Об утверждении Правил учета газа от 30 декабря 2013 –

Об утверждении Правил учета газа от 30 декабря 2013 - Анемометр

приказ министерства энергетики рф от 30.12.2022 n 961 "об утверждении правил учета газа" (с изменениями и дополнениями) | гарант

Правила учета газа
(утв. приказом Министерства энергетики РФ от 30 декабря 2022 г. N 961)

I. Общие положения

1.1. Настоящие Правила устанавливают порядок учета количества (объема) добытого, транспортируемого, перерабатываемого, хранимого и потребляемого природного газа, нефтяного (попутного) газа, отбензиненного сухого газа, газа из газоконденсатных месторождений, добываемого и собираемого газо- и нефтеперерабатывающими организациями, и газа, вырабатываемого газо- и нефтеперерабатывающими организациями (далее – газ)*.

1.2. При проведении учета газа осуществляется упорядоченный сбор, регистрация и обобщение информации о количественных и (или) о количественных и качественных их показателях в натуральном выражении, о наличии и движении путем документального оформления всех операций, связанных с добычей, транспортировкой, переработкой, хранением и потреблением.

1.3. Последовательно выполняемые действия по сбору, накоплению и составлению информации об учете газа и ее отражению в первичных учетных документах должны предусматривать совокупность операций, выполняемых для определения количественных значений объемов газа и (или) их количественных и качественных показателей, регистрацию, а при необходимости расчет его количественных и (или) количественных и качественных показателей.

1.4. Правила распространяются на юридических и физических лиц, включая индивидуальных предпринимателей.

1.5. Юридические лица и индивидуальные предприниматели, осуществляющие учет газа в установленном законодательством Российской Федерации порядке, обеспечивают должностным лицам государственного метрологического надзора доступ к средствам измерений и (или) техническим системам и устройствам с измерительными функциями.

1.6. Средства измерений и (или) технические системы и устройства с измерительными функциями, применяемые для учета газа в сферах государственного регулирования, должны отвечать требованиям законодательства Российской Федерации об обеспечении единства измерений.

1.7. Измерения объемов газа, в том числе показатели точности измерений объемов газа, определяются в соответствии с законодательством Российской Федерации об обеспечении единства измерений.

II. Учет количественных и (или) качественных показателей газа

2.6. При потреблении учету подлежит газ при входе на газопотребляющий объект.

2.7. При добыче, транспортировке, переработке, хранении и потреблении газа для учета количественных значений объемов газа применяется единица измерения, определяемая учетной политикой организации.

2.9. Измерения объема газа выполняются по аттестованным в установленном порядке методикам (методам) измерений.

III. Особенности учета газа

3.2. Учет добытого природного газа проводится для стандартных условий независимо от теплотворной способности газа и других параметров, определяющих качественные характеристики природного газа.

3.3. Объем добытого природного газа, приведенного к стандартным условиям, подготовленного и по своему качеству соответствующего национальному (региональному или международному) стандарту, а в случае отсутствия указанных стандартов – стандарту организации, определяется как сумма количества природного газа, измеренного и переданного для транспортировки, с учетом количества фактических потерь природного газа при добыче, а также остатков природного газа во внутрипромысловых газопроводах.

В случае если на объектах сбора и подготовки природного газа его отпуск сторонним организациям и (или) на собственные производственно-технологические нужды осуществляется в составе газоводоконденсатной смеси, то количество отпущенного природного газа, определенного по показателям переданного объема газоводоконденсатной смеси и ее физико-химическим характеристикам, учитывается в объеме добытого природного газа.

На объектах сбора и подготовки природного газа его отпуск без проведения учета не допускается.

3.4. Фактические потери природного газа при добыче, транспортировке, переработке и хранении (при закачке и отборе из газохранилищ) определяются собственником природного газа по каждому конкретному месту их образования и оформляются актами.

