СХЕМА ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ МО "ПОЯРКОВСКИЙ СЕЛЬСОВЕТ" МИХАЙЛОВСКОГО РАЙОНА АМУРСКОЙ ОБЛАСТИ ДО 2029 ГОДА - часть 10

 157 

8. ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ТОПЛИВНЫЕ БАЛАНСЫ 

8.1  Расчеты  по  каждому  источнику  тепловой  энергии  перспективных 

максимальных часовых и годовых расходов основного вида топлива 

Данный  раздел  содержит  перспективные  топливные  балансы  основного  вида 

топлива  для  каждого  источника  тепловой  энергии,  расположенного  в  границах 

муниципального образования. 

Для  источников  тепловой  энергии  расположенных  на  территории 

муниципального  образования  "Поярковский  сельсовет"  основным  видом  топлива 

является уголь. 

В  таблице  8.1  приведены  результаты  расчета  перспективных  годовых 

расходов топлива в разрезе каждого источника тепловой энергии. 

 

Таблица  8.1  –  Максимальные  часовые  и  годовые  расчетные  расходы 

основного топлива 

Наименование источника тепловой энергии 

Годовой расход основного топлива, тонн/год 

Котельная "Центральная" 

4304,78 

Котельная "Квартальная" 

5447,66 

Котельная "Средняя школа" 

2635,73 

Котельная "Юбилейная" 

2196,10 

Котельная "Строительная" 

2071,75 

Котельная "Школа интернат" 

2804,09 

Котельная "Сельхозхимия" 

427,79 

Котельная "ДЭУ" 

590,58 

Котельная "МКП Восток" 

428,30 

 
В  таблице  8.2  отображены  результаты  расчета  перспективного  топливного 

баланса по каждому тепловому источнику. 

 
 
 
 
 
 

 158 

Таблица 8.2 – Результаты расчета перспективного топливного баланса 

Показатель 

Расход 

топлива на 

выработку, 

т.у.т. 

Расход 

топлива на 

собственные 

нужды, т.у.т. 

Расход 

топлива на 

отпуск в сеть, 

т.у.т. 

Расход 

топлива на 

потери, т.у.т. 

Расход 

топлива на 

полезный 

отпуск, т.у.т. 

Котельная "Центральная" 

2013 г. 

1831,49 

50,55 

1780,93 

256,33 

1524,60 

2014 г. 

1831,49 

50,55 

1780,93 

256,33 

1524,60 

2015 г. 

1831,49 

50,55 

1780,93 

256,33 

1524,60 

2016 г. 

1831,49 

50,55 

1780,93 

256,33 

1524,60 

2017 г. 

1831,49 

50,55 

1780,93 

256,33 

1524,60 

2018 г. 

1831,49 

50,55 

1780,93 

256,33 

1524,60 

2019 г. 

1831,49 

50,55 

1780,93 

256,33 

1524,60 

2020-2024 гг. 

1831,49 

50,55 

1780,93 

256,33 

1524,60 

2025-2029 гг. 

1831,49 

50,55 

1780,93 

256,33 

1524,60 

Котельная "Квартальная" 

2013 г. 

2305,45 

58,92 

2246,53 

416,70 

1829,84 

2014 г. 

2305,45 

58,92 

2246,53 

416,70 

1829,84 

2015 г. 

2305,45 

58,92 

2246,53 

416,70 

1829,84 

2016 г. 

2305,45 

58,92 

2246,53 

416,70 

1829,84 

2017 г. 

2305,45 

58,92 

2246,53 

416,70 

1829,84 

2018 г. 

2305,45 

58,92 

2246,53 

416,70 

1829,84 

2019 г. 

2305,45 

58,92 

2246,53 

416,70 

1829,84 

2020-2024 гг. 

2305,45 

58,92 

2246,53 

416,70 

1829,84 

2025-2029 гг. 

2305,45 

58,92 

2246,53 

416,70 

1829,84 

Котельная "Средняя школа" 

2013 г. 

1118,30 

26,51 

1091,80 

279,33 

812,46 

2014 г. 

1118,30 

26,51 

1091,80 

279,33 

812,46 

2015 г. 

1118,30 

26,51 

1091,80 

279,33 

812,46 

2016 г. 

1118,30 

26,51 

1091,80 

279,33 

812,46 

2017 г. 

1118,30 

26,51 

1091,80 

279,33 

812,46 

2018 г. 

