Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

71 страница

563.00 ₽

Купить ГОСТ Р 56777-2015 — бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль".

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

Устанавливает методы расчета потребления энергоресурсов и определение КПД котельных и теплогенераторных установок для отопления помещений и систем бытового горячего водоснабжения, работающих на органическом топливе путем сжигания.

  Скачать PDF

Оглавление

1 Область применения

2 Нормативные ссылки

3 Термины, определения, обозначения и единицы измерения

4 Сущность метода

5 Расчет подсистемы теплогенерации

Приложение А (справочное) Метод расчета сезонной производительности котла, основанного на типовых системах (типологический метод)

Приложение Б (справочное) дополнительные формулы и значения для определения параметров коэффициента полезного действия котла для конкретного случая

Приложение В (справочное) Определение параметров расчета по методу циклической работы котла

Приложение Г (справочное) Поправочные коэффициенты в зависимости от входных параметров управления

Приложение Д (справочное) Пример расчета для метода сезонной производительности котла, основанного на типовых схемах

Приложение Е (справочное) Примеры по методу расчета коэффициента полезного действия котла для конкретного случая

Приложение Ж (справочное) Примеры для метода расчета циклической работы котла

Приложение И (справочное) Расчет температуры воды в котле

Библиография

Показать даты введения Admin

Стр. 1
стр. 1
Стр. 2
стр. 2
Стр. 3
стр. 3
Стр. 4
стр. 4
Стр. 5
стр. 5
Стр. 6
стр. 6
Стр. 7
стр. 7
Стр. 8
стр. 8
Стр. 9
стр. 9
Стр. 10
стр. 10
Стр. 11
стр. 11
Стр. 12
стр. 12
Стр. 13
стр. 13
Стр. 14
стр. 14
Стр. 15
стр. 15
Стр. 16
стр. 16
Стр. 17
стр. 17
Стр. 18
стр. 18
Стр. 19
стр. 19
Стр. 20
стр. 20
Стр. 21
стр. 21
Стр. 22
стр. 22
Стр. 23
стр. 23
Стр. 24
стр. 24
Стр. 25
стр. 25
Стр. 26
стр. 26
Стр. 27
стр. 27
Стр. 28
стр. 28
Стр. 29
стр. 29
Стр. 30
стр. 30

ГОСТР

56777—

2015

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

НАЦИОНАЛЬНЫЙ

СТАНДАРТ

РОССИЙСКОЙ

ФЕДЕРАЦИИ

КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ

Метод расчета энергопотребления и эффективности

(EN 15316-4-1:2008, NEQ)

Издание официальное

Москва

Стандартинформ

2016

Предисловие

1    РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью «СанТехПроект» (ООО «СанТехПроект»)

2    ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 465 «Строительство»

3    УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 27 ноября 2015 г. № 2030-ст

4    Настоящий стандарт разработан с учетом основных нормативных положений европейского стандарта EH 15316-4-1:2008 «Системы теплоснабжения здания. Метод расчета потребности в энергии системы и эффективности систем. Часть 4-1. Системы теплообразования для отопления помещений на установках, сжигающих топливо (теплогенераторы)» (EN 15316-4-1:2008 «Heating system sinbuildings — Method for calculation of system energy requirem entsand system efficiencies — Part 4-1: Space heating generation systems, combustion systems (boilers)», NEQ)

5    ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Правила применения настоящего стандарта установлены в ГОСТ Р 1.0-2012 (раздел 8). Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе «Национальные стандарты», а официальный текст изменений и поправок — в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.gost.ru)

© Стандартинформ, 2016

Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

ГОСТ Р 56777-2015

Примечание — Qh,gen,is учитывает потери через уходящий газ и обшивку теплогенератора, часть которых может быть рекуперируемой в зависимости от местоположения. См. 4.4, 5.3.5 и 5.4.4.

В случае только одной подсистемы теплогенерации

<2н , gen, out /ctri' ^ <?н ,dis,in,i    Qw,dis,in,j    >    (2)

i    j

где /ctri — фактор, учитывающий потери системы управления передачей тепла. Значение /ьм по умолчанию приведено в таблице Г.1. Другие значения могут быть установлены в национальном приложении при условии, что потери системы управления передачей тепла не были учтены в стандарте на передачу тепла [4] или в стандарте на распределение тепла [2].

В случае нескольких подсистем теплогенерации или нескольких котлов см. 4.6, 5.3.3 и 5.4.9.

Если теплогенератор производит тепло для отопления и бытового горячего водоснабжения, индекс Н заменяют индексом HW. Для упрощения в настоящем стандарте далее используется только индекс Н.

4.3    Вспомогательная энергия

Вспомогательная энергия — это энергия, отличная от энергии, получаемой от топлива, которая требуется для работы горелки, первичного насоса и оборудования, работа которого связана с работой подсистемы теплогенерации. Вспомогательная энергия учитывается на источнике до тех пор, пока транспортируемая энергия не переносится от вспомогательного оборудования в распределительную подсистему (пример: распределительный массив при нулевом давлении). Такое вспомогательное оборудование может быть (но необязательно) составляющей частью теплогенерации.

Вспомогательная энергия, как правило, в виде электроэнергии может быть частично рекуперирована как тепло для отопления помещений или для подсистемы теплогенерации.

Примеры рекуперируемой вспомогательной энергии:

-    электроэнергия, передаваемая как тепло воде первичной цепи;

-    часть электроэнергии для вентилятора горелки.

Пример нерекуперируемой вспомогательной энергии:

-    электроэнергия для вспомогательных цепей электрической панели, если теплогенератор установлен вне отапливаемого помещения.

4.4    Рекуперируемые, рекуперированные и нерекуперируемые тепловые потери системы

Не все рассчитанные тепловые потери системы обязательно являются потерянными. Некоторые из этих потерь являются рекуперируемыми, причем часть этих рекуперируемых тепловых потерь системы действительно рекуперируется.

Примером рекуперируемых тепловых потерь системы являются:

-    тепловые потери через обшивку теплогенератора, установленного в отапливаемом помещении.

Примерами нерекуперируемых тепловых потерь системы являются:

-    тепловые потери через обшивку теплогенератора, установленного вне отапливаемого помещения;

-    тепловые потери через дымоход, установленный вне отапливаемого помещения.

Рекуперация тепловых потерь системы для отапливаемого помещения может быть учтена:

-    как снижение общих тепловых потерь системы в определенной части (упрощенный метод);

-    в качестве теплопоступлений (целостный метод) или снижения энергопотребления согласно [5] с учетом рекуперируемых тепловых потерь системы.

В настоящем стандарте допускаются оба подхода.

Тепловые потери системы теплоснабжения, рекуперированные подсистемой теплогенерации, непосредственно учитываются в производительности системы теплогенерации.

Пример — Предварительный нагрев воздуха сгорания при потерях тепла с уходящими газами.