3.5. По итогам деятельности в отчетном периоде организация составляет баланс добычи природного газа на основании актов приема-сдачи количества добытого, переданного для транспортировки и другим организациям, принятого от других организаций, сожженного на факельных установках, использованного на собственные производственно-технологические нужды, с учетом фактических потерь.

3.7. Количественные и качественные показатели природного газа при приеме-передаче для транспортировки, а также в процессе распределения измеряются на линии раздела объектов газоснабжения и (или) распределения между владельцами по признаку собственности или владения на ином законном основании.

3.8. При отсутствии либо неисправности средств измерений и (или) технических систем и устройств с измерительными функциями у газораспределительной организации количество поданного природного газа поставщиком определяется по данным средств измерения и (или) технических систем и устройств с измерительными функциями поставщика газа.

3.9. При отсутствии либо неисправности средств измерений и (или) технических систем и устройств с измерительными функциями у потребителя количество поданного газа поставщиком или газораспределительной организацией определяется по проектной мощности газопотребляющих объектов исходя из времени, в течение которого подавался газ в период отсутствия либо неисправности средств измерения и (или) технических систем и устройств с измерительными функциями.

3.12. Количество добытого попутного (нефтяного) газа за отчетный период нефтегазодобывающие организации определяют суммированием количества добытого попутного (нефтяного) газа по каждому лицензионному участку недр в отчетном периоде, с учетом фактических потерь, количества отпущенного (полученного) другой нефтегазодобывающей организации (от другой нефтегазодобывающей организации) и использованного на собственные производственно-технологические нужды.

Про анемометры:  Обязательно ли устанавливать датчик утечки газа и газовый счетчик в квартире., Челябинск | вопрос №14625090 от 03.07.2022 |

3.13. По результатам измерений принятого (переданного) количества попутного (нефтяного) газа от сторонних организаций оформляется акт приема-сдачи попутного (нефтяного) газа.

3.14. Количество попутного (нефтяного) газа, направленного на сжигание, учитывается по показаниям средств измерения и (или) технических систем и устройств с измерительными функциями.

3.15. В целях учета попутного (нефтяного) газа фактические потери попутного (нефтяного) газа при добыче и транспортировке определяются и учитываются нефтегазодобывающей организацией по каждому конкретного# месту их образования.

3.16. По завершении отчетного периода нефтегазодобывающая организация составляет баланс добычи попутного (нефтяного) газа.

3.18. Количество попутного (нефтяного) газа, поступившего на переработку либо поставляемого с переработки, сжигаемого на факельных установках, подлежит учету.

3.19. Фактические технологические потери попутного (нефтяного) газа при добыче, транспортировке, переработке и хранении (при закачке и отборе из газохранилищ) определяются и учитываются собственником попутного (нефтяного) газа по каждому месту их образования.

* Федеральный закон от 31.03.1999 N 69-ФЗ “О газоснабжении в Российской Федерации” (Собрание законодательства Российской Федерации, 1999, N 14, ст. 1667; 2005, N 52 (1 ч.), ст. 5595; 2006, N 52 (1 ч.), ст. 5498; 2008, N 29 (ч. 1), ст. 3420; 2009, N 1, ст. 21; 2022, N 30 (ч. 1), ст. 4596; 2022, N 50 (ч. 5), ст. 6964; N 53 (ч. 1), ст. 7648).

** Пункт 42 Правил пользования газом и предоставления услуг по газоснабжению в Российской Федерации, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 17.05.2002 N 317 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2002, N 20, ст. 1870).

. определение потерь
тепловой энергии при транспортировании теплоносителя от котельной до
потребителя

Количество тепла, теряемого
при транспортировке теплоносителя от котельной до потребителя, ГДж/период
(Гкал/период), определяют по формуле:

тп = Qпи Qои Qу,                                                  ()

где Qпи, Qои- потери тепла через изолированную поверхность соответственно подающей и
обратной линий, ГДж/период (Гкал/период);

Qу – потери тепла с утечками воды из сети, ГДж/период
(Гкал/период).