1118,30 

26,51 

1091,80 

279,33 

812,46 

2019 г. 

1118,30 

26,51 

1091,80 

279,33 

812,46 

2020-2024 гг. 

1118,30 

26,51 

1091,80 

279,33 

812,46 

2025-2029 гг. 

1118,30 

26,51 

1091,80 

279,33 

812,46 

Котельная "Юбилейная" 

2013 г. 

933,02 

28,50 

904,52 

327,48 

577,04 

2014 г. 

933,02 

28,50 

904,52 

327,48 

577,04 

2015 г. 

933,02 

28,50 

904,52 

327,48 

577,04 

2016 г. 

933,02 

28,50 

904,52 

327,48 

577,04 

2017 г. 

933,02 

28,50 

904,52 

327,48 

577,04 

2018 г. 

933,02 

28,50 

904,52 

327,48 

577,04 

2019 г. 

933,02 

28,50 

904,52 

327,48 

577,04 

2020-2024 гг. 

933,02 

28,50 

904,52 

327,48 

577,04 

2025-2029 гг. 

933,02 

28,50 

904,52 

327,48 

577,04 

 159 

Продолжение таблицы 8.2 

Показатель 

Расход 

топлива на 

выработку, 

т.у.т. 

Расход 

топлива на 

собственные 

нужды, т.у.т. 

Расход 

топлива на 

отпуск в сеть, 

т.у.т. 

Расход 

топлива на 

потери, т.у.т. 

Расход 

топлива на 

полезный 

отпуск, т.у.т. 

Котельная "Строительная" 

2013 г. 

857,71 

27,62 

830,09 

115,66 

714,43 

2014 г. 

857,71 

27,62 

830,09 

115,66 

714,43 

2015 г. 

857,71 

27,62 

830,09 

115,66 

714,43 

2016 г. 

857,71 

27,62 

830,09 

115,66 

714,43 

2017 г. 

857,71 

27,62 

830,09 

115,66 

714,43 

2018 г. 

857,71 

27,62 

830,09 

115,66 

714,43 

2019 г. 

857,71 

27,62 

830,09 

115,66 

714,43 

2020-2024 гг. 

857,71 

27,62 

830,09 

115,66 

714,43 

2025-2029 гг. 

857,71 

27,62 

830,09 

115,66 

714,43 

Котельная "Школа интернат" 

2013 г. 

1187,18 

28,84 

1158,33 

144,12 

1014,22 

2014 г. 

1187,18 

28,84 

1158,33 

144,12 

1014,22 

2015 г. 

1187,18 

28,84 

1158,33 

144,12 

1014,22 

2016 г. 

1187,18 

28,84 

1158,33 

144,12 

1014,22 

2017 г. 

1187,18 

28,84 

1158,33 

144,12 

1014,22 

2018 г. 

1187,18 

28,84 

1158,33 

144,12 

1014,22 

2019 г. 

1187,18 

28,84 

1158,33 

144,12 

1014,22 

2020-2024 гг. 

1187,18 

28,84 

1158,33 

144,12 

1014,22 

2025-2029 гг. 

1187,18 

28,84 

1158,33 

144,12 

1014,22 

Котельная "Сельхозхимия" 

2013 г. 

185,18 

8,42 

176,76 

37,80 

138,97 

2014 г. 

185,18 

8,42 

176,76 

37,80 

138,97 

2015 г. 

185,18 

8,42 

176,76 

37,80 

138,97 

2016 г. 

185,18 

8,42 

176,76 

37,80 

138,97 

2017 г. 

185,18 

8,42 

176,76 

37,80 

138,97 

2018 г. 

185,18 

8,42 

176,76 

37,80 

138,97 

2019 г. 

185,18 

8,42 

176,76 

37,80 

138,97 

2020-2024 гг. 

185,18 

8,42 

176,76 

37,80 

138,97 

2025-2029 гг. 

185,18 

8,42 

176,76 

37,80 

138,97 

Котельная "ДЭУ" 

2013 г. 

258,69 

12,75 

245,93 

0,00 

245,93 

2014 г. 

258,69 

12,75 

245,93 

0,00 

245,93 

2015 г. 

258,69 

12,75 

245,93 

0,00 

245,93 

2016 г. 

258,69 

12,75 

245,93 

0,00 

245,93 

2017 г. 

258,69 

12,75 

245,93 

0,00 

245,93 

2018 г. 

