

 

 

 

 

1.2

1

2.2

44

т.10/1

т.10/2

п

172.8

1997

43.5

150

0.5

1.0

4

 

 

1.0

1

1.5

1

6.5

 

т.10/1

т.10/2

о

 

1997

43.5

150

0.5

1.0

5

 

 

1.2

1

1.8

1

8.0

45

т.10/2

т.10/3

п

172.0

1997

23

150

0.5

1.0

1

 

 

 

 

1.0

1

2.0

 

т.10/2

т.10/3

о

 

1997

23

150

0.5

1.0

1

 

 

 

 

1.2

1

2.2

46

т.10/3

т.10/4

п

172.0

1997

43

100

0.5

 

 

 

 

 

 

 

 

0.13

 

т.10/3

т.10/4

о

 

1997

43

100

0.5

 

 

 

 

 

 

 

 

0.25

47

т.10/4

т.10/7

п

171.5

1997

16.3

100

0.5

1.0

2

 

 

 

 

1.0

1

3.0

 

т.10/4

т.10/7

о

 

1997

18.7

100

0.5

1.0

2

 

 

 

 

1.2

1

3.2

48

т.10/7

т.10/8

п

171.5

1997

1.5

100

0.5

1.0

1

 

 

 

 

1.0

1

2.0

 

т.10/7

т.10/8

о

 

1997

1.5

100

0.5

1.0

1

 

 

 

 

1.2

1

2.2

49

т.10/8

т.10/9

п

171.5

1997

26

100

0.5

1.0

1

 

 

 

 

1.0

1

2.0

 

т.10/8

т.10/9

о

 

1997

26

100

0.5

1.0

1

 

 

 

 

1.2

1

2.2

50

т.10/9

НТЦ

п

171.0

1997

7.5

70

0.5

1.0

2

 

 

 

 

1.5

1

4.8

 

т.10/9

НТЦ

о

 

1997

6.0

70

0.5

1.0

2

 

 

 

 

1.8

1

5.3

51

т.10/9

ГРП

п

171.0

1983

58

51

1.5

1.0

6

0.5

1

0.13

1

 

 

6.63

 

т.10/9

ГРП

о

 

1983

58

51

1.5

1.0

6

0.5

1

0.25

1

 

 

6.75

52

т.10/1

т.10/1а

п

171.8

1983

15.5

82

1.5

1.0

4

0.5

1

0.13

 

 

 

4.63

 

т.10/1

т.10/1а

о

 

1983

15.5

82

1.5

1.0

4

0.5

1

0.25

 

 

 

4.75

53

т.10/1а

Заг. цех

п

171.5

1983

33.0

51

1.5

1.0

1

0.5

1

0.13

 

 

 

4.63

 

т.10/1а

Заг. цех

о

 

1983

33.0

51

1-5 _,

1.0

1

0.5

1

0.25

 

 

 

1.75

54

т.10/2

УПЧУ

п

171.2

1994

12.0

51

0.5

1 0

4

05

2

0.13

1

1.5

1

6.63

 

т.10/2

УПЧУ

о

 

1994

12.0

51

0.5

1.0

4

0.5

2

 

 

1.8

1

6.80

55

т.10/3

Лаб. вг

п

171.0

1994

5.5

51

0.5

1.0

4

0.5

2

0.13

1

1.5

1

6.63

 

т.10/3

Лаб. вг

п

 

1994

5.5

51

0.5

1.0

4

0.5

2

 

 

1.8

1

6.80

56

т.10/7

Т.10/7а

п

171.0

1994

11.5

51

0.5

1.0

2

 

 

1.0

1

1.5

1

4.5

 

т.10/7

т.10/7а

о

 

1994

11.5

51

0.5

1.0

2

 

 

1.2

1

1.8

1

5.0

57

т.10/7а

Маcт.