Потери тепла с поверхности
изоляции, ГДж/период [Гкал/период], определяют по формуле:

где qпi, qоi
– нормы
плотности теплового потока через изолированную поверхность подающего и
обратного трубопроводов, Вт/м (ккал/м×ч), принимаются по табл. 2.2 – 2.5 в
зависимости от вида прокладки теплопроводов;

lпi, lоi – протяженность i-х участков трубопроводов соответственно подающей и обратной линии, м;

Z
– длительность
работы тепловых сетей, сут., в течение рассматриваемого периода (месяц,
квартал, год и др.);

– число часов в сутках;

,6 – соотношение между единицами измерения Вт×ч и кДж(1 Вт×ч = 3,6 кДж);

b
– коэффициент, учитывающий потери тепла опорами, арматурой, компенсаторами,
принимают равным 1,15 для бесканальной прокладки, 1,2 в тоннелях и каналах,
1,25 при надземной прокладке;

n – количество участков
тепловой сети.

При значениях средних
температур грунта и теплоносителя за планируемый период, отличных от
среднегодовых, принятых при расчете норм плотности теплового потока, производят
пересчет по формулам:

для участков двухтрубной
прокладки подземных трубопроводов

где qi- суммарная норма плотности
теплового потока через изолированную поверхность подающего и обратного
трубопроводов, Вт/м [ккал/(м×ч)], для усредненных
конкретных значений температур грунта и теплоносителя за планируемый период
(месяц, квартал, год и др.);

Об утверждении Правил учета газа от 30 декабря 2013 - – суммарная норма плотности
теплового потока через изолированную поверхность подающего и обратного
трубопроводов, Вт/м [ккал/(м
×ч)], для среднегодовых
значений температур грунта и теплоносителя, принятых при расчете норм,
принимается по табл. 2.2, 2.3 (Приложение 2);
Об утверждении Правил учета газа от 30 декабря 2013 -, Об утверждении Правил учета газа от 30 декабря 2013 - – усредненная за планируемый (отопительный)
период и среднегодовая температуры теплоносителя в подающем трубопроводе, °С;
Об утверждении Правил учета газа от 30 декабря 2013 -, Об утверждении Правил учета газа от 30 декабря 2013 - – усредненная за планируемый
(отопительный) период и среднегодовая температуры теплоносителя в обратном
трубопроводе, °С;
Об утверждении Правил учета газа от 30 декабря 2013 - – среднегодовая температура
грунта, °С;
Об утверждении Правил учета газа от 30 декабря 2013 - – усредненная температура
холодной воды за отопительный период (принимается равной 5 °С);

– коэффициент, учитывающий двухтрубную прокладку;

для участков подающей линии
надземной прокладки

для участков обратной линии
надземной прокладки

где qпiв, qоiв- соответственно нормы
плотности теплового потока, Вт/м (ккал/м×ч), принимаемые по табл. 2.

qпi, qоi – соответственно нормы
плотности теплового потока.

Об утверждении Правил учета газа от 30 декабря 2013 -, Об утверждении Правил учета газа от 30 декабря 2013 - – усредненная за
планируемый период и среднегодовая температуры теплоносителя в подающем
трубопроводе, °С;
Об утверждении Правил учета газа от 30 декабря 2013 -, Об утверждении Правил учета газа от 30 декабря 2013 - – усредненная за
планируемый период и среднегодовая температуры теплоносителя в обратном
трубопроводе,
°С;Об утверждении Правил учета газа от 30 декабря 2013 - средняя за
отопительный период температура наружного воздуха, °С.

Средние температуры в
подающем и обратном трубопроводах принимаются в соответствии с температурными
графиками [7].

Средние температуры наружного
воздуха принимаются по [8]. См. также указания в [9].

Средние температуры грунта
можно принять по [10].