258,69 

12,75 

245,93 

0,00 

245,93 

2019 г. 

258,69 

12,75 

245,93 

0,00 

245,93 

2020-2024 гг. 

258,69 

12,75 

245,93 

0,00 

245,93 

2025-2029 гг. 

258,69 

12,75 

245,93 

0,00 

245,93 

 160 

Продолжение таблицы 8.2 

Показатель 

Расход 

топлива на 

выработку, 

т.у.т. 

Расход 

топлива на 

собственные 

нужды, т.у.т. 

Расход 

топлива на 

отпуск в сеть, 

т.у.т. 

Расход 

топлива на 

потери, т.у.т. 

Расход 

топлива на 

полезный 

отпуск, т.у.т. 

Котельная "МКП Восток" 

2013 г. 

185,03 

6,98 

178,05 

51,76 

126,29 

2014 г. 

185,03 

6,98 

178,05 

51,76 

126,29 

2015 г. 

185,03 

6,98 

178,05 

51,76 

126,29 

2016 г. 

185,03 

6,98 

178,05 

51,76 

126,29 

2017 г. 

185,03 

6,98 

178,05 

51,76 

126,29 

2018 г. 

185,03 

6,98 

178,05 

51,76 

126,29 

2019 г. 

185,03 

6,98 

178,05 

51,76 

126,29 

2020-2024 гг. 

185,03 

6,98 

178,05 

51,76 

126,29 

2025-2029 гг. 

185,03 

6,98 

178,05 

51,76 

126,29 

 

8.2  Расчеты  по  каждому  источнику  тепловой  энергии  нормативных 

запасов аварийных видов топлива 

Нормативный неснижаемый запас топлива  – запас топлива, обеспечивающий 

работу  котельной  в  режиме  "выживания"  с  минимальной  расчетной  тепловой 

нагрузкой  и  составом  оборудования,  позволяющим  поддерживать  готовность  к 

работе  всех  технологических  схем  и  плюсовые  температуры  в  главном  корпусе, 

вспомогательных зданиях и сооружениях.  

В  таблице  8.3  произведен  расчет  нормативного  неснижаемого  запаса 

основного топлива в разрезе каждого теплоисточника. 

Нормативный  эксплуатационный  запас  топлива  –  запас  топлива, 

обеспечивающий  надежную  и  стабильную  работу  котельной  и  вовлекаемый  в 

расход для обеспечения выработки тепловой энергии в осеннее – зимний период (I 

и IV кварталы).  

В  таблице  8.4  произведен  расчет  нормативного  эксплуатационного  запаса 

основного вида топлива в разрезе каждого теплоисточника. 

 

 

 

 

 161 

Таблица 8.3 – Основные данные и результаты расчета создания нормативного 

неснижаемого запаса топлива 

Вид 

топлива 

Среднесуточная 

выработка в 

самый холодный 

месяц, 

Гкал/сутки 

Норматив 

удельного 

расхода 

топлива, 

т.у.т./Гкал 

Среднесуточный 

расход топлива, 

т.у.т. 

Коэффициент 

перевода 

натурального 

топлива в 

условное 

Кол-во 

суток 

для 

расчета 

ННЗТ, 

тонн 

Котельная "Центральная" 

Уголь 

60,646 

0,200 

12,129 

0,414 

14 

410,17 

Котельная "Квартальная" 

Уголь 

72,019 

0,212 

15,268 

0,414 

14 

516,31 

Котельная "Средняя школа" 

Уголь 

38,176 

0,194 

7,406 

0,414 

14 

250,45 

Котельная "Юбилейная" 

Уголь 

32,867 

0,188 

6,179 

0,414 

14 

208,95 

Котельная "Строительная" 

Уголь 

28,863 

0,197 

5,680 

0,414 

14 

192,09 

Котельная "Школа интернат" 

Уголь 

41,380 

0,190 

7,862 

0,414 

14 

265,87 

Котельная "Сельхозхимия" 

Уголь 

5,309 

0,231 

1,226 

0,414 

14 

41,47 

Котельная "ДЭУ" 

Уголь 

7,321 

0,234 

1,713 

0,417 

14 

57,52 

Котельная "МКП Восток" 

Уголь 

5,520 

0,222 

1,225 

0,417 

14 

41,14 

 

 

 

 

 

 

 162 

Таблица 8.4 – Основные данные и результаты расчета создания нормативного 

эксплуатационного запаса топлива 

Вид 

топлива 

Среднесуточная 

выработка за три 

самых холодных 

месяца, 

Гкал/сутки 

Норматив 

удельного 

расхода 

топлива, 

т.у.т./Гкал 

Среднесуточный 

расход топлива, 

т.у.т. 

