Что можно разместить в топочной
Отдельные котельные строят для мощных теплогенераторов, эксплуатация которых предусматривает усиленный режим безопасности. В помещениях устраивают бетонные полы или покрывают их несгораемой отделкой. Под оборудование массой свыше 200 кг подготавливают усиленное основание высотой 15 см.
Нагретая вода поступает в дом по утепленному трубопроводу с низкими потерями тепла. Отдельно стоящая топочная не занимает полезную площадь дома, безопасна в эксплуатации и не нарушает архитектурный облик здания. Может использоваться для отопления группы построек, например, дома, бани и теплицы.
Требования к дверям
В топочных используют два типа дверей:
- наружные без усиления для выхода на улицу;
- внутренние противопожарные для связи с жилыми помещениями.
Внутренние двери рассчитаны на сдерживание пламени при пожаре в течение 15 минут. Нормативу соответствуют полотна 3 типа с пределом огнестойкости EI 15. Они сохраняют целостность и теплоизоляционные свойства на протяжении времени, достаточного для эвакуации людей из дома и приезда службы спасения.
Требования к котельной в частном доме очень строги в отношении вентиляции. Продукты горения, образующиеся при сжигании топлива, опасны для человека. Вдыхание угарного газа приводит к тяжелым отравлениям. Высокая концентрация вызывает парализацию и даже смерть.
Естественная вентиляция, рекомендуемая нормативом, включает приточные и вытяжные каналы для замены воздуха в помещении. Их площадь рассчитывают исходя из тройного объема комнаты и подбирают по специальным таблицам, диаграммам или с помощью он лайн калькуляторов.
На каждые 10 кВт мощности требуется 0,01 м² площади сечения приточного канала.
Продукты горения отводятся через дымоход или вмонтированную в стену коаксиальную трубу. В первом случае сечение канала должно соответствовать диаметру патрубка котла. Оптимальная форма — круг или овал.
Стенки дымохода защищают от образования конденсата. Теплый воздух, перемещаясь по трубе, охлаждается, что приводит к выпадению водяных паров в виде росы. Зимой влага замерзает, канал сужается. Это способствует ухудшению отвода продуктов горения.
Защиту от конденсата проводят футеровкой дымохода или устанавливают внутрь стальную нержавеющую трубу. Углы и повороты должны быть плавными, стыки элементов канала — герметичными.
Перед обустройством котельной нужно составить перечень оборудования, которое планируется установить в загородном коттедже. В первую очередь сюда относятся агрегаты, обеспечивающие работу системы отопления, холодного и горячего водоснабжения (ХВС, ГВС), различные электроустановки. Приведем полный перечень:
- источники тепла – котлы на разных видах топлива, внутренние блоки геотермального теплового насоса;
- агрегаты для приготовления горячей воды – бойлер электрический либо косвенного нагрева, газовая колонка, проточный водонагреватель;
- буферная емкость нужного объема;
- гидравлический разделитель (гидрострелка) с коллектором;
- гребенка со смесительным узлом для водяных теплых полов;
- оборудование ХВС и водоочистки – фильтры, гидроаккумулятор, насос, автоматика (реле давления);
- элементы обвязки – трубы, циркуляционные насосы, расширительные баки, запорная и регулирующая арматура;
- домовой электрощит.
Электрощит тоже допускается устанавливать внутри теплогенераторной, на отдельном простенке. На оставшейся свободной площади можно расположить громоздкую бытовую технику, например, стиральную машину, морозильную камеру.