4.5    Расчетные интервалы

Целью расчета является определение потребления энергии подсистемой теплогенерации за весь расчетный период (как правило, за один год). Оно может быть найдено одним из следующих двух различных способов:

-    с использованием средних (как правило, годовых) данных за весь расчетный период;

7

-    путем деления расчетного периода на ряд расчетных интервалов (например, месяцы, недели, температурные интервалы, режимы работы по [6]), выполнения расчетов для каждого интервала с использованием значений для этого интервала и суммирования результатов по всем интервалам в течение расчетного периода.

Примечание — Коэффициент полезного действия (КПД) системы теплоснабжения в значительной степени зависит от фактора нагрузки, данное отношение является нелинейным. Для достижения точности расчетные этапы должны составлять не более 1 мес.

4.6 Несколько котлов или подсистем теплогенерации

Основной областью применения настоящего стандарта являются расчеты потерь, потребности в топливе и потребности во вспомогательной энергии для отдельного котла.

В случае нескольких подсистем теплогенерации общая часть предусматривает модульный подход для учета в случаях, когда:

-    система отопления разделена на зоны с несколькими распределительными подсистемами;

-    имеется несколько подсистем теплогенерации.

Пример 1 —Для бытового горячего водоснабжения допускается использовать отдельную цепь.

Пример 2 — Для солнечной подсистемы (подсистем) и/или подсистемы (подсистем) объединенной выработки тепловой и электрической энергии котел допускается использовать в качестве резервного нагревателя.

XQ:

В этих случаях общая потребность в тепле соединенных распределительных подсистем ^Qx^sin, должна быть равной общей теплопроизводительности подсистем теплогенерации

J

X,gen,out,j '

(3)

Примечание — Хвформуле(З) использован как индекс, обозначающий отопление помещений, бытовое горячее водоснабжение или другие коммунальные услуги, для которых требуется тепло от подсистемы теплообразования.

В случае нескольких подсистем теплогенерации общее требуемое количество тепла для распределительной(ых) подсистемы (подсистем) должно быть распределено между имеющимися подсистемами теплогенерации. Расчет согласно 5.2, 5.3, 5.4 и/или соответствующему пункту ГОСТ Р 54856 и ГОСТ Р 54865 выполняют независимо для каждого теплогенерирующего устройства j на

ОСНОВаНИИ QH.gen.outj.

В основе критериев распределения общего требуемого количества тепла между имеющимися подсистемами теплогенерации могут лежать физические аспекты, аспекты КПД или экономические аспекты.

Пример 3 — Максимальная теплопроизводительность солнечной или теплонасосной

подсистемы.

Пример 4 — Оптимальный (экономически или энергетически) диапазон производительности тепловых насосов или устройств объединенной выработки тепловой и электрической энергии.

Надлежащие критерии для конкретных типов подсистем теплообразования приведены в ГОСТ Р 54826, ГОСТ Р 54856, ГОСТ Р 54865.

Процедуры разделения нагрузки между несколькими теплогенераторами (котлами) приведены в

5.3.3 и 5.4.9 для основных случаев.

Пример 5 — При заданном 2TQH,dis,in сначала рассчитывают максимальную производительность солнечной системы теплогенерации QH.soi.out, а затем суммируют ее с теплопроизводительностью, которую можно получить от системы объединенной выработки тепловой и электрической энергии

Qchp,gen,out. Остаток (Qh,gen,out,boil = XQH,dis,in — Qh,sol,out — Qchp.gen.out, CM. pUCyHOK 2), приписывают котлам, a затем он может быть разделен между несколькими котлами согласно 5.3.3 и 5.4.9.

ГОСТ P 56777—2015


QH,dis,in,1

А

QH.dis.in,/

А

QH,dis,in,i ^

^ Qll,gen,out,;'


III

Он ,gen,out,sol Qh .gen.out.cogn Qh,gen,out boi Рисунок 2 — Пример разделения нагрузки между подсистемами теплогенерации

4.7 Использование низшей и высшей теплотворной способности

Расчеты, описанные в разделе 5, допускается выполнять в соответствии как с низшей, так и высшей теплотворной способностью. Все параметры и данные должны соответствовать данному варианту.

Если расчет подсистемы теплогенерации выполняют в соответствии сданными, основанными на значениях низшей теплотворной способности топлива Hi, то общие потери Qh,gen,is,net, нерекуперируемые тепловые потери Qh,gen,is,th,nrbi.net и энергоресурс подсистемы теплогенерации Ен,gen,in,net (т. е. количество подводимого топлива для работы котлов) основанные на значениях низшей теплотворной способности, могут быть пересчитаны В значения QH.gen.ls.grs, Qh ,gen,ls,th,nrbl,grs И EH.gen.in.grs, основанные на значениях высшей теплотворной способности Hs путем их суммирования со значением скрытой теплоты парообразования Qiat согласно следующим формулам:


Qlat - Ен gen.in.net


и н.


н.

Ен.деп.т.дге— EH.gen.in.net + Qlat,

Qh gen.ls.grs - Qh , gen, Is, net + Qlat,

Qh . gen. Is. th. nrbl. grs — QH.gen.ls.th.nrbl.net + Qlat.


(4)

(5)

(6) (7)


4.8 Границы между подсистемой теплогенерации и распределительной подсистемой

Границы между подсистемой теплогенерации и распределительной подсистемой определяют согласно следующим принципам.

Если подсистема теплогенерации включает в себя только теплогенератор (т. е. в теплогенераторе нет насоса), граница с распределительной подсистемой представлена гидравлическим соединением котла, как показано на рисунке 3.


9



gen — подсистема теплогенерации; dis — распределительная подсистема; ет — подсистема передачи тепла

Рисунок 3 — Пример границ подсистем (1)

Рисунок 4 — Пример границ подсистем (2)


Насос, физически находящийся в котле, тем не менее считают частью распределительной подсистемы, если он способствует потоку теплоносителя к отопительным приборам. Пример показан на рисунке 4.

gen — подсистема теплогенерации; dis — распределительная подсистема; ет — подсистема передачи тепла

В системе теплогенерации допускается учитывать только насосы, специально предназначенные для потребностей теплогенератора (с промежуточным подогревателем). Пример показан на рисунке 5.

ю

ГОСТ P 56777—2015

Рисунок 5 — Пример границ подсистем (3)


gen — подсистема теплогенерации; dis — распределительная подсистема; em — подсистема передачи тепла

5 Расчет подсистемы теплогенерации

5.1    Используемые методы расчета

В настоящем стандарте описаны три метода расчета производительности подсистемы теплогенерации, соответствующие различным применениям (упрощенная или детальная оценка, измерения на месте и т. д.). Методы расчета различаются в зависимости от следующих факторов:

-    требуемые входные данные;

-    учитываемые условия эксплуатации;

-    применяемые расчетные интервалы.

Для первого метода (см. 5.2) рассматриваемым расчетным интервалом является отопительный сезон. Расчет производительности основан на данных, связанных с КПД котлов. Учитываемые условия эксплуатации (климат, распределительная подсистема, соединенная с теплогенератором, и т. д.) приблизительно определяют в соответствии с типологией рассматриваемого региона, а не для каждого конкретного случая. При применении данного метода должны быть учтены надлежащие местные условия с соответствующими значениями.