Коэффициент 

перевода 

натурального 

топлива в 

условное 

Кол-во 

суток 

для 

расчета 

НЭЗТ, 

тонн 

Котельная "Центральная" 

Уголь 

57,089 

0,200 

11,418 

0,414 

45 

1241 

Котельная "Квартальная" 

Уголь 

67,795 

0,212 

14,373 

0,414 

45 

1562,2 

Котельная "Средняя школа" 

Уголь 

35,936 

0,194 

6,972 

0,414 

45 

757,79 

Котельная "Юбилейная" 

Уголь 

30,939 

0,188 

5,817 

0,414 

45 

632,23 

Котельная "Строительная" 

Уголь 

27,170 

0,197 

5,347 

0,414 

45 

581,20 

Котельная "Школа интернат" 

Уголь 

38,953 

0,190 

7,401 

0,414 

45 

804,46 

Котельная "Сельхозхимия" 

Уголь 

4,998 

0,231 

1,154 

0,414 

45 

125,48 

Котельная "ДЭУ" 

Уголь 

6,892 

0,234 

1,613 

0,417 

45 

174,03 

Котельная "МКП Восток" 

Уголь 

5,196 

0,222 

1,153 

0,417 

45 

124,48 

 163 

9. ОЦЕНКА НАДЕЖНОСТИ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ 

9.1  Описание  показателей  надежности  (вероятность  безотказной  работы, 

коэффициент готовности, живучесть) 

Оценка  надежности  теплоснабжения  разрабатывается  в  соответствии  с 

подпунктом  «и»  пункта  19  и  пункта  46  Постановления  Правительства  от  22 

февраля  2012  г.  №154  «Требования  к  схемам  теплоснабжения».  Нормативные 

требования  к  надёжности  теплоснабжения  установлены  в  СНиП  41.02.2003 

«Тепловые  сети»  в  части  пунктов  6.27-6.31  раздела  «Надежность».  В  СНиП 

41.02.2003 

надежность 

теплоснабжения 

определяется 

по 

способности 

проектируемых  и  действующих  источников  теплоты,  тепловых  сетей  и  в  целом 

систем  централизованного  теплоснабжения  обеспечивать  в  течение  заданного 

времени  требуемые  режимы,  параметры  и  качество  теплоснабжения  (отопления, 

вентиляции,  горячего  водоснабжения),  а  также  технологических  потребностей 

предприятий  в  паре  и  горячей  воде,  обеспечивать  нормативные  показатели 

вероятности безотказной работы, коэффициент готовности и живучести.  

Расчет показателей системы с учетом надежности должен производиться для 

конечного  потребителя.  При  этом  минимально  допустимые  показатели 

вероятности безотказной работы следует принимать: 

- источник теплоты - 0,97; 

- тепловые сети - 0,9; 

- потребитель теплоты - 0,99. 

Минимально  допустимый  показатель  вероятности  безотказной  работы 

системы  централизованного  теплоснабжения  в  целом  следует  принимать  равным 

0,86. 

Нормативные  показатели  безотказности  тепловых  сетей  обеспечиваются 

следующими мероприятиями: 

-  установлением  предельно  допустимой  длины  нерезервированных  участков 

теплопроводов (тупиковых, радиальных, транзитных) до каждого потребителя или 

теплового пункта; 

 164 

-  местом размещения  резервных  трубопроводных  связей  между  радиальными 

теплопроводами; 

-  достаточностью  диаметров  выбираемых  при  проектировании  новых  или 

реконструируемых  существующих  теплопроводов  для  обеспечения  резервной 

подачи теплоты потребителям при отказах; 

-  необходимостью  замены  на  конкретных  участках  тепловых  сетей, 

теплопроводов  и  конструкций  на  более  надежные,  а  также  обоснованность 

перехода на надземную или тоннельную прокладку; 

-  очередностью  ремонтов  и  замен  теплопроводов,  частично  или  полностью 

утративших свой ресурс. 

Готовность  системы  теплоснабжения  к  исправной  работе  в  течение 

отопительного  периода  определяется  по  числу  часов  ожидания  готовности 

источника  теплоты,  тепловых  сетей,  потребителей  теплоты,  а  также  числу  часов 

нерасчетных температур наружного воздуха в данной местности. 

