Годовой график расхода тепловой нагрузки

Введение

 

Теплогенерирующая установка - совокупность приспособлений и механизмов для производства тепловой энергии в виде водяного пара, горячей воды или подогретого воздуха. Водяной пар используют для технологических нужд в промышленности и сельском хозяйстве, для приведения в движение паровых двигателей, а так же нагрева воды, направляемой в дальнейшем на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. Горячую воду и подогретый воздух используют для отопления производственных, общественных и жилых зданий, а так же для коммунально-бытовых нужд населения. Теплогенерирующие установки предназначены для производства тепловой энергии из первичных источников энергии, которыми являются: органическое и ядерное топливо, горючие и тепловые отходы промышленных предприятий.

Теплогенератор состоит из корпуса цилиндрической формы, в котором размещены жарочные трубы, а также дымовые трубы расположены по трем концентрическим кругам.

Котлы полностью автоматизированы, могут работать в режимах «большого» и «малого» горения, что позволяет экономить топливо. Другой положительной чертой таких теплогенераторов является их сравнительно малые габаритные размеры. Котлы не требуют фундамента для установки и могут быть использованы как при строительстве новых котельных, так и при реконструкции действующих котельных при минимальном рабочем месте.

Преимущества конструкции котлов данного типа перед другими состоит в том, что котлы серии ВК – 21  имеют низкую материалоемкость, увеличен коэффициент полезного действия, минимальные затраты на монтаж из-за отсутствия обмуровочных работ, а также минимальный выброс вредных веществ в атмосферу.

Исходные данные

1. Город проектирование – г.Семеновка.

2. Тепловая нагрузка:

      - Отопление 3,3 МВт;

      - Вентиляция 0,9 МВт;

      - Горячее водоснабжение 1,7 МВт;

3. Параметры теплоносителя:  = 95/70 °С;

4. Расчетная температура: -24ºС

5. Система теплоснабжения - закрытая;

6. Топливо – газ, газопровод: Ставрополь- Москва;

7. Водоснабжение - хозяйственно-питьевой водопровод;

8. Жесткость воды - Жо = 8 мг экв / л;

9. Содержание ионов Na ⁺ = 25 мг / л.

 

Для построения годового графика расхода тепловой нагрузки выбираем климатологические данные, в соответствии  [1] и сводим в табл.1.

 

Таблица 1 – Климатологические данные

№ п/п	Параметр	Расчетные данные
1	2	3
1.	Расчетная отопительная температура наружного воздуха самой холодной пятиднвки tp.o ,ºС	-24
2.	Средняя отопительная температура наружного воздуха tср ,ºС	-1,3
3.	Расчетная температура при проектировании сстемы вентиляции tp.в ,ºС	-10
4.	Продолжительность отопительного периода no,суток	178

Значение продолжительности стояния температур за отопительный период выбираем из [1] и заносим в табл.2.

 

Таблица 2 – Продолжительность стояния температур за отопительный период

 

-44,9÷-40	-39,9÷-35	-24,9÷-20	-19,9÷-15	-14,9÷-10	-9,9÷-5	-4,9÷-0	+0,1÷+5	+5,1÷+8	Σ
-	-	39	127	324	828	1238	1510	687	4608

 

 

Расчет тепловой схемы ТГУ

Расчет тепловой схемы

Расчет тепловой схемы котельной ведется с целью определения расхода воды для отдельных узлов при характерных режимах работы котельной и составление общего материального баланса воды. В тепловых схемах водогрейных котельных единственным теплоносителем является вода, которая используется как для внешней теплофикации, так и для целей подогрева в пределах самой котельной (для подогрева сырой и смягченной воды, для деаэрации и др.).