Второй метод (см. 5.3) также основан на данных, связанных с КПД котлов, но в этом случае требуются дополнительные данные для учета конкретных условий эксплуатации для отдельной установки. Рассматриваемым расчетным интервалом может быть отопительный сезон, но может также быть и более короткий период (месяц, неделя и/или режимы работы согласно [6]). Данный метод не имеет ограничений и может применяться с использованием значений по умолчанию, указанных в приложении Б.

Третий метод (см. 5.4) более четко различает потери теплогенератора, которые имеют место при циклической работе котла (т. е. потери при сжигании топлива). Некоторые параметры допускается измерить на месте. Данный метод удобно применять для эксплуатируемых зданий и учета рекуперации теплоты конденсации в соответствии с условиями эксплуатации.

Применяемый метод расчета выбирают в зависимости от имеющихся данных и целей расчета.

Дополнительная информация по каждому методу приведена в приложениях А, Б и В.

5.2    Метод расчета сезонной производительности котла, основанный на типовых схемах (типологический метод)

5.2.1 Сущность метода

Данный метод предполагает, что климатические условия, режимы работы, типовые схемы занятости людьми зданий различного назначения (жилые, коммерческие, промышленные здания и т. д.) были учтены и включены в метод для пересчета результатов стандартных испытаний КПД в сезонные значения КПД для соответствующего типа здания.

Этапами метода расчета сезонного КПД являются:

а) стандартизация результатов испытаний с учетом типа котла, топлива и конкретных условий испытания и соответствующими стандартами;

11

б)    корректировка годовой производительности после ввода в эксплуатацию, с учетом регионального климата, режимов работы и схемы занятости людьми соответствующего типа здания;

в)    выполнение расчетов и определение потребности в объеме количества топлива, общих тепловых потерь при теплогенерации (в качестве абсолютного значения), рекуперируемых тепловых потерь при теплогенерации, вспомогательной энергии, рекуперируемой вспомогательной энергии.

Применение данного метода расчета позволяет учитывать местные условия для соответствующего строительного сектора.

5.2.2 Метод расчета

5.2.2.1    Выбор соответствующего метода расчета сезонного КПД

Метод расчета сезонного КПД выбирают из соответствующих местных условий на основании следующей информации:

-    регион (климат), в котором расположено здание;

-    строительный сектор.

Выбранный метод расчета должен включать в себя ограничения в применении, соответствующие граничные условия и ссылку на контрольные данные.

Выбранный метод расчета должен быть определен в нормативных документах и стандартах, действующих на национальном уровне. При их отсутствии данный метод применять не допускается.

В приложении А приведен пример метода расчета сезонного КПД для условий жилого сектора.

5.2.2.2    Входная информация, требуемая для метода расчета сезонного КПД

Входная информация для данного метода расчета должна включать в себя:

-    требуемое количество тепла для распределительной(ых) системы (систем) для отопления помещений ZQH.dis.in, рассчитанное по [2];

-    требуемое количество тепла для распределительной(ых) системы (систем) для бытового горячего водоснабжения IQw.disjn, рассчитанное по [3], в соответствующем случае.

Входная информация для данного расчета метода дополнительно может включать в себя:

-    результаты испытаний КПД при полной нагрузке и частичной нагрузке 30 % в соответствии со стандартными испытаниями согласно ГОСТ Р 53634;

-тип котла (конденсационный или нет, комбинированный или нет, с баком-аккумулятором горячей воды или без и т. д.);

-    используемое топливо (природный газ, сжиженный углеводородный газ, жидкое топливо и т. д.);

-    выходную мощность котла (максимальную и минимальную в случае диапазона);

-    метод зажигания (постоянное пламя запальника или нет);

-    тип горелки (модулирующая, многоступенчатая или двухпозиционная);

-    внутренний бак-аккумулятор при испытаниях КПД (да/нет);

-    показатели бака-аккумулятора (объем, толщина изоляции).

5.2.2.3    Выходная информация, полученная из метода расчета сезонного КПД

Выходная информация из данного метода расчета должна включать в себя:

-    &l,gen,in — потребность в теплоте сгорания топлива;

-    и/н,деп,аих— ВСПОМОГЭТвЛЬНаЯ ЭНврГИЯ;

-    QH,gen,ls,rbl— рекуперируемые ТвПЛОВЫв ПОТврИ СИСТвМЫ ДЛЯ ОТОПЛвНИЯ ПОМвЩвНИЙ.

5.3    Метод расчета коэффициента полезного действия котла для конкретного случая

5.3.1 Сущность метода расчета

Данный метод расчета основан на следующем принципе:

а)    данные собраны для трех основных значений факторов нагрузки или выходной мощности:

-    ддпг.рп— КПД при нагрузке 100 %;

“ T]gnr,Pint- КПД при промежуточной нагрузке;

-    ®gnr,is,po— потери при нагрузке 0 %;

б)    данные по КПД и потерям корректируют в соответствии с условиями эксплуатации котла (температура);

в)    мощность потерь при нагрузке 100 % Ognr.is.pn и при промежуточной нагрузке Ognris.Pint рассчитывают в соответствии со значениями КПД с поправкой;

г)    расчет мощности потерь, соответствующей фактической выходной мощности, выполняют посредством линейной или полиноминальной интерполяции между значениями мощности потерь для трех основных выходных мощностей.

Примечани е — Для метода расчета КПД котла для конкретного случая все мощности и фактор нагрузки (Здпг относятся к производительности подсистемы теплообразования;

ГОСТ Р 56777-2015

д)    вспомогательную энергию рассчитывают с учетом фактической выходной мощности котла;

е)    рекуперируемые тепловые потери обшивки теплогенератора рассчитывают в соответствии с табличной долей тепловых потерь в режиме готовности и местоположением котла;

ж)    для получения общих рекуперируемых тепловых потерь рекуперируемую вспомогательную энергию суммируют с рекуперируемыми тепловыми потерями обшивки теплообразователя.

5.3.2 Входные данные для рассматриваемого метода расчета

5.3.2.1 Данные котла

Котел характеризуется следующими значениями:

-    Фрп— производительность теплогенератора при полной нагрузке;

-    T]gnr,Pn — КПД теплогенератора при полной нагрузке;

-    0gnr,w,test,pn— средняя температура воды в теплогенераторе при условиях испытания для полной нагрузки;

■    /согг.Рп- поправочный коэффициент для КПД при полной нагрузке;

-    Фри— производительность теплогенератора при промежуточной нагрузке;

“ Tlgnr.Pint-

КПД теплогенератора при промежуточной нагрузке;

■    Ggnr.w.test, Pint — средняя температура воды в теплогенераторе при условиях испытания для промежуточной нагрузки;

■    /согг, Pint — поправочный коэффициент для КПД при промежуточной нагрузке;

-    Фдпг,15,ро — тепловые потери в режиме готовности при разности температур испытания A0gnr,test,po;

-    A0gnr,test,po — разность между средней температурой котла и температурой в испытательной лаборатории при условиях испытания;

-    Paux.gnr.Pn — потребление мощности вспомогательными устройствами при полной нагрузке;

-    Paux, gnr, Pint — потребление мощности вспомогательными устройствами при промежуточной нагрузке;

-    Paux,gnr,Р0 — потребление мощности вспомогательными устройствами в режиме готовности;

-    0gnr,w,min— минимальная рабочая температура котла.