Из приведенного перечня выбираем необходимое оборудование, руководствуемся проектом либо актуальной схемой отопления и водоснабжения. Рисуем планировку комнаты в масштабе и переходим к проектированию – размещению всех водо– и теплоснабжающих агрегатов. Но сначала придется изучить…
Список нефтеперерабатывающих предприятий России
| НПЗ | Контролирующий акционер | Мощности по переработке (млн.тонн) | Глубина переработки, (д.ед.) | Федеральный округ | Субъект РФ | Год ввода в эксплуатацию |
| КиришиНОС | Сургутнефтегаз | 22 | 0.75 | Северо-Западный ФО | Ленинградская область | 1966 |
| Омский НПЗ | Газпром нефть | 19.5 | 0.85 | Сибирский ФО | Омская область | 1955 |
| Лукойл-НОРСИ | Лукойл | 19 | 0.66 | Приволжский ФО | Нижегородская область | 1956 |
| Рязанская НПК | ТНК-ВР | 15 | 0.72 | Центральный ФО | Рязанская область | 1960 |
| ЯрославНОС | Славнефть | 13.5 | 0.7 | Центральный ФО | Ярославская область | 1961 |
| Пермский НПЗ | Лукойл | 12.4 | 0.88 | Приволжский ФО | Пермская область | 1958 |
| Московский НПЗ | МНГК (38 %), Газпром нефть (33 %), Татнефть | 12.2 | 0.68 | Центральный ФО | Московская область | 1938 |
| Волгоградский НПЗ | Лукойл | 11 | 0.84 | Южный ФО | Волгоградская область | 1957 |
| Ангарская НХК | Роснефть | 11 | н.д. | Сибирский ФО | Иркутская область | 1955 |
| Новокуйбышевский НПЗ | Роснефть | 9.6 | н.д. | Приволжский ФО | Самарская область | 1946 |
| Уфимский НПЗ | АФК «Система» | 9.6 | 0.71 | Приволжский ФО | Республика Башкортостан | 1938 |
| Уфанефтехим | АФК «Система» | 9.5 | 0.8 | Приволжский ФО | Республика Башкортостан | 1957 |
| Салаватнефтеоргсинтез | Газпром | 9.1 | 0.81 | Приволжский ФО | Республика Башкортостан | 1952 |
| Сызранский НПЗ | Роснефть | 8.9 | н.д. | Приволжский ФО | Самарская область | 1959 |
| Нижнекамский НПЗ | ТАИФ (33 %) | 8 | 0.7 | Приволжский ФО | Республика Татарстан | 1980 |
| Комсомольский НПЗ | Роснефть | 7.3 | 0.6 | Дальневосточный ФО | Хабаровский край | 1942 |
| Ново-Уфимский НПЗ (Новойл) | АФК «Система» | 7.1 | 0.8 | Приволжский ФО | Республика Башкортостан | 1951 |
| Куйбышевский НПЗ | Роснефть | 7 | н.д. | Приволжский ФО | Самарская область | 1943 |
| Ачинский НПЗ | Роснефть | 7 | 0.66 | Сибирский ФО | Красноярский край | 1981 |
| Орскнефтеоргсинтез | РуссНефть | 6.6 | 0.55 | Приволжский ФО | Оренбургская область | 1935 |
| Саратовский НПЗ | ТНК-ВР | 6.5 | 0.69 | Приволжский ФО | Саратовская область | 1934 |
| Туапсинский НПЗ | Роснефть | 5.2 | 0.56 | Южный ФО | Краснодарский край | 1949 |
| Хабаровский НПЗ | НК Альянс | 4.4 | 0.61 | Дальневосточный ФО | Хабаровский край | 1936 |
| Сургутский ЗСК | Газпром | 4 | н.д. | Уральский ФО | ХМАО-Югра | 1985 |
| Афипский НПЗ | НефтеГазИндустрия | 3.7 | н.д. | Южный ФО | Краснодарский край | 1964 |
| Астраханский ГПЗ | Газпром | 3.3 | н.д. | Южный ФО | Астраханская область | 1981 |
| Ухтинский НПЗ | Лукойл | 3.2 | 0.71 | Северо-Западный ФО | Республика Коми | 1933 |
| Новошахтинский НПЗ | Юг Руси | 2.5 | 0.9 | Южный ФО | Ростовская область | 2009 |
| Краснодарский НПЗ | РуссНефть | 2.2 | н.д. | Южный ФО | Краснодарский край | 1911 |
| Марийский НПЗ | Артур Перепелкин, Алексей Милеев, Николай Хватов и Сергей Корендович | 1.3 | н.д. | Приволжский ФО | Республика Марий Эл | 1998 |
| Антипинский НПЗ | н.д. | 2.75 | 0.55 | Уральский ФО | Тюменская область | 2006 |
В хозяйстве
Для того, чтобы котельные работали бесперебойное и не возникало проблем, на предприятиях и в хозяйстве оборудуют целый комплекс устройств, они предназначены для того, чтобы в необходимости иметь возможность сразу же подавать аварийный газ, или другие вещества. Оно хранится в емкостях, оборудованных в местах хранения.