Таблица 6 - Расчет тепловой схемы котельной с водогрейными котлами для закрытой системы водоснабжения

№ п/п	Наименование расчетной величины	Обозна-чение	Ед. изме-рения	Способ определения	Расчетные режимы
					мах	при	при	Летний
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	Температура наружного воздуха в точке излома температурного графика сетевой воды		°C	Из графика	-	3,29	-	-
2	Коэффициент снижения расхода тепла на отопление и вентиляцию в зависимости от температуры наружного воздуха		-		1	0,38	0,682	-
3	Значение коэффициента KОВ в степени 0,8		-		1	0,461	0,736	-
4	Температура сетевой воды в подающем трубопроводе к потребителю (отопление и вентиляция) на выходе из котельной		°C		95	52,485	74,001	95
5	Температура сетевой воды в обратном трубопроводе от потребителя (отопление и вентиляция) на входе в котельную		°C		70	42,985	56,956	70
6	Расчетный отпуск тепла на отопление, вентиляцию		МВт		4,2	1,596	2,864	-
7	Суммарный отпуск тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение		МВт		5,9	3,296	4,564	1,391
8	Количество сетевой воды в подающем трубопроводе (отопление, вентиляция и горячее водоснабжение)		кг/с		56,365	82,863	63,951	13,289
9	Суммарное количество сетевой воды, выдаваемой из котельной внешним		кг/с		56,365	82,863	63,951	13,289

Продолжение таблицы 6

1	2	3	4	5	6	7	8	9
10	Количество подпиточной воды на восполнение утечек в теплосети на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение		кг/с		0,516	0,516	0,516	0,258
11	Суммарное количество подпиточной воды		кг/с		0,516	0,516	0,516	0,258
12	Количество сетевой воды в обратном трубопроводе на входе в котельную от потребителей отопления, вентиляции и горячего водоснабжения		кг/с		55,849	82,347	63,435	13,031
13	Температура греющей воды, поступающей в деаэратор	tд	оС	tд= t1	0	0	0	0
14	Количество греющей воды, поступающей в деаэратор	Gʹд	кг/с		95	95	95	95
15	Количество воды на выходе из деаэратора (производительность деаэратора)	Gд	кг/с	Gподп+ Gʹд	0,211	0,211	0,211	0,106
16	Выпор из деаэратора	Двып	кг/с	0,002· Gд	0,727	0,727	0,727	0,364
17	Количество умягченной воды, поступающей в деаэратор	Gу	кг/с	Gподп+ Двып	0,0015	0,0015	0,0015	0,0007
18	Количество сырой воды, соответствующее расходу Gу	Gсв	кг/с		0,518	0,518	0,518	0,259
19	Расход тепла на подогрев сырой воды перед водоподготовкой	Qс	МВт		0,621	0,621	0,621	0,311
20	Количество греющей воды, соответствующее величине Qс	Gʹс	кг/с		0,066	0,066	0,066	0,033
21	Расход тепла на подогрев умягченной воды перед деаэратором	Qу	МВт		0,634	0,634	0,634	0,317
22	Количество греющей воды, соответствующее величине Qу	Gʹу	кг/с		0,066	0,066	0,066	0,033
23	Общий расход тепла на подогрев сырой воды и на деаэрацию	Qо	МВт		0,634	0,634	0,634	0,317
24	Общее количество греющей воды, соответствующее величине Ql	GО	кг/с	Gʹс+ Gʹу+ Gʹд	0,199	0,199	0,199	0,1

Продолжение таблицы 6

1	2	3	4	5	6		7		8	9
25	Суммарный отпуск тепла водогрейными котлами	Qт	МВт	Qов+гв+ Qо	6,099		3,495		4,763	1,491
26	Количество работающих водогрейных котлов	Nкрв	-		3		2		3	1
27	Тепловая нагрузка на котел, работающий в постоянном режиме	Qтпост	МВт		2		1,748		1,588	1,491
Принимаем один котел в постоянном режиме
28	Тепловая нагрузка на котел, работающий в переменном режиме	Qтпер	МВт	Qт -Qтпост		4,099	-	3,175			-
29	Процент загрузки водогрейного котла, работающего в постоянном режиме	Кзагрпост	%			100	87,4	79,4			74,55
30	Процент загрузки водогрейного котла, работающего в переменном режиме	Кзагрпер	%			100	-	79,38			-
31	Количество воды, пропускаемой через каждый работающий водогрейный котел	Gвк	кг/с			19,107	16,699	15,171			14,244
32	Суммарное количество воды, пропускаемой через работающие водогрейные котлы	GвкΣ	кг/с	Gвк ·Nкрв		58,267	33,398	45,513			14,244
33	Дополнительное количество сетевой воды на горячее водоснабжение	∆Gгв	кг/с	Gов+гв - Gов+гвmax		-	26,498	7,586			-
34	Количество воды, пропускаемое через нерегулируемый перепуск	Gнр	кг/с	Nкрв ·Gвк + ∆Gгв		-	44,024	8,337			-
35	Температура сетевой воды на выходе из водогрейного котла, работающего в переменном режиме	tВКпер	оС			95	-	94,992			-
36	Температура сетевой воды на выходе из водогрейного котла, работающего в постоянном режиме	tВК 1пост	оС	const		95	95	95			95
37	Суммарное количество воды перед сетевыми насосами	ΣGсетобр	кг/с			57,328	83,825	64,913			13,771