Данные для характеристики котла берут из одного из следующих источников, перечисленных в порядке приоритета:

а)    данные оборудования от изготовителя при испытании котла в соответствии с ГОСТ Р 51733ГОСТ Р 53634, ГОСТ Р 54442, ГОСТ Р 54826;

б)    данные по умолчанию приложений Б или Г.

Следует указать, включают ли в себя значения КПД рекуперацию вспомогательной энергии.

5.3.2.2 Фактические условия эксплуатации

Фактические условия эксплуатации характеризуются следующими значениями:

-    Qh,gen,out— отдача тепла в подсистему (подсистемы) распределения тепла;

-    0gnr,w,m— средняя температура воды из котла;

-    0gnr,w,r— средняя температура воды, возвращающейся в котел (для конденсационных котлов);

-    0/,ьгт —температура в котельной;

-    Ьыт— фактор снижения температуры, зависящий от местоположения теплогенератора.

5.3.3 Нагрузка каждого котла

5.3.3.1 Средняя мощность подсистемы теплогенерации

Средняя мощность подсистемы теплообразования Фн,gen,out задается формулой

(8)

Ф_ I l.gen. out

Н,gen,out- -,

t

gen

где /gen— общее время работы теплогенератора.

5.3.3.2 Подсистема теплогенерации с одним котлом

Если установлен только один теплогенератор, то фактор нагрузки pgnr задается формулой

(9)

_ ^ H.gen.out

где Фрп— номинальная выходная мощность теплогенератора.

5.3.3.3 Подсистема теплогенерации с несколькими котлами

5.3.3.3.1 Общие положения

Если установлено несколько котлов, то распределение нагрузки между котлами зависит от управления. Различают два типа управления:

13

-    без приоритета;

-    с приоритетом.

5.3.3.3.2 Несколько теплогенераторов без приоритета

Все теплогенераторы работают одновременно, поэтому фактор нагрузки рдПг одинаков для всех котлов и задается формулой


Pgnr-


ФН, gen, out i


(10)


где Фрп,/— номинальная выходная мощность теплогенератора / при полной нагрузке.

5.3.3.3.3 Несколько теплогенераторов с приоритетом

Сначала работают теплогенераторы большего приоритета. Определенный теплогенератор в порядке очередности работает, только если теплогенераторы большего приоритета работают при полной нагрузке (рдПг,/= 1).

Если все котлы имеют одинаковую выходную мощность Фрп, то количество работающих теплогенераторов Л/дПг,оп задается формулой


Ngnr.on- int


Н,gen,out


V


ф


(11)


В противном случае работающие котлы определяют таким образом, что 0 < рдпг,у< 1 [см. формулу


(10)].

Фактор нагрузки рдПг,у для теплогенератора, работающего с перерывами, рассчитывают по формуле


Ф


H,gen,out


ЕфРп„


Psnr.y—


ф


(12)


Рп,/


где Фрп,/— номинальная выходная мощность теплогенератора /, работающего при полной нагрузке; ФРпу— номинальная выходная мощность теплогенератора, работающего с перерывами.


5.3.4 Теплогенераторы с двойной функцией (отопление помещений и бытовое горячее водоснабжение)

Во время отопительного сезона теплогенератор может производить энергию для отопления помещений и для системы бытового горячего водоснабжения [двойная функция (двухконтурный котел)].

Расчет тепловых потерь для теплогенератора, работающего только для бытового горячего водоснабжения, установлен в европейском стандарте на бытовое горячее водоснабжение [7].

Бытовое горячее водоснабжение также влияет на отопительную функцию теплогенератора двойного действия в отношении:

-    рабочей температуры теплогенератора;

-    времени работы;

-    нагрузки.

Рабочая температура теплогенератора может быть изменена, если требуется бытовое горячее водоснабжение. Динамические воздействия такого изменения температуры (нагрева, охлаждения) не учитывают в настоящем стандарте.

Потребности бытового горячего водоснабжения могут превышать период нагрева, если теплогенератор уже работает при номинальной мощности. Воздействия на периоды времени (нагрев, нормальный режим и т. д.), определенные в международном стандарте [6], не учитывают.

Бытовое горячее водоснабжение увеличивает нагрузку теплогенератора с двойной функцией. Данное воздействие учитывают посредством увеличения нагрузки подсистемы теплогенерации в течение рассматриваемого периода с помощью формулы


QHW.gen.out- /ctrl' QH.dis.in Qw.dis.in


(13)


И ИСПОЛЬЗуЯ QHW.gen.out ВМвСТО Qh .gen.out в формуле (8). Примечани е —Формула (13) аналогична формуле (2).


ГОСТ Р 56777-2015

В целом, рассматриваемый расчетный период одинаков для бытового горячего водоснабжения и для отопления помещений.

Однако если бытовая горячая вода производится только при конкретных режимах работы (например, только при нормальном режиме или при наличии приоритетного управления), расчет допускается выполнять независимо для двух режимов работы:

-    один раз с учетом /н.дпг (время работы для отопления помещений) и Фн.рх (рассчитывают с использованием QH.dis.in и йн.дпг), а также условий эксплуатации для отопления помещений;

-    один раз с учетом fw.gnr (время работы для бытового горячего водоснабжения) и Ow.px (рассчитывают с использованием Qw.dis.in и fw.gnr), а также условий эксплуатации для бытового горячего водоснабжения.

Потери, вспомогательная энергия и количество подводимого топлива для двух режимов работы в конце расчета суммируют.

5.3.5 Тепловые потери теплогенератора

5.3.5.1 Расчет тепловых потерь теплогенератора при полной нагрузке

КПД при полной нагрузке Пэпг.рп измеряют при средней исходной температуре воды в теплогенераторе 0gnr,w,test,pn. КПД должен быть приспособлен к фактической средней температуре воды в теплогенераторе для конкретной установки.

(14)

КПД при полной нагрузке с поправкой на температуру Пэпг.рп.ооп- рассчитывают по формуле

Г|дпг,Рп,сот Г|дпг,Рп+ /согг.Рп' (0gnr,w,test,Pn—0gnr,w,m),

где rignrPn    —    КПД    теплогенератора при полной нагрузке, определяется    при    испытании

производительности теплогенератора по соответствующим стандартам (см. 5.3.2.1). В случае отсутствия необходимых значений в соответствующем национальном стандарте в Б.3.1 приложения Б приведены значения по умолчанию;

fcorrpn — поправочный коэффициент, учитывающий изменение КПД при полной нагрузке в зависимости от средней температуры воды в теплогенераторе. Данное значение должно быть указано в стандартах и нормативных документах, действующих на национальном уровне. В случае их отсутствия    в    Б.3.3    приложения Б приведены значения по умолчанию.    При    испытании

производительности теплогенератора по соответствующим стандартам (см. 5.3.2.1) результаты можно учесть;

0gnr,w,test,pn — средняя температура воды в теплогенераторе при условиях испытания для полной нагрузки (см. Б.3.3 приложения Б);

0gnr,w,m — средняя температура воды в теплогенераторе в зависимости от конкретных условий эксплуатации (см. 5.3.9).