Для новых тепловых сетей,
спроектированных и построенных в соответствии со СНиП 2.04.14-88,
нормы плотности теплового потока должны приниматься по этому СНиП [11].
Новый СНиП
41-03-2003 того же названия [11а] введ. с 01.11.2003 г., но не прошел
госрегистрацию. Может быть использован в качестве рабочего материала.

Фактические тепловые потери
зависят от условий эксплуатации и возрастают при неналаженных тепловых сетях,
при увлажнении и разрушении тепловой изоляции и должны определяться приборным
методом. Для ориентировочных расчетов принимают срок службы покровного слоя (по
данным ВНИПИТеплопроект) для защитных покрытий на металлической основе
(надземные прокладки)

10 – 12 лет, на основе природных полимеров (подземные
прокладки): рубероид, изол 2 – 3 года, стеклорубероид 3 – 4 года; штукатурка
асбестоцементная 4 – 5 лет. Тепловые потери теплопроводами увеличиваются
ориентировочно, при увлажнении тепловой изоляции в 1,5 – 2 раза; при полном
разрушении (отсутствии) тепловой изоляции в 4 раза; при затоплении тепловой
изоляции в канале в 8 – 10 раз (данное положение носит рекомендательный
характер и не распространяется на нормирование тепловых потерь).

Про анемометры:  Где и как устанавливать датчик угарного газа (CO) | Служба поддержки Ajax Systems

Расход тепла на потери в
водяных тепловых сетях с утечкой воды из трубопроводов, Вт [(ккал/ч)],
определяют по формуле:

где Gу – расход воды на подпитку,
кг/ч;

Св – теплоемкость воды, кДж/кг °С (ккал/кг °С);

Об утверждении Правил учета газа от 30 декабря 2013 - – усредненная за планируемый
период температура холодной (водопроводной) воды, °С;
Об утверждении Правил учета газа от 30 декабря 2013 - – усредненная за планируемый
период температура теплоносителя в подающем трубопроводе, °С;
Об утверждении Правил учета газа от 30 декабря 2013 - – усредненная за планируемый
период температура теплоносителя в обратном трубопроводе, °С;

,28 – соотношение между кДж/ч и Вт (1 кДж/ч = 0,28 Вт).

Расход воды на подпитку
тепловой сети в закрытой системе теплоснабжения, кг/ч, определяют по формуле:

у=аVтсρ,                                                               ()

где а – нормативное значение утечки из
тепловой сети в период эксплуатации, согласно [5] принимают равным 0,0025 м3/(ч×м3);

тс – объем тепловой сети, м3,

где Vi – удельный объем воды в
трубопроводе i-го диаметра, м3/км,
принимается по табл. 2.1;

li – протяженность участка
тепловой сети i-го диаметра, км;

п – количество участков сети;

ρ – плотность воды при
средней температуре за планируемый период
Об утверждении Правил учета газа от 30 декабря 2013 - кг/м3.

Количество тепла, теряемое с
утечкой из трубопроводов тепловых сетей, ГДж (Гкал), за планируемый период
определяют по формуле:

где Zу- продолжительность
планируемого периода, ч, равная 24×Z.

Для формулы в скобках:

. порядок разработки групповых норм

. Групповые нормы разрабатывают для уровней планирования в соответствии
с п. 1.1.5.

. Основой для разработки групповых норм являются индивидуальные нормы,
поправочные нормативные коэффициенты, расход тепла на собственные нужды,
плановое число часов работы оборудования в планируемом периоде.

. Групповую норму для котельной рассчитывают по формуле:

,                            ()

где Об утверждении Правил учета газа от 30 декабря 2013 - – средневзвешенная
норма расхода газа на выработку тепловой энергии котельной, кг у.т./Гкал (кг
у.т./ГДж);

dc.н – норматив расхода тепловой
энергии на собственные нужды.

. Средневзвешенную норму расхода газа на выработку тепловой энергии для
котельной определяют по формуле

где Нi- удельный расход газа для
котлов данного (i-го) типоразмера при
планируемой производительности, кг у.т./Гкал (кг у.т./ГДж);

Qi – планируемая
производительность котла данного типоразмера, Гкал/ч (МВт);

п – число типоразмеров котлов;

Трi- суммарное число часов работы котлов данного типоразмера в планируемом
периоде, ч/период.