 

 

Продолжение таблицы 6

1	2	3	4	5	6	7	8	9
41.	Температура сетевой воды в обратном трубопроводе перед сетевыми насосами	t3	оС		70	43,462	57,253	70
42.	Количество воды на рециркуляцию	GРЦ	кг/с		-	17,197	15,37	-
43.	Количество воды на регулируемый перепуск	GР.П	кг/с	GР.П = GРЦ	-	17,197	15,37	-

 

Выбор теплогенератора

На основании расчета тепловой схемы максимальная тепловая нагрузка ТГУ составляет  Q_т = 6,01 МВт.

Для выработки тепловой энергии принимаются к установке котлы ВК-21, номинальной теплопроизводительностью 2 МВт в количестве 3 шт.

Выбор насосного парка ТГУ

Выбор сетевых насосов

 

Сетевые насосы предназначены для циркуляции теплоносителя в тепловой сети. Насосы подбираются по необходимому расходу и давлению для компенсации потерь давления на трение, местные сопротивления и для обеспечения требуемого напора в абонентских системах. Расход сетевой воды принимается из таблицы 6.

Для зимнего периода: ΣG^обр_сет = 83,82 кг/с = 300 м³/ч.

По данному расходу принимается к установке насос центробежный консольный - К-100/65-200с техническими характеристиками G (расход), м3/ч; H (напор), МПа; N (мощность), Вт.

G = 100 м³/ч; Н = 0.4МПа; N = 30000 Вт.

К установке принимается 3 насоса.

Устанавливаем 1 резервный насос такой же марки.

Для летнего периода: ΣG^обр_сет = 13,77 кг/с = 50 м³/ч.

По данному расходу принимается к установке насос центробежный консольный - Wilo TOP-S 80/7 с техническими характеристиками:

G = 50 м³/ч; Н = 0,07 МПа; N = 650 Вт.

К установке принимается 1 насос.

Устанавливаем 1 резервный насос такой же марки, который находится на складе.

Выбор подпиточных насосов

 

Подпиточные насосы предназначаются для восполнения утечек в системе и обеспечения нужд горячего водоснабжения. Расход подпиточной воды принимается из таблицы 6.

G_подп = 0,52 кг/с = 2 м³/ч.

По данному расходу принимается к установке насос центробежный консольный - Wilo TOP-S 25/7 с техническими характеристиками:

G = 2 м³/ч; Н = 0,04 МПа; N = 90 Вт.

К установке принимается 1 насос.

Устанавливаем 1 резервный насос такой же марки, который находится на складе.

 

Выбор насоса сырой воды

 

Насос сырой воды служит для создания давления во внутреннем контуре ТГУ при недостаточном давлении в водонапорной сети, к которой подключена ТГУ.

Для зимнего периода: G_с.в.= 0,62 кг/с = 2,24 м³/ч.

По данному расходу принимается к установке насос центробежный консольный -  Wilo TOP-S 25/7 с техническими характеристиками:

G =3 м³/ч; Н = 0.04 МПа; N = 90 Вт.

К установке принимается 1 насос.

Устанавливаем 1 резервный насос такой же марки, который находится на складе.

Для летнего периода: G_с.в.= 0,31 кг/с = 1,12 м³/ч.

По данному расходу принимается к установке насос центробежный консольный - Wilo TOP-S 25/7 с техническими характеристиками:

G = 2 м³/ч; Н = 0,02 МПа; N = 90 Вт.

К установке принимается 1 насос.

Устанавливаем 1 резервный насос такой же марки, который находится на складе.

 

Подбор деаэратора

 Назначение деаэрационной установки в том, чтобы снизить концентрацию растворенных в воде коррозионно-агрессивных газов, которые вызывают развитие химической коррозии на поверхностях, изготовленных из сталей и чугуна, до допустимых пределов.