В целях упрощения расчетов значения КПД и тепловых потерь, определенные при условиях испытаний, приспосабливают к фактической средней температуре воды в теплогенераторе. Допускается приспосабливать производительность при каждой нагрузке в соответствии с фактической средней температурой воды в теплогенераторе для каждой нагрузки, так как это является правильным с физической точки зрения.

Тепловые потери теплогенератора при полной нагрузке с поправкой ФдПг,is,рп,сот рассчитывают по формуле

(15)

где Фрп — выходная мощность теплогенератора при полной нагрузке.

5.3.5.2 Расчет тепловых потерь теплогенератора при промежуточной нагрузке КПД при промежуточной нагрузке Пдпг.рм измеряют при средней исходной температуре воды в теплогенераторе 0gnr,w,test,pint. КПД должен быть приспособлен к фактической средней температуре воды в теплогенераторе для конкретной установки.

(16)

КПД при промежуточной нагрузке с поправкой на температуру Пэпг,pint,сот рассчитывают по формуле

T]gnr,Pint.com TJgnr,Pint + /com,Pint' (0gnr,w,test,Pint— Ognr.w.m),

где t|gnr,pint — КПД теплогенератора при промежуточной нагрузке. При испытании производительности теплогенератора по соответствующим стандартам (см. 5.3.2.1) допускается учесть их результаты. В

15

случае отсутствия необходимых значений в соответствующем национальном стандарте в Б.3.1 приложения Б приведены значения по умолчанию;

/согг,Pint — поправочный коэффициент, учитывающий изменение КПД в зависимости от средней температуры воды в теплогенераторе. Данное значение должно быть указано в соответствующем национальном стандарте. В случае отсутствия такого стандарта в Б.3.3 приложения Б приведены значения по умолчанию. При испытании производительности теплогенератора по соответствующим стандартам (см. 5.3.2.1) результаты можно учесть;

0gnr,w,test,pint — средняя температура воды в теплогенераторе (или температура воды, возвращающейся в котел, для конденсационных котлов) при условиях испытания для промежуточной нагрузки (см. Б.3.3 приложения Б);

0gnr,w,m — средняя температура воды в теплогенераторе (или температура воды, возвращающейся в котел, для конденсационных котлов) в зависимости от конкретных условий эксплуатации (см. 5.3.9).

Промежуточная нагрузка зависит от типа теплогенератора. Значения по умолчанию приведены в Г.2 приложения Г.

Тепловые потери теплогенератора при промежуточной нагрузке с поправкой <t>gnr,is,Pint,corr рассчитывают по формуле

/Тл    —    ^gnr.Pint.COrr) ^    /л-7    \

Фдпг,Is, Pint.corr--Фpir|t,    (17)

*П gnr.Pint.corr

где Фрм— выходная мощность теплогенератора при промежуточной нагрузке.

5.3.5.3 Расчет тепловых потерь теплогенератора при нагрузке 0 %

Тепловые потери теплогенератора в режиме готовности Фдпг,is,ро при нагрузке 0 % определяют для разности температур испытания по соответствующим стандартам на испытания. При испытании производительности теплогенератора по соответствующим стандартам (см. 5.3.2.1) результаты можно учесть. В случае отсутствия данных изготовителя или в соответствующем национальном стандарте в Б.3.2 приложения Б приведены значения по умолчанию.

Тепловые потери теплогенератора с поправкой на температуру при нагрузке 0 % ФдПг, is, ро.соп рассчитывают по формуле

-0Ь Л1'25

gnr.w.m brm, /

V ^®gnr,test,Po J


Фдпг,Is,P0.com Фдпг,Is,РО


(18)


где Фдпг,is,ро — тепловые потери в режиме готовности при нагрузке 0 % при разности температур

ИСПЫТаНИЯ A0gnr,test,PO;

0gnr,w,m — средняя температура воды в теплогенераторе (или температура воды, возвращающейся в котел, для конденсационных котлов) в зависимости от конкретных условий эксплуатации (см. 5.3.9); 0/,ьгт — температура в котельной. Значения по умолчанию приведены в Б.5.3 приложения Б;

Д0дnr.test,ро — разность между средней температурой воды в теплогенераторе и температурой в испытательной лаборатории при условиях испытания. Значения по умолчанию приведены в Б.3.2 приложения Б.


5.3.5.4 Тепловые потери котла при конкретном соотношении нагрузок Pgnr и выходной мощности Фрх Соотношение удельных нагрузок рдПг каждого котла рассчитывают согласно 5.3.3.

Фактическая выходная мощность Фрх котла задается формулой


(19)


Фрх— Фрп' Pgnr.


Если Фрх находится между 0 (pgnr= 0) и Фри (промежуточная нагрузка, pgnr = Pint= Фрм/ Фрп), то тепловые потери теплогенератора ®gnr,is,px рассчитывают по формуле

Ф,


(20)


(Фдпг, Is, Pint, corr—Фдпг,Is,РО,con) + Фдпг,Is,РО.согг.


Фдпг,Is,Рх -


Если Фрх находится между Фрм и Фрп (полная нагрузка pgnr = 1), то тепловые потери теплогенератора Фдпг.^рх рассчитывают по формуле


Ф -Ф

_ ^Рх ^Prnt


г,Is,Рп,corr — Фдпг,Is,Pint,com) + ®gnr,ls,Pint,c


(21)


Фдпг, Is, Рх


ф -ф

^Рп ^Prnt


ГОСТ P 56777—2015

Содержание

1    Область применения.............................................................................................................1

2    Нормативные ссылки.............................................................................................................1

3    Термины, определения, обозначения и единицы измерения............................................2

4    Сущность метода...................................................................................................................5

5    Расчет подсистемы теплогенерации..................................................................................11

Приложение А (справочное) Метод расчета сезонной производительности котла,

основанного на типовых системах (типологический метод)...................32

Приложение Б (справочное) Дополнительные формулы и значения для

определения параметров коэффицента полезного действия котла

для конкретного случая..............................................................................36

Приложение В (справочное) Определение параметров расчета по методу

циклической работы котла........................................................................41

Приложение Г (справочное) Поправочные коэффициенты в зависимости

от входных параметров управления........................................................45

Приложение Д (справочное) Пример расчета для метода сезонной

производительности котла, основанного на типовых схемах................46

Приложение Е (справочное) Примеры по методу расчета коэффициента

полезного действия котла для конкретного случая................................48

Приложение Ж (справочное) Примеры для метода расчета циклической работы котла 54

Приложение И (справочное) Расчет температуры воды в котле.......................................62

Библиография.........................................................................................................................67

ГОСТ Р 56777-2015

Ognr,is,px допускается также рассчитать посредством полиноминальной интерполяции второго порядка. Формула для такой интерполяции приведена в Б.2 приложения Б.