 

171.0

1994

12.5

40

0.5

 

 

 

 

 

 

 

 

58

т.10/7а

УВИ

п

171.0

1994

12.5

51

0.5

1.0

3

0.5

1

 

 

 

 

3.5

 

т.10/7а

УВИ

о

 

1994

12.5

51

0.5

1.0

3

0.5

1

 

 

 

 

3.5

59

т.10/8

Серооч.

п

170.8

1981

25

51

1.5

1.0

2

0.5

2

 

 

1.5

1

4.5

 

т.10/8

Серооч.

о

 

1981

25

51

1.5

1.0

2

0.5

2

 

 

1.8

1

4.8

 

Таблица Д.2

 

Характеристики потребителейиспытываемой тепловой сети

 

Наименование

Расчетная нагрузка, Гкал/ч

Расчетные расходы воды, м3

Наличие расходомеров и регистрация расходов

Измерения давлений (тип прибора)

 

отопление

вентиляция

ГВС средняя

всего

отопление

вентиляция

ГВС

всего

под.

обр.

регист.

под.

обр.

 

1 РММ

0.440

 

 

0.4400

12.57

 

 

12.57

 

 

 

 

 

 

2 ГСУ

0.200

0.180

 

0.3800

5.72

5.14

 

10.86

 

 

 

 

 

 

3 Павильон

0.790

 

 

0.7900

22.60

 

 

22.60

да

 

да

МТИ

МТИ

 

4 Строй. цех

0.150

0.160

 

0.3100

4.26

4.54

 

8.90

 

 

 

 

 

 

5 Насосная

0.060

 

 

0.0600

1.70

 

 

1.70

 

 

 

 

 

 

6 Боксы

0.260

 

 

0.2600

7.40

 

 

7.40

да

 

да

МТИ

МТИ

 

7 Кузн. цех

0.230

0.19

 

0.4200

6.57

5.43

 

12.00

да

 

да

МТИ

МТИ

 

8 Гараж

0.470

 

 

0.4700

13.43

 

 

13.43

 

 

 

 

 

 

9 Инж. корпус

0.350

0.260

 

0.6100

10.00

7.40

 

17.40

 

 

 

 

 

 

10 Ангар

0.390

 

 

0.3900

11.10

 

 

11.10

 

 

 

 

 

 

11 Проход. 2

0.130

 

 

0.1300

3.70

 

 

3.70

 

 

 

 

 

 

12 Лаб. корпус

0.180

0.300

 

0.4800

5.14

8.56

 

13.70

 

 

 

 

 

 

13 Автоклав.

0.220

 

 

0.2200

6.29

 

 

6.29

 

 

 

 

 

 

14 Загот. цех

0.090

 

 

0.0900

2.57

 

 

2.57

 

 

 

 

 

 

15 Лаб. ВНИИГ

0.130

 

 

0.1300

3.71

 

 

3.71

 

 

 

МТИ

МТИ

 

16 УПЧУ

0.070

0.120

 

0.190

2.00

3.43

 

5.43

 

 

 

 

 

 

17 УВИ

0.090

 

 

0.0900

2.57

 

 

2.57

 

 

 

 

 

 

18 Мастерск.

0.060

 

 

0.0600

1.71

 

 

1.71

 

 

 

 

 

 

19 НТЦ

0.110

0.180

 

0.2900

3.14

5.15

 

8.29

да

 

да

МТИ

МТИ

 

20 Сероочист.

0.050

0.140

 

0.1900

1.43

4.00

 

5.43

 

 

 

 

 

 

21 ГРП

0.030

 

 

0.0300

0.86

 

 

0.86

 

 

 

 

 

 

22 Гелевая

0.160

 

 

0.1600

4.57

 

 

4.57

 

 

 

 

 

 

 

23 Цент. склад

0.190

 

 

0.1900

5.43

 

 

5.43

 

 

 

 

 

 

 

24 ЦТП

0.900

 

 

0.9000

25.70

 

 

25.70

да

 

да

МТИ

МТИ

 

 

ИТОГО:

5.750

1.530

 

7.280

164.2

43.7

 

207.9

 

 

 

 

 

 

 


Таблица Д.3

 

Поправки на разность высотустановки манометров

 

Контрольная точка

Линия

Статическое давление рс, кг/см2

Напор Н, м

Поправка DНг, м

Коллектор котельной

кт.0

п

2.61

26.2

+1.2

о

2.49

5.0

0.0

т.2

п

2.52

25.3

+0.3

о

2.55

25.6

+0.6

Павильон

п

2.49

25.0

0.0

о

2.55

25.6

+0.6

т.7

п

2.64

26.5

+1.5

о

2.58

25.9

+0.9

т.10

ответв. на ЦТП

ответв. на НТЦ

п

2.61

26.2

+1.2

о

2.64

26.5

+1.5

о

2.61

26.2

+1.2

ЦТП

п

2.67

26.8

+1.8

о

2.67

26.8

+1.8

НТЦ

п

2.58

25.9

+0.9

о

2.58

25.9

+0.9

Примечание - Плотность воды принята равной 999.2 кг/м3 при ее температуре 16.0 °С

 

Таблица Д.4

 

Результаты измерения давлений вконтрольных точках сети

 

Контрольная точка

Линия

Давление р, кгс/см2

Пьезометрический напор Нр = р×104/r, м

Поправка на высоту установки манометра, DНг, м

Полный напор Н, м

Коллектор котельной

п

3.51

35.2

+1.2

36.4

кт.0

о

2.24

22.5

0.0

22.5

т.2

п

3,30

33.1

+0.3

33.4

о

2.38

23.9

+0.6

24.5

Павильон

п

2.95

29.6

0.0

29.6

о

2.82

28.3

+0.6

28.9

т.7

п

3.08

30.9

+1.5

32.4

о

2.46

24.7

+0.9

25.6

т.10

п

3.06

30.7

+1.2

31.9

ответв. на ЦТП

о

2.46

24.7

+1.5

26.2

ответв. на НТЦ

о

2.47

24.Н

+1.2

26.0

ЦТП

п

2.90

30.0

+1.8

31.8

о

2.48

24.9

+1.8

26.7

НТЦ

п

2.95

29.6

+0.9

30.5

о

2.65

26.6

+0.9

27.5

 

Таблица Д.5

 

Осредненные результаты измерениярасходов

 

Место измерения (потребитель или участок)

Линия

Расход, м3

Примечание

1 Котельная

п

231.0

у.з.р.

2 т.2/3-т.2/4

п

37.0

у.з.р.

3 т.7-т.7/1

п

49.9

у.з.р.

4 Павильон

п

25.0

эл. расх.

5 Боксы

п

8.0

эл. расх.

6 Кузнеч. цех

п

13.0

эл. расх.

7 НТЦ

п

9.2

эл. расх.

8 ЦТП

п

30.0

эл. расх.

Условные обозначения:

у.з.р. - ультразвуковой переносной расходомер;

эл. расх. - стационарный электромагнитный расходомер узла учета

 

Таблица Д.6

 

Расходы воды у потребителей прииспытаниях

 

Наименование

Линия

Расчетный расход воды, м3

Расход воды при испытаниях, м3

Примечание

1 РММ

п

12.57

14.0

 

2 ГСУ

п

10.86

12.1

 

3 Павильон

п

22.60

25.0

Измер.

4 Строй, цех

п

8.90

10.0

5 Насосная

п

1.70

2.0

6 Боксы

п

7.40

8.0

Измер.

7 Кузн. цех

п

12.00

13.0

Измер.

8 Гараж

п

13.43

14.9

 

9 Инж. корпус

п

17.40

19.0

Измер.

10 Ангар

п

11.10

12.0

11 Проход. 2

п

3.70

4.0

12 Лаб. корпус

п

13.70

14.9

13 Автоклав.

п

6.29

7.0

 

14 Загот. цех

п

2.57

2.9