Величина Трiможет быть определена как

или

где р – номер котла данного типоразмера;

пi- число котлов данного типоразмера;

(Тi)ср – среднее число часов работы
котлов данного типоразмера, ч/период.

. Внутрикотельные потери включают в себя: потери от наружного охлаждения
трубопроводов и вспомогательного оборудования, утечки горячей воды и пара,
включая потери тепла с продувкой котлов и выпаром из деаэраторов, на обдувку
поверхностей нагрева паром, расход пара на опробование и поддержание паровых
насосов в горячем резерве.

Норматив расхода тепла на
собственные нужды котельной (в долях от выработанного котельной тепла)
определяется расчетом при проведении наладочных работ или (ориентировочно) по
таблицам 1.6
– 1.8
(Приложение 1),
где указаны усредненные значения коэффициентов dc.н для различных групп котельных.

Для котельных, оборудованных разноразмерными и разнотипными (напр.,
водогрейными и паровыми) котлами, расчетное значение коэффициента dc.н находят как средневзвешенную величину по формуле:

где dс.н.i- норматив для котлов i-го
типоразмера по таблицам 1.6 – 1.8;

остальные обозначения те же,
что и для формул (1.4) – (1.6).

. Учет затрат электроэнергии на собственные нужды котельной осуществляют
путем увеличения норматива расхода dс.н. на собственные нужды на величину [3]

где Эу
– удельный расход электроэнергии на собственные нужды котельной, кВт/кг у.т.;

Об утверждении Правил учета газа от 30 декабря 2013 - – удельный расход условного
топлива, затрачиваемый на производство электроэнергии.

Значение его может быть
получено от энергоуправления данного региона и составляет 0,25 ÷ 0,35 кг
у.т./кВтч.

Удельные затраты
электроэнергии на собственные нужды котельной представлены в табл. 1.9
Приложения 1.

При расчетах удельных норм
расхода газа на выработку тепла (на разных уровнях планирования) необходимо
указывать, выполнены ли они с учетом или без учета затрат электроэнергии на
собственные нужды котельных.

. Расход условного топлива на растопку учитывается путем умножения
расхода условного топлива на 1 растопку на число растопок:

раст
= bраст×с,                                                        ()

где bраст- удельный расход условного
топлива на 1 растопку котла, представленный в табл. 1.10;

с – количество растопок.

. Групповую норму расхода газа на отпущенное тепло для предприятий
(более высокого уровня) определяют по формуле:

где Об утверждении Правил учета газа от 30 декабря 2013 - – средневзвешенная
норма расхода топлива на выработку теплоэнергии, кг у.т./Гкал, (кг у.т./ГДж);

dс.н. – норматив расхода тепловой энергии на собственные нужды;

к – суммарный нормативный коэффициент,
учитывающий отклонения фактических условий работы от расчетных (см. п. 1.3.11).

. Средневзвешенная норма расхода газа на выработку тепла в формуле (1.10) рассчитывается по формуле:

где Нi – индивидуальная норма
расхода газа, утвержденная для котлов данного типоразмера на планируемый
период, кг у.т./Гкал (кг у.т./ГДж);

Qi- паспортная (номинальная) производительность котлов данного
типоразмера, Гкал/ч (МВт);

Tpi – суммарное
число часов работы котлов данного типоразмера в планируемом периоде, ч/период;

п – число типоразмеров котлов.

. Суммарный нормативный коэффициент к учитывает отклонение
планируемых условий эксплуатации от принятых при расчете индивидуальных норм
(некоторое отклонение удельного расхода топлива при нагрузках, отличающихся от
паспортных, от принятой нормы, кратковременное использование нерасчетного вида
топлива, перераспределение нагрузки между котлами).