(22)

Общие тепловые потери котла Qgnr,is3a рассматриваемое время работы котла tQm рассчитывают по формуле

Qgnr.ls- Фдпг ,ls,Px- fgnr.

5.3.5.5 Общие тепловые потери при теплогенерации

Общие тепловые потери подсистемы теплогенерации равны сумме тепловых потерь котла:

QlH,gen,ls= Q gnr.ls.    (23)

5.3.6 Общая вспомогательная энергия

Общая вспомогательная энергия для котла задается формулой

И/дпг,аих= Рaux.Px '(gnr + Райх,off' (tci— fgnr),    (24)

где    Райх,off    — вспомогательная мощность при неактивной системе теплообразования. Если

теплогенератор в неактивном состоянии электрически изолирован, то Paux,off = Paux.po; tci— расчетный интервал;

fgnr— время работы теплогенератора в пределах расчетного интервала ta.

Среднюю вспомогательную мощность для каждого котла Раих.рх рассчитывают посредством линейной интерполяции в соответствии с нагрузкой котла рдПг (рассчитанной по 5.3.3) между:

Райх,Рп— вспомогательной мощностью котла при полной нагрузке (|3gnr = 1);

Paux,Pint— вспомогательной мощностью котла при промежуточной нагрузке (|3gnr = Pint);

Paux.po— вспомогательной мощностью котла в режиме готовности (pgnr= 0), измеренными в соответствии с европейским стандартом [8].

В случае отсутствия декларируемых данных или данных измерений значения по умолчанию приведены в Б.4 приложения Б.

Примечание — Соответствующими обозначениями в [8] являются: Paux,pn= Paux.ioo, Paux,pint = Раих.зо,

Pаих.РО Paux.sby.

(Paux, Pint— Paux.Po).

(25)

Если 0 < pgnr < pint, to Paux.Px задается формулой

— о x

aux,Px "aux.PO T-

Pint

P gnr Pir

1-Pint


Paux.Px- Paux,Pint +


(Paux.Pn — Paux, Pint).


(26)


Если pint < pgnr < 1, TO Paux.Px задается формулой

Вспомогательная энергия подсистемы теплогенерации И/н,gen,aux задается формулой

И/н ,gen,aux —    gnr,aux.    (27)

5.3.7 Рекуперируемые тепловые потери системы теплогенерации

5.3.7.1 Вспомогательная энергия

Для рекуперируемой вспомогательной энергии проводят различие между:

-    рекуперируемой вспомогательной энергией, передаваемой теплоносителю (например, воде). Предполагается, что вспомогательная энергия, передаваемая вектору энергии, является полностью рекуперированной;

-    рекуперируемой вспомогательной энергией, передаваемой в отапливаемое помещение. Рекуперированная вспомогательная энергия, передаваемая теплоносителю Qgnr.aux.rvd,

рассчитывают по формуле

17

Введение

Настоящий стандарт является одним из стандартов, разработанных с учетом основных нормативных положений европейских стандартов серии ЕН 15316, в которых установлены методы расчета потребления энергоресурсов в системах генерации тепла (котельной или теплогенераторной установки) для функционирования распределительной и/или аккумулирующей подсистемы. Расчет основывается на эксплуатационных показателях оборудования, приведенных в стандартах на оборудование, и на других показателях, необходимых для оценки производительности изделий, являющихся частью основного и вспомогательного оборудования.

Метод расчета используют в следующих случаях:

-    оценка соответствия установленным данным, выраженным в виде расчетного расхода энергии;

-    оптимизация энергетических характеристик запроектированной системы генерации посредством расчетов на различных возможных вариантных решениях;

-    оценка результатов возможных энергосберегающих мер в существующей системе генерации посредством расчета расхода энергии, как с учетом принятия энергосберегающих мер, так и без их учета.

IV

ГОСТ Р 56777-2015

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ Метод расчета энергопотребления и эффективности

Boiler installations. Computational method of energy consumption and effectiveness

Дата введения — 2016—07—01

1    Область применения

Настоящий стандарт устанавливает методы расчета потребления энергоресурсов и определения КПД котельных и теплогенераторных установок для отопления помещений и систем бытового горячего водоснабжения, работающих на органическом топливе путем сжигания.

Область применения стандарта распространяется на стандартизацию:

-    необходимых входных данных;

-    метода расчета;

-    результатов расчета

для теплогенераторных установок для отопления помещений подсистемами сжигания топлива (котлами), включая автоматизацию управления.

Настоящий стандарт также применим для случая комбинированной теплогенерации для бытового горячего водоснабжения и отопления помещений.

2    Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 23172-78 Котлы стационарные. Термины и определения.

ГОСТ Р 31856-2012 (ЕН 26:1997) Водонагреватели газовые мгновенного действия с атмосферными горелками для производства горячей воды коммунально-бытового назначения. Общие технические требования и методы испытаний

ГОСТ Р 51733-2001 Котлы газовые центрального отопления, оснащенные атмосферными горелками номинальной тепловой мощностью до 70 кВт. Требования безопасности и методы испытаний ГОСТ Р 53634-2009 (ЕН 656:1999) Котлы газовые центрального отопления, котлы типа «В», номинальной тепловой мощностью свыше 70 кВт, но не более 300 кВт. Общие технические требования и методы испытаний

ГОСТ Р 54442-2011 (ЕН 303-3:1998) Котлы отопительные. Часть 3. Газовые котлы центрального отопления. Агрегат, состоящий из корпуса котла и горелки с принудительной подачей воздуха. Требования к теплотехническим испытаниям

ГОСТ Р 54826-2011 (ЕН 483:1999) Котлы газовые центрального отопления. Котлы типа «С» с номинальной тепловой мощностью не более 70 кВт

ГОСТ    Р 54856—2011    Теплоснабжение    зданий. Методика расчета    энергопотребности    и

эффективности системы теплогенерации с солнечными установками

ГОСТ    Р 54865—2011    Теплоснабжение    зданий. Методика расчета    энергопотребности    и

эффективности системы теплогенерации с тепловыми насосами

ГОСТ Р 56776-2015    Системы    приготовления    бытового горячего водоснабжения. Метод

расчета энергопотребления и эффективности

ГОСТ Р 56778-2015 Системы передачи тепла для отопления помещений. Методика расчета энергопотребления и эффективности

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом

Издание официальное

1

утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины, определения, обозначения и единицы измерения

3.1    Термины и определения

3.1.1    высшая теплотворная способность: Количество тепла, приведенное к единице веса объема топлива, выделенное при его полном сгорании при постоянном давлении, равном 101320 Па, и охлаждении продуктов сгорания до температуры окружающей среды

Примечания

1    Эта величина содержит скрытую теплоту обратного водяного пара, влаги, содержащейся в топливе и образовывающейся при сгорании содержащегося в топливе водорода.