 

Деаэратор подбирается по расходу воды на выходе из деаэратора:

G_д = 0,727 =2,619 м³/ч.

Для дегазации принимается вакуумно-деаэрационная подпиточная установка ВДПУ-1,5.

 

4. Расчет схемы водоподготовки

Вода, поступающая из различных источников, служит в качестве теплоносителя в тепловой сети, и в процессе работы ТГУ и тепловой сети расходуется на восполнение утечек в теплосети и на расход на собственные нужды. Вследствие этого возмещение расходов воды осуществляется через специальные устройства, комплекс которых называется водоподготовкой.

Так как теплоносителем в тепловой сети является горячая вода с параметрами  = 95/70 C, и в котельной установлены водогрейные котлы, а также, учитывая физико-химические показатели воды, принимаем докотловую схему водоподготовки, включающую в себя ионитные фильтры для умягчения подпиточной воды, и деаэратор для удаления коррозионно-агрессивных газов. Расчет производительности цеха водоподготовки принимается из расчета тепловой схемы.

 

Расчет схемы отработки воды для питания теплогенерирующей установки сводятся в таблицу 7.

Таблица 7 – Расчет производительности цеха водоподготовки для теплогенерирующих установок с водогрейными теплогенераторами

№ п/п	Наименование величин	Обозначе-ние	Размерность	Формула или обоснование	Резуль-тат
1	2	3	4	5	6
	Требуемая производитель- ность цеха водоподготовки		кг/с	по таблице 6, п.18	15
1	Скорость фильтрования	ωК.Ф	м/с	принимается по таблице 5.4. [2]	0,149
2	Требуемое живое сечение фильтра	fК.Ф	м2		0,436
3	Диаметр фильтра		м		15
4	Подбор фильтров и их количество	подбирается по таблице 5.2[2] Принимаем к установки 1 фильтр ВПУ-1,5 и 1 резервный фильтр
5	Объем катионита	VK	м3	-	0,28
6	Общая жесткость исходной воды	ЖО	мг∙экв/л	принимается по заданию	9
7	Остаточная жесткость после первой ступени	ЖОСТ	мг∙экв/л	-	0,1
8	Количество солей жесткости, удаляемых фильтром I ступени		г∙экв/л		424,037
9	Ионнообмен-ная способ-ность сульфоугля	EP	г∙экв/ м3	принимается по таблице5.7. [2]	200
10	Число регенераций в сутки фильтров  I ступени	nI	шт/сут		8

 

Продолжение таблицы 7

1	2	3	4	5	6
11	Удельный расход соли на регенерацию фильтра	gC	г/(г∙экв)	принимается по таблице 5.4 [2]	200
12	Расход поваренной соли на одну регенерацию		кг/цикл		11,2
13	Суточный расход поваренной соли, техниче-ской при условии 4% загрязненности		кг/сут		93,184

       

Таблица 8 – Расчет расходов осветленной воды на собственные нужды химводоочистки

№ п/п	Наименование величин	Обозначе-ние	Размерность	Формула или обоснование	Резуль-тат
1	Интенсивность взрыхления Na-катионитовых фильтров	iВЗР	л/(м2∙с)	принимается по таблице 5.4 [2]	4
2	Продолжитель-ность взрыхления	zВЗР	мин	принимается по таблице 5.4 [2]	1,12
3	Расход воды на одну операцию взрыхления		м3/ цикл		0,131
4	Удельный расход воды на отмывку катионитового фильтра	gOT	м3/м3	таблица5.4 [2]	4
5	Расход осветленной воды на одну операцию отмывки	GОТ	м3/ цикл	gOT∙VКФ	1,12
6	Расход воды на приготовление 8% раствора поваренной соли на одну регенерацию	GРС	м3/ цикл		0,131

Продолжение таблицы 8

1	2	3	4	5	6
7	Суммарный расход воды на собственные нужды при одной регенерации		м3/ цикл		1,227
8	Суммарный суточный расход воды на собственные нужды при одной регенерации		м3/сут		9,816
9	Удельный расход осветленной воды на собственные нужды ХВО		%		19,445