Минимально допустимый показатель готовности  системы централизованного 

теплоснабжения  к  исправной  работе  принимается  равным  0,97  (СНиП  41.02.2003 

«Тепловые сети») 

Нормативные показатели готовности систем теплоснабжения обеспечиваются 

следующими мероприятиями: 

-  готовностью  систем  централизованного  теплоснабжения  к  отопительному 

сезону; 

-  достаточностью  установленной  (располагаемой)  тепловой  мощности 

источника  тепловой  энергии  для  обеспечения  исправного  функционирования 

системы централизованного теплоснабжения при нерасчетных похолоданиях; 

-  способностью  тепловых  сетей  обеспечить  исправное  функционирование 

системы централизованного теплоснабжения при нерасчетных похолоданиях; 

- организационными и техническими мерами, необходимыми для обеспечения 

исправного  функционирования  системы  централизованного  теплоснабжения  на 

уровне заданной готовности; 

- максимально допустимым числом часов готовности для источника теплоты. 

 165 

Потребители  теплоты  по  надежности  теплоснабжения  делятся  на  три 

категории. Первая категория  – потребители, не допускающие перерывов в подаче 

расчетного  количества  теплоты  и  снижения  температуры  воздуха  в  помещениях 

ниже предусмотренных ГОСТ 30494. 

Например,  больницы,  родильные  дома,  детские  дошкольные  учреждения  с 

круглосуточным  пребыванием  детей,  картинные  галереи,  химические  и 

специальные  производства,  шахты  и  т.п.  Вторая  категория  –  потребители, 

допускающие  снижение  температуры  в  жилых  и  общественных  зданий  до  12  °С, 

промышленных зданий до - 8 °С. 

9.2 Методика определения надежности работы теплосети 

Расчёт  надёжности  работы  теплосети  выполняется  в  соответствии  с 

«Методическими  рекомендациями  по  разработке  схем  теплоснабжения» 

Минэнерго. 

Расчет  вероятность  безотказной  работы  тепловой  сети  по  отношению  к 

каждому  потребителю  рекомендуется  выполнять  с  применением  приведённого 

ниже алгоритма. 

Определить  путь  передачи  теплоносителя  от  источника  до  потребителя,  по 

отношению  к  которому  выполняется  расчет  вероятности  безотказной  работы 

тепловой сети. 

На  первом  этапе  расчета  устанавливается  перечень  участков  теплопроводов, 

составляющих этот путь. 

Для  каждого  участка  тепловой  сети  устанавливаются:  год  его  ввода  в 

эксплуатацию, диаметр и протяженность. 

На  основе  обработки  данных  по  отказам  и  восстановлениям  (времени, 

затраченном на ремонт участка) всех участков тепловых сетей за несколько лет их 

работы устанавливаются следующие зависимости: 

λ

0 

- средневзвешенная частота (интенсивность) устойчивых отказов участков в 

конкретной  системе  теплоснабжения  при  продолжительности  эксплуатации 

участков от 3 до 17 лет, 1/(км·год); 

0 

- средневзвешенная частота (интенсивность) отказов для участков тепловой 

сети с продолжительностью эксплуатации от 1 до 3 лет, 1/(км·год);

 

λ

0 

- средневзвешенная частота (интенсивность) отказов для участков тепловой 

сети с продолжительностью эксплуатации от 17 и более лет, 1/(км·год). 

Частота (интенсивность) отказов каждого участка тепловой сети измеряется с 

помощью  показателя  λ

i

,  который  имеет  размерность  1/(км·год).  Интенсивность 

отказов  всей  тепловой  сети  (без  резервирования)  по  отношению  к  потребителю 

представляется  как  последовательное  (в  смысле  надежности)  соединение 

элементов при котором отказ одного из всей совокупности элементов приводит к 

отказу  все  системы  в  целом.  Средняя  вероятность  безотказной  работы  системы, 

состоящей из последовательно соединенных элементов, будет равна произведению 

вероятностей безотказной работы: 

 167 

Поскольку  предоставленные  статистические  данные  о  технологических 

нарушениях,  недостаточно  полные,  то  среднее  значение  интенсивности  отказов 

принимается равным λ

0

 

= 0,05 1/(год·км). 