2    В соответствии с [1] высшую теплотворную способность преимущественно применяют вместо низшей теплотворной способности.

3    В низшей теплотворной способности (см. 3.1.13) не учитывается скрытая теплота парообразования, выделяющаяся при конденсации водяного пара.

3.1.2    вспомогательная энергия: Электроэнергия, используемая инженерными установками в целях поддержания преобразования энергии для удовлетворения потребности систем теплоснабжения зданий.

Примечание — Сюда включают энергию на вентиляторы, насосы, электронику и т. д.

3.1.3    котел (теплогенератор): Конструктивно объединенный в одно целое комплекс устройств для получения пара или для нагрева воды под давлением за счет тепловой энергии от сжигания топлива.

Примечание —Адаптировано для целей настоящего стандарта из ГОСТ 23172

3.1.4    коэффициент теплопередачи:    Количественная    характеристика, определяющая

количество тепла, передаваемое от нагревающего потока к нагреваемому в единицу времени через единицу поверхности плоской стенки при разности температур 1 °С.

3.1.5    конденсационный котел: Котел, предназначенный для использования скрытой теплоты парообразования, выделяемой при конденсации водяного пара в газообразных продуктах сгорания.

Примечание — Котел должен обеспечивать выход конденсата из теплообменника в жидком виде посредством спуска конденсата. Котлы другой конструкции или котлы, не имеющие устройств для удаления конденсата в жидком виде, называют неконденсационными.

3.1.6    конденсационный котел на жидком топливе: Котел, предназначенный для использования скрытой теплоты, теплоты парообразования, выделяемой при конденсации водяного пара в газообразных продуктах сгорания жидкого топлива.

3.1.7    котел двухпозиционного регулирования: Котел без возможности регулирования расхода при поддержании непрерывного горения горелки. Сюда относятся котлы с горелками, работающие в режиме «включено — выключено» в зависимости от диапозона регулирования температуры теплоносителя.

3.1.8    мощность котла: Произведение расхода топлива и низшей теплотворной способности топлива с учетом коэффициента полезного действия.

3.1.9    многоступенчатый котел: Котел с возможностью ступенчатого регулирования расхода топлива при поддержании непрерывного горения горелки в зависимости от нагрузки.

3.1.10    модулирующий котел: Котел с возможностью непрерывного регулирования (от заданного минимума до заданного максимума) топлива при поддержании непрерывного горения горелки в зависимости от нагрузки.

3.1.11    наружная температура: Температура наружного воздуха.

3.1.12    низкотемпературный котел: Неконденсационный котел, работающий при переменной температуре воды до 40 °С, или котел, который нельзя использовать при температуре выше 55 °С (проточный газовый водонагреватель), спроектированный как низкотемпературный котел и испытанный как низкотемпературный котел согласно ГОСТ 31856.

2

ГОСТ Р 56777-2015

3.1.13    низшая теплотворная способность: Высшая теплотворная способность минус скрытая теплота парообразования, выделяющаяся при конденсации водяного пара в продуктах сгорания при температуре окружающей среды.

3.1.14    общие тепловые потери системы: Общие тепловые потери системы инженерно-технического оборудования, включая рекуперируемые тепловые потери системы.

3.1.15    отопление помещений: Процесс подачи тепла для создания теплового комфорта.

3.1.16    отапливаемое помещение: Помещение, в котором заданная температура воздуха поддерживается системой отопления.

3.1.17    подогрев воды для бытового горячего водоснабжения: Процесс подачи тепла для повышения температуры холодной воды до требуемой температуры горячей воды в точке водоразбора.

3.1.18    расчетный интервал: Дискретный интервал времени для расчета потребления энергии и расхода ее для нагрева или охлаждения.

Примечание — Типичными дискретными интервалами времени являются 1 ч, 1 мес или период отопления и/или охлаждения.

3.1.19    расчетный период: Период времени, на который проводят расчет.

Примечание — Расчетный период может быть разделен на несколько шагов вычислений или на ряд расчетных интервалов.

3.1.20    режимы работы: Различные режимы, в которых может работать система генерации.

Пример — Режим заданных показателей (в зависимости от потребляемой нагрузки), режим отключения, сокращенный режим, режим с отключениями, усиленный режим.

3.1.21    рекуперация тепла: Тепло, которое создается установками технического оборудования зданий или связано с использованием здания (тепло уходящих газов, тепло охлаждения установок, тепло вентиляционных выбросов и т. д.) и напрямую используется в конкретной системе для понижения поглощения тепла и которое в противном случае было бы потеряно (например, утилизация в соответствующих установках, для снижения потребления энергоресурсов, предварительный нагрев воздуха сгорания в теплообменнике теплом уходящих газов).

3.1.22    рекуперируемые тепловые потери системы: Часть тепловых потерь системы, которую можно регенерировать в целях снижения потребности в энергии на отопление или охлаждение или систему теплоснабжения.

3.1.23    тепловые потери системы: Тепловые потери установок генерации тепла как при эксплуатации, так и в состоянии ожидания, а также тепловые потери, обусловленные неидеальным регулированием расхода тепла, включая возвратные тепловые потери на источнике генерации.

Примечание — Тепловую энергию, рекуперированную непосредственно в подсистеме, не считают тепловыми потерями системы, а относят к рекуперации тепла и непосредственно рассматривают в соответствующем стандарте на систему.

3.2 Обозначения и единицы измерения

В настоящем стандарте используются следующие обозначения, единицы измерения (таблица 1), а также индексы (таблица 2)

Таблица1 — Обозначения и единицы измерения

Обозначение

Наименование величины

Единица измерения

b

Фактор снижения температуры

С

Коэффициент

Различные

с

Удельная теплоемкость

Дж/(кг К) или Втч/(кг- К)а)

d

Толщина

мм

Е

Энергия в целом [кроме количества тепла, механической работы и вспомогательной (электрической) энергии)

Дж или Вт-ча>

е

Фактор расходов

f

Фактор

Окончание таблицы 1

Обозначение

Наименование величины

Единица измерения

Н

Теплотворная способность

Дж/единица массы или Вт ч/единица массы6)

Н

Коэффициент теплопередачи

Вт/К

к

Фактор

т

Масса

кг

п

Показатель степени

N

Количество приборов

Целое число

Р

Мощность в целом, включая электрическую мощность

Вт

Q

Количество тепла

Дж или Вт ча)

t

Время, период времени

с или ча)

V

Объем

Л

V

Объемный расход

м3/с или м3а)

W

Вспомогательная (электрическая) энергия, механическая работа

Дж или Втча>

X

Относительная влажность

%

X

Объемная доля

%

а

Фактор потерь

%

3

Фактор нагрузки

Д

Префикс для разности

П

КПД

%

0

Температура по Цельсию

°С

Р

Плотность

кг/м3

Ф

Тепловой поток, тепловая мощность

Вт

а) Если за единицу времени принимаются секунды (с), то единицей энергии должны быть джоули (Дж). Если за единицу времени принимаются часы (ч), то единицей энергии должны быть ватты-часы (Вт ч).