     5. Рассеивание продуктов сгорания

Дымовая труба служит для вывода продуктов сгорания в верхние слои атмосферы с целью рассеивания их в воздухе до уровня концентрации, неопасной для окружающей среды. Минимально допустимая высота дымовой трубы из условия рассеивания продуктов сгорания определяется из выражения

                                                                       (5.1)

где    А – коэффициент, определяющий условия вертикального и горизонтального рассеивания и зависящий от температурной стратификации А=160;

F – коэффициент, учитывающий условия горизонтального рассеивания F=1;

М – количество вредных выбросов, г/с;

m,n – поправочные коэффициенты, учитывающие условия выхода из устья дымовой трубы m=n=1;

ПДК _i  - предельно-допустимая концентрация i-того компонента, мг/ м³;

Нормы ПДК: ПДК (СО) = 3,0 мг/м³,ПДК (NO₂) = 0,085 мг/м³;

   С_ф – фоновая концентрация i-того компонента, С_ф =0 мг/ м³;

Z – количество источников выбросов Z=1;

V – расход удаляемых выбросов, м³/с;

 м³/с;

   ∆Т – разность температур продуктов сгорания и окружающего воздуха,

°С.

 

Определение количества вредных выбросов:

 

1)Количество выбросов окислов углерода

                                   ,                               (5.2)

где    n – количество котлоагрегатов;

 – коэффициент, зависящий от вида сжигания топлива;

 – поправочный коэффициент, учитывающий режим сжигания топлива;

– потери теплоты от механической неполноты сгорания.

0,762 г/с.

2) Количество выбросов окислов азота

                    ,       (5.3)

где – коэффициент, учитывающий качество топлива;

К – коэффициент, характеризующий выход окислов азота на 1 МДж  теплоты сгораия.

                                             ,                                        (5.4)

где   Q_ф – фактическая тепловая нагрузка котельной;

Q_н –  номинальная тепловая нагрузка котельной;

–коэффициент, учитывающий рециркуляцию продуктов сгорания;

– коэффициент, учитывающий модификацию горелок;

– низшая расчетная теплота сгорания топлива.

0,01 г/c.                         

Минимальная высота дымовой трубы для рассеивания вредных выбросов с соблюдением ПДК:

1,462 м,

1,22 м,

Так как котельная находится в квартале девятиэтажной застройки, то принимаем высоту дымовой трубы Н_тр = 32 м, что позволяет рассеивать вредные выбросы с соблюдением норм ПДК.

 

К апитальные затраты

Существует несколько способов определения стоимости оборудования источников теплоснабжения: по смете, по укрупненным показателям и по приблизительным  показателям. В данном курсовом проекте представлен способ по приблизительным показателям.

 

 1.Годовые затраты на топливо:

                               , тыс. руб/год.                              (8.1)

- цена топлива, руб/м³;  руб/м³.

тыс. руб/год.

 

 2.Годовые затраты на воду:

                                                    тыс. руб/год,                    (8.2)

-цена воды, руб/м ;  руб/ м .

 тыс. руб/год.

 

    3.Годовые затраты на электроэнергию: 

                                     тыс. руб/год.                                    (8.3)

- цена электроэнергии, руб/кВт;  руб/кВт.

 тыс. руб/год.

 

4. Годовые затраты на заработную плату:

                                   тыс. руб/год.                            (8.4)

 

 

где - количество работающих на ТГУ, чел/МВт.  чел/МВт;

   - средняя заработная плата персонала ТГУ, руб/мес.  руб/мес.

 тыс. руб /год.

 

5. Годовые амортизационные затраты:

                                       тыс. руб /год.                                      (8.5)

 и - доля амортизационных отчислений на строительство и обустройство соответственно.  и .

 и - сметная цена строительства здания, сооружений и оборудования с монтажом, соответственно, тыс. руб;  и .

- общая сметная цена, тыс. руб.

                                                                                                  (8.6)

где - удельные капиталовложения, тыс. руб/МВт.  тыс. руб/МВт.

    - коэффициент, зависящий от вида системы теплоснабжения. Для открытых систем .

, тыс. руб;

 и , тыс. руб;

, тыс. руб/год.

 

6.Годовые затраты на текущий ремонт:

, тыс. руб/год.                             (8.7) 

 

7.Прочие затраты:

, тыс. руб/год.    (8.8)                        

где   а – эмпирический коэффициент, зависящий от режима работы тепловой сети, а = 0,3

 

    8.Годовые эксплуатационные затраты:

  тыс. руб/год. (8.9)

  тыс. руб/год.