Про анемометры:  Котел Мастер Газ Сеул 14 — краткий обзор | Просто котел

Фактический нормативный
коэффициент для отчетного периода определяют по формуле:

где Вф
– фактический расход топлива за отчетный период, кг у.т./период;

Об утверждении Правил учета газа от 30 декабря 2013 - – средневзвешенная норма
расхода топлива, рассчитываемая по формуле, приведеннойв пункте 1.3.4.
При расчете принимается фактическое число часов работы котлов для каждого
типоразмера на каждом расчетном виде топлива, кг у.т./Гкал (кг у.т./ГДж);

Qбр – количество тепла, выработанного на данном уровне
планирования, Гкал/период (ГДж/период).

Средневзвешенную норму расхода топлива на выработку тепловой энергии
при использовании на данном уровне планирования нескольких видов топлива
определяют по формуле:

где Нij- удельный расход данного
вида топлива для котла данного типоразмера при планируемой производительности
при расчете на уровне предприятия; или индивидуальная норма расхода топлива для
расчетов на более высоком уровне (региональное предприятие, ОАО «Газпром»), кг
у.т./Гкал (кг у.т./ГДж);

Qij- планируемая производительность котла данного типоразмера на данном
виде топлива (для уровня предприятия) или паспортная (номинальная)
производительность котла (для уровня регионального предприятия, ОАО «Газпром»),
Гкал/ч (МВт);

Трij – число
часов работы в планируемом периоде всех котлов типоразмера i на
расчетном виде топлива j,
определяемое на основе плана отпуска тепла и графика ППР, ч/период;

п – число типоразмеров котлов;

m –
число видов топлива.

. Норматив расхода тепла на собственные нужды для более высоких уровней
планирования определяют по формуле:

где Qс.н. – объем тепла,
израсходованного на собственные нужды, Гкал/период (ГДж/период);

Qн – объем
отпущенного тепла, Гкал/период (ГДж/период);

Об утверждении Правил учета газа от 30 декабря 2013 - – объем выработанного тепла по
предприятиям (котельным), Гкал/период (ГДж/период);

s –
число предприятий (котельных).

Таблица 2.3

Условный проход

трубопровода, мм

Нормы плотности теплового потока для
двухтрубных водяных тепловых сетей при подземной бесканальной прокладке, Вт/м
(ккал/м-ч)

для подающей линии
с.г. t = 65° C

для обратной линии с.г.

t = 50° C

суммарная д ля двухтрубной

прокладки

для подающей линии с.г.

t = 90° C

для обратной линии с.г.

t = 50° C

суммарная для двухтрубной прокладки

для подающей линии с.г. t =110° C

для обратной линии
с.г.

t = 50° C

суммарная для двухтрубной

прокладки

32

22,0(19)

18,6(16)

40,6(35)

31,4(27)

18,6(16)

50,0(43)

36,1(31)

18,6(16)

54,7(47)

57

27,9(24)

23,3(20)

51,2(44)

38,4(33)

23,3(20)

61,7(53)

44,2(38)

22,1(19)

66,3(57)

76

30,2(26)

25,6(22)

55,8(48)

40,7(35)

25,6(22)

66,3(57)

48,8(42)

24,4(21)

73,2(63)

89

32,6(28)

26,7(23)

59,3(51)

43,0(37)

25,6(22)

68,6(59)

51,2(44)

25,6(22)

76,8(66)

108

34,9(30)

29,1(25)

62,8(54)

46,5(40)

29,1(25)

75,6(65)

54,7(47)

27,9(24)

82,6(71)

133

38,4(33)

32,6(28)

71,0(61)

51,2(44)

32,6(28)

83,8(72)

60,5(52)

31,4(27)

91,9(79)

159

40,7(35)

36,1(31)

76,8(66)

54,7(47)

33,7(29)

88,4(76)

65,1(56)

33,7(29)

98,8(85)

219

47,7(41)

46,5(40)

94,2(81)