б)    Единицей массы топлива могут быть Стм3, Нм3 или кг._

Таблица2 — Индексы

Индекс | Значение

Индекс

Значение

Индекс

Значение

add

Дополнительный

gnr

Теплогенератор

Pint

При промежуточной нагрузке

air

Воздух

grs,

gross

Брутто

pit

Насос

aux

Вспомогательный

н

Отопление

pmp

Запальник

avg

Среднее значение

НгО

Влагосодержание

Pn

При номинальной нагрузке

boil

Котельная

U, к

Индексы

Px

При нагрузке х

br

Перед

теплогенератором

in

Потребление

подсистемы

r

Обратный

brm

Котельная

int

Внутренний

rbl

Рекуперируемый

ch

Дымоход

lat

Латентный

ref

Исходный

chp

Комбинированный

ltd

Ограниченный

rvd

Рекуперированный

ci

Расчетный этап

Is

Потери

s

Высшая (теплотворная способность)

cmb

Сгорание

m

Средний

sat

Насыщение

cogn

Когенерация

max

Максимальный

sby

В режиме готовности

cond

Конденсационный

mass

Относящийся к массе

sol

Солнечный

corr

С поправкой/поправка

min

Минимальный

st

Стехиометрический

ctr

Управление

n

Номинальный

sto

Аккумулятор

dis

Распределение

net

Нетто

test

Условия испытаний

dry

Сухие газы

nrbl

Нерекуперируемый

th

Тепловой

em

Передача

ntg

Поправочный

tot

Общий

emr

Отопительный прибор

02

Кислород

W

Вода в системе отопления

f

Поток (температура)

off

Выключенный

w

Вода

fg

Отработанный газ

on

Включенный

wfg

Вода для отработанного газа

ge

Обшивка

теплогенератора

out

Отдача подсистемы

X

Долевая часть

gen

Подсистема

теплогенерации

PO

При нулевой нагрузке

z

Индексы

4

ГОСТ P 56777—2015

Окончание таблицы 2

Индексы в обозначениях величин энергетического баланса подсистемы располагаются в следующем порядке:

-    первый индекс обозначает применение (Н — отопление помещений, W — бытовое горячее водоснабжение и т. д.);

-    второй индекс обозначает подсистему (gen —теплогенерации, dis — распределения и т. д.);

-    третий индекс обозначает элемент баланса (Is — потери, in — потребление, аих — вспомогательный и т.д.).

Далее могут следовать другие индексы, дающие дополнительную информацию (rvd — рекуперированный, гЫ — рекуперируемый и т. д.).

4 Сущность метода

4.1    Тепловой баланс подсистемы генерации тепла, включая управление

4.1.1    Учитываемые физические факторы

Метод расчета подсистемы теплогенерации позволяет учитывать тепловые потери и/или рекуперацию тепла, обусловленные следующими физическими факторами:

-    тепловые потери с уходящими газами;

-    тепловые потери через обшивку котла в окружающую среду на протяжении всего времени работы теплогенератора (при эксплуатации и в режиме готовности);

-    тепловые потери по химическому и физическому недожогу;

-    вспомогательная энергия.

Значимость этих воздействий для потребности в энергии зависит от следующих факторов:

-    тип котла;

-    местоположение котла;

-    соотношение неполных нагрузок (режим эксплуатации);

-    условия эксплуатации (температура, управление и т. д);

-    алгоритм управления (двухпозиционное, многоступенчатое, модулирующее, каскадное и т. д.).

4.1.2    Структура расчета (входные и выходные данные)

Метод расчета в настоящем стандарте должен основываться на следующих входных данных, определяемых в соответствующих стандартах и правилах:

-    требуемое количество тепла для распределительной системы отопления IQH.dis.in по [2];

-    требуемое количество тепла для распределительной(ых) подсистемы (подсистем) для бытового горячего водоснабжения ZQw.dis.in по [3].

Производительность подсистемы теплогенерации может характеризоваться следующими дополнительными входными данными для учета:

-    тип и показатели подсистемы теплогенерации;

-    настройки теплогенератора;

-    тип системы управления теплогенерации;

-    местоположение теплогенератора;

-    условия эксплуатации;

-    потребность в тепле.

На основании этих данных в настоящем стандарте рассчитывают следующие выходные данные:

-    потребность в теплоте сгорания топлива £н,деп,1п (по расходу топлива);

-    общие тепловые потери при теплогенерации (уходящий газ и обшивка теплообразователя)

QlH.gen.ls;

-    рекуперируемые тепловые потери при теплогенерации QH,gen,is,гы;

-    вспомогательная энергия при теплообразовании И/н,деп,аих.

На рисунке 1 показаны входные и выходные данные для расчета подсистемы теплообразования.

5

SUB — границы баланса подсистемы теплогенерации;

HF — границы баланса теплоносителя [см. формулу (1)];

Он.депои — теплопроизводительность подсистемы теплогенерации [потребление распределительной(ых) подсистемы (подсистем)];

EH.gen.in — количество топлива, подводимого в подсистему теплогенерации (энергоресурс); И/н,деп,аих—общая вспомогательная энергия подсистемы теплогенерации;

QH.gen.aux.rvd — рекуперированная вспомогательная энергия подсистемы теплогенерации;

Qh gen is — общие тепловые потери подсистемы теплогенерации;

QH.gen.is.rbi — рекуперируемые тепловые потери подсистемы теплогенерации для отопления помещений;

Qh gen.ls.th.rbl — рекуперируемые тепловые потери подсистемы теплогенерации (тепловая часть) для отопления помещений;

Qh gen aux гы— рекуперируемая вспомогательная энергия подсистемы теплогенерации;

Qh gen.ls.th.nrbl — нерекуперируемые тепловые потери подсистемы теплогенерации (тепловая часть); Он.деп.аих.пгы— нерекуперируемая вспомогательная энергия подсистемы теплогенерации

Примечание — Указанные на рисунке значения являются примерными данными в процентах (100 % и 108 %).

Рисунок 1 — Входные данные, выходные данные и энергетический баланс подсистемы

теплообразования.

4.2 Основной энергетический баланс подсистемы теплогенерации

Основной энергетический баланс подсистемы теплогенерации задается формулой

&H,gen,in= Qh .gen.out — Qh ,gen,aux,rvd+ Qhl.gen.ls,    (i)

где Ен,gen,m— потребность в тепле подсистемы теплогенерации (количество подводимого топлива);

Qh,gen,out — тепло, поставляемое в распределительные подсистемы (отопления помещений и бытового горячего водоснабжения на границе подсистемы теплогенерации);

QH.gen.aux.rvd — вспомогательная энергия, рекуперированная подсистемой теплогенерации (т. е. насосами, вентилятором горелки и т. д.);

QH.gen.is — общие потери подсистемы теплогенерации (через уходящие газы, обшивку теплообразователя и т. д.).

6