 

 

Введение

 

Теплогенерирующая установка - совокупность приспособлений и механизмов для производства тепловой энергии в виде водяного пара, горячей воды или подогретого воздуха. Водяной пар используют для технологических нужд в промышленности и сельском хозяйстве, для приведения в движение паровых двигателей, а так же нагрева воды, направляемой в дальнейшем на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. Горячую воду и подогретый воздух используют для отопления производственных, общественных и жилых зданий, а так же для коммунально-бытовых нужд населения. Теплогенерирующие установки предназначены для производства тепловой энергии из первичных источников энергии, которыми являются: органическое и ядерное топливо, горючие и тепловые отходы промышленных предприятий.

Теплогенератор состоит из корпуса цилиндрической формы, в котором размещены жарочные трубы, а также дымовые трубы расположены по трем концентрическим кругам.

Котлы полностью автоматизированы, могут работать в режимах «большого» и «малого» горения, что позволяет экономить топливо. Другой положительной чертой таких теплогенераторов является их сравнительно малые габаритные размеры. Котлы не требуют фундамента для установки и могут быть использованы как при строительстве новых котельных, так и при реконструкции действующих котельных при минимальном рабочем месте.

Преимущества конструкции котлов данного типа перед другими состоит в том, что котлы серии ВК – 21  имеют низкую материалоемкость, увеличен коэффициент полезного действия, минимальные затраты на монтаж из-за отсутствия обмуровочных работ, а также минимальный выброс вредных веществ в атмосферу.

Исходные данные

1. Город проектирование – г.Семеновка.

2. Тепловая нагрузка:

      - Отопление 3,3 МВт;

      - Вентиляция 0,9 МВт;

      - Горячее водоснабжение 1,7 МВт;

3. Параметры теплоносителя:  = 95/70 °С;

4. Расчетная температура: -24ºС

5. Система теплоснабжения - закрытая;

6. Топливо – газ, газопровод: Ставрополь- Москва;

7. Водоснабжение - хозяйственно-питьевой водопровод;

8. Жесткость воды - Жо = 8 мг экв / л;

9. Содержание ионов Na ⁺ = 25 мг / л.

 

Для построения годового графика расхода тепловой нагрузки выбираем климатологические данные, в соответствии  [1] и сводим в табл.1.

 

Таблица 1 – Климатологические данные

№ п/п	Параметр	Расчетные данные
1	2	3
1.	Расчетная отопительная температура наружного воздуха самой холодной пятиднвки tp.o ,ºС	-24
2.	Средняя отопительная температура наружного воздуха tср ,ºС	-1,3
3.	Расчетная температура при проектировании сстемы вентиляции tp.в ,ºС	-10
4.	Продолжительность отопительного периода no,суток	178

Значение продолжительности стояния температур за отопительный период выбираем из [1] и заносим в табл.2.

 

Таблица 2 – Продолжительность стояния температур за отопительный период

 

-44,9÷-40	-39,9÷-35	-24,9÷-20	-19,9÷-15	-14,9÷-10	-9,9÷-5	-4,9÷-0	+0,1÷+5	+5,1÷+8	Σ
-	-	39	127	324	828	1238	1510	687	4608

 

 

Годовой график расхода тепловой нагрузки

Годовой график расхода тепловой нагрузки состоит из двух частей. Левая часть – зависимость тепловой нагрузки от температуры наружного воздуха, правая – распределение тепловой нагрузки в течение отопительного периода.

Тепловые нагрузки при текущих температурах наружного воздуха определяются по формулам

                                                                                (1.1)

                                                                                (1.2)

где ,  – соответственно расчетные тепловые нагрузки по отоплению и вентиляции, МВт;

   – внутренняя температура наружного воздуха, равная 20°С согласно [1], °С;

,  – температуры наружного воздуха соответственно при проектировании систем отопления и вентиляции, принимаемые согласно [1], °С;

 – температура наружного воздуха, °С.

Тепловые нагрузки на горячее водоснабжение определяются по формулам

                                           ,                                       (1.3)

                            ,                                    (1.4)

где  – температура воды в местной системе горячего водоснабжения регламентируемая [12] =60°С;