Значения  интенсивности  отказов 





t 



в  зависимости  от  продолжительности 

эксплуатации τ при значении λ

0

 

= 0,05 1/(год·км). представлены в таблице 8.1 и на 

рис. 9.1. 

 

Таблица 9.1 - Значения интенсивности отказов λ(t) 

Наименование 

показателя 

Продолжительность работы участка тепловой сети, лет 

1 

3 

4 

5 

10 

15 

20 

25 

30 

35 

40 

Интенсивность 

отказов λ(t), 

1/(год·км) 

0,079  0,064  0,05 

0,05 

0,05 

0,05 

0,064  0,099  0,195  0,525  2,095 

Значение 

коэффициента α, 

ед 

0,80 

0,80 

1,00 

1,00 

1,00 

1,00 

1,36 

1,75 

2,24 

2,88 

3,69 

 

 

Рис.  9.1  –  Интенсивность  отказов  в  зависимости  от  срока  эксплуатации 

участка тепловой сети 

 
По  данным  региональных  справочников  по  климату  о  среднесуточных 

температурах  наружного  воздуха  за  последние  десять  лет  строят  зависимость 

повторяемости  температур  наружного  воздуха  (график  продолжительности 

тепловой  нагрузки  отопления).  При  отсутствии  этих  данных  зависимость 

0

0,5

1

1,5

2

2,5

1

3

4

5

10

15

20

25

30

35

40

И

нт

енсив

ность 

отказов

, 1/

(к

м

·г

од)

 

Срок эксплуатации, лет 

принимают по данным СНиП 2.01.01.82 или Справочника «Наладка и эксплуатация 

водяных тепловых сетей». 

С  использованием  данных  о  теплоаккумулирующей  способности  объектов 

теплопотребления  (зданий)  определяют  время,  за  которое  температура  внутри 

отапливаемого  помещения  снизится  до  температуры,  установленной  в  критериях 

отказа  теплоснабжения.  Отказ  теплоснабжения  потребителя  –  событие, 

приводящее  к  падению  температуры  в  отапливаемых  помещениях  жилых  и 

общественных зданий ниже +12 °С, в промышленных зданиях ниже +8 °С (СНиП 

41-02-2003. Тепловые сети). 

Для  расчета  времени  снижения  температуры  в  жилом  здании  используют 

формулу: 

наружного воздуха. 

Расчет  времени  снижения  температуры  внутри  отапливаемого  помещения 

ведется  при  коэффициенте  аккумуляции  жилого  здания 



40  часов  приведён  в 

таблице 9.2. 

Продолжительность отопительного периода составляет 2201  ч. 

Таблица  9.2  -  Расчёт  времени  снижения  температуры  внутри  отапливаемого 

помещения 

Температура наружного 

воздуха, °С 

Повторяемость температур 

наружного воздуха 

Время снижения температуры 

внутри отапливаемого 

помещения до +12 °С 

7,5 

307 

35,9 

2,5 

298 

24,4 

-2,5 

228 

17,57 

-7,5 

210 

13,75 

-12,5 

202 

11,3 

-17,5 

237 

9,6 

-22,5 

272 

8,34 

-27,5 

254 

7,38 

-32,5 

140 

6,61 

-37,5 

53 

5,99 

-42,5 

– 

– 

-47,5 

– 

– 

-52,5 

– 

– 

7. На  основе  данных  о  частоте  (потоке)  отказов  участков  тепловой  сети,

повторяемости температур наружного воздуха и данных о времени восстановления 

(ремонта) элемента (участка, НС, компенсатора и т.д.) тепловых сетей определяют 

вероятность отказа теплоснабжения потребителя. 

В  случае  отсутствия  достоверных  данных  о  времени  восстановления 

теплоснабжения  потребителей  рекомендуется  использовать  эмпирическую 

зависимость  для  времени,  необходимом  для  ликвидации  повреждения, 

предложенную Е.Я. Соколовым: 

 170 

где:  а,  b,  c  -  постоянные  коэффициенты,  зависящие  от  способа  укладки 

теплопровода  (подземный,  надземный)  и  его  конструкции,  а  также  от  способа 

диагностики места повреждения и уровня организации ремонтных работ; 

𝐿

с.з.

 - расстояние между секционирующими задвижками, м; 

𝐷

 - условный диаметр трубопровода, м. 

Значения коэффициентов a, b, c приведены в таблице 9.3, получены на основе 

численных значений времени восстановления теплопроводов в зависимости от их 

диаметров, рекомендуемых СНиП 41-02-2003. 