70,9(61)

46,5(40)

117,4(101)

82,6(71)

45,4(39)

128,0(110)

273

62,8(54)

53,5(46)

116,3(100)

79,1(68)

51,2(44)

130,3(112)

91,9(79)

51,2(44)

143,1(123)

325

69,8(60)

59,3(51)

129,1(111)

87,2(75)

58,2(50)

145,4(125)

102,3(88)

57,0(49)

159,3(137)

377

96,5(83)

62,8(54)

159,3(137)

110,5(95)

61,6(53)

^172,1(148)

426

102,3(88)

67,5(58)

169,8(146)

117,4(101)

66,3(57)

183,7(158)

478

108,2(93)

72,1 (62)

180,3(155)

125,6(108)

70,9(61)

196,5(169)

529

114,0(98)

76,8(66)

191,8(164)

132,6(114)

75,6(65)

208,2(179)

630

131,4(113)

89,6(77)

221,0(190)

152,4(131)

88,4(76)

240,8(207)

Примечание . См.примечания к табл. 2.2

Удельные затраты
электроэнергии на собственные нужды котельной [ 5]

Расчетная тепловая нагрузка отопительных
котельных малой мощности, МВт (Гкал/ч)

Удельные расходы электроэнергии на
выработку и транспортирование тепла, кВт/МВт (кВт.ч/Гкал)

До 0,58 (До 0,5)

17,2(20)

0,59-1,16(0,51-1,0)

17,2(20)

1,17-2,33(1,01-2,0)

16,3(19)

2,34-3,49(2,01-3,0)

15,5(18)

3,50-5,82(3,01-5,0)

15,5(18)

5,83-11,63(5,01-10)

15,5(18)

11,64-58,2(10,01-50)

15,5(18)

Таблица 1.10

Удельный расход условного
топлива на 1 растопку котла [ 5]

Площадь поверхности нагрева котла, м2

Удельный расход условного топлива на 1 растопку котла
(кг у.т.) при длительности остановки, ч.

2

6

12

18

24

48

Более 48

До 50

10

25

50

75

100

200

300

51-100

17

50

100

150

200

400

600

101-200

34

100

200

300

400

800

1200

201-300

52

150

300

450

600

1200

1800

301-400

68

200

400

600

800

1600

2400

401-500

85

250

500

750

1000

2000

3000

Примечания : I . Для котлов с площадью
поверхности нагрева более 500 м2 на растопку после суточного
останова расход топлива равен 2-часовому расходу топлива при его полной
нагрузке.

2. Число
растопок определяется графиком работ по ремонтам и обслуживанию котлов,
технологическим процессом и производственным планом работы котельной.

Таблица 1.11

Энтальпия
насыщенного пара [ 2]

Абсолютное давление р

Энтальпия пара

Абсолютное давление р

Энтальпия пара

Абсолютное давление р

Энтальпия пара

МПа

кго/см2

МДж/кг (ккал/кг)

МПа

кгс/см2

МДж/кг (ккал/кг)

МПа

кгс/см2

МДж/кг (ккал/кг)

0,070

0,70

2,659

(635,1)

0,15

1,50

2,693

(641,6)

1,13

13,0

2,787

(665,6)

0,080

0,80

2,665

(636,4)

0,30

3,00

2,724

(650,7)

1,14

14,0

2,789

(666,2)

0,090

0,90

2,670

(637,6)

0,60

6,00

2,756

(658,3)

1,15

15,0

2,791

(666,7)

0,10

1,00

2,675

(638,8)

0,90

9,00

2,773

(662,3)

1,16

16,0

2,793

(667,1)

0,11

1,10

2,679

(639,8)

1,00

10,0

2,777

(663,3)

1,17

17,0

2,795

(667,5)

0,12

1,20

2,684

(640,7)

1,10

11,0

2,780

(664,10)

1,18

18,0

2,796

(667,8)

Оцените статью
Анемометры
Добавить комментарий

Adblock
detector