 

Таблица 9.3 – Значения коэффициентов а, b, c 

Коэффициент 

a 

b 

c 

Значение 

6 

0,5 

0,0015 

 

Расстояния 

𝐿

с.з.

 

между 

секционирующими 

задвижками 

должно 

соответствовать  требованиям  СНиП  41-02-2003  и  приниматься  в  соответствии  с 

таблицей 9.4. 

 

Таблица  9.4  -  Расстояния  между  секционирующими  задвижками  в  метрах  и 

место их расположения 

Диаметр 

теплопровода, м 

Диаметр не изменяется 

Диаметр изменяется 

ответвлений нет  ответвления есть 

ответвлений нет 

ответвления есть 

до 0,4 

1000 

Непосредственно за 

ответвлением, 

расстояние до 

ближайшей СЗ не 

более 1000 м 

непосредственно за 

местом изменения 

диаметра, 

расстояние до 

ближайшей СЗ не 

более 1000 м 

непосредственно за 

ответвлением, на 

теплопроводе 

меньшего диаметра, 

расстояние до 

ближайшей СЗ не 

более 1000 м 

от 0,4 до 0,6 

1500 

Непосредственно за 

ответвлением, 

расстояние до 

ближайшей СЗ не 

более 1500 м 

непосредственно за 

местом изменения 

диаметра, 

расстояние до 

ближайшей СЗ не 

более 1000 м 

непосредственно за 

ответвлением, на 

теплопроводе 

меньшего диаметра, 

расстояние до 

ближайшей СЗ не 

более 1000 м 

от 0,6 до 0,9 

3000 

Непосредственно за 

ответвлением, 

расстояние до 

ближайшей СЗ не 

непосредственно за 

местом изменения 

диаметра, 

расстояние до 

непосредственно за 

ответвлением, на 

теплопроводе 

меньшего диаметра, 

ближайшей СЗ в 

соответствии с 

меньшим 

диаметром (не 

более 1000 м, 1500 

м) 

расстояние до 

ближайшей СЗ в 

соответствии с 

меньшим диаметром 

(не более 1000 м, 

1500 м) 

более 0,9 

5000 

Непосредственно за 

ответвлением, 

расстояние до 

ближайшей СЗ не 

более 5000 м 

непосредственно за 

местом изменения 

диаметра, 

расстояние до 

ближайшей СЗ в 

соответствии с 

меньшим 

диаметром (не 

более 1000 м, 1500 

м, 3000 м) 

непосредственно за 

ответвлением, на 

теплопроводе 

меньшего диаметра, 

расстояние до 

ближайшей СЗ в 

соответствии с 

меньшим диаметром 

(не более 1000 м, 

1500 м, 3000 м) 

Расчет  выполняется  для  каждого  участка,  входящего  в  путь  от  источника  до 

абонента: 

- вычисляется время ликвидации повреждения на i-м участке; 

-  по  каждой  градации  повторяемости  температур  вычисляется  допустимое 

время проведения ремонта; 

-  вычисляется  относительная  и  накопленная  частота  событий,  при  которых 

время снижения температуры до критических значений меньше чем время ремонта 

повреждения; 

-  вычисляются  относительные  доли  и  поток  отказов  участка  тепловой  сети, 

способный  привести  к  снижению  температуры  в  отапливаемом  помещении  до 

температуры +12 °С: 

 172 

9.3 Расчет вероятности безотказной работы тепломагистралей 

9.3.1  Расчет  вероятности  безотказной  работы  тепловых  сетей  котельной 

"Юбилейная" 

Расчет  вероятности  безотказной  работы  расчетного  пути  от  котельной    до 

жилого дома. 

Расчетный путь, от котельной  до жилого дома, тепловой сети представлен на 

рис.  9.2.  Результаты  расчета  вероятности  безотказной  работы  указанной 

тепломагистрали  за  2014  год  приведены  в  табл.  9.5.  На  рис.  9.3  отображена 

интенсивность  отказов  элементов  тепловой  сети  на  расчетном  пути,  на  рис.  9.4  - 

относительный  поток  отказов  элементов  тепловой  сети.  На  рис.  9.5  –  9.6 

представлено  изменение  показателей  безаварийности  работы  каждого  участка  и 

безотказности  работы  всей  тепломагистрали  вдоль  рассматриваемого  расчетного 

пути.