Иногда на магистральном газопроводе могут возникать ситуации, когда газ, являющийся основным источником, не подается. Также бывает, что во время похолодания объема ПГ, просто не хватает. Тогда применяют резервное топливо для котельной.
Для сохранения сооружаются хозяйства, в них находится этот горючий материал. Как правило это мазут, или другие разновидности природных веществ.
Министерство энергетики и промышленности указом от 2005 года определило нормативные запасы продуктов горения, которые постоянно должны поддерживаться и при необходимости обновляться.
Правила установки котлов, работающих на «голубом топливе»
Подключать к магистрали или газгольдеру оборудование этого типа разрешается только лицензированным специалистам. За самостоятельную врезку владельцу загородного дома или руководителю предприятия грозит серьезный штраф. Ведь газ — топливо, как известно, взрывоопасное. И неправильное подключение в дальнейшем может легко привести к трагедии.
Предъявляются особые требования и к тому помещению, в котором будет располагаться собственно сам газовый котел. Подобное оборудование нельзя устанавливать в комнатах общим объемом менее 7,5-15 м3, в зависимости от мощности. При этом помещение обязательно должно вентилироваться. Наличие глухих окон в комнате не допускается. Также нельзя монтировать газовый котел в помещении в том случае, если общая тепловая мощность всех установленных в нем приборов превышает 150 кВт.
Жидкое топливо
Жидкие топлива представляют собой вещества органического происхождения. Основные составляющие элементы жидких топлив: углерод, водород, кислород, азот и сера, которые образуют многочисленные химические соединения.
Углерод (С) – основной тепловыделяющий элемент: при сгорании 1 кг углерода выделяется 34 000 кДж теплоты. В мазуте содержится до 80 % углерода, образующего различные соединения.
Водород (H) – второй наиболее важный элемент жидкого топлива: при сгорании 1 кг водорода выделяется 125 000 кДж теплоты, т.е. почти в 4 раза больше, чем при сгорании углерода. В жидких топливах имеется ~10 % водорода.
Азот (N) и кислород (О2) содержатся в жидком топливе в небольших количествах (~3 %). Они входят в состав сложных органических кислот и фенолов.
Сера (S) обычно присутствует в углеводородах (до 4 % и более). Она является вредной примесью в топливе.
В состав жидкого топлива также входят влага и до 0,5 % золы. Влага и зола уменьшают процентное содержание горючих составляющих жидкого топлива, что снижает его теплотворность.
Требования к хранению
Солярка, как и газ, — котельное топливо для котлов, опасное в плане возгорания и взрывов. Поэтому хранить ее следует правильно. В частном доме отдельное помещение для солярки обычно обустраивать не требуется. Однако если объем хранимого дизельного топлива превышает 5 тыс. литров, построить для него склад все же придется.
Можно хранить солярку в случае необходимости даже в жилых помещениях. Однако при этом ее общий объем не должен превышать 40 литров.
В специально оборудованном под солярку помещении:
- нельзя выполнять скрытый монтаж коммуникаций, трубопроводов и проводов;
- следует разместить знаки, запрещающие пользоваться открытым огнем.
Само помещение для солярки должно быть возведено из негорючих материалов. Двери в данном случае также используются особой конструкции.
Предприятия, находящиеся в отдаленных местностях, к примеру на Крайнем Севере, часто закупают и особый вид оборудования — блочно-модульные котельные на жидком топливе. В таких комплексах помещения для хранения солярки могут предусматриваться изначально.
Объем необходимой для бесперебойного функционирования котла солярки зависит, прежде всего, от мощности последнего. Расход топлива для котельной (жидкого) рассчитывается по довольно-таки простой схеме. На 10 кВт мощности котла требуется обычно 1 кг солярки в час.
Виды
Классификация резервного и основного топлива по видам выглядит одинаково.
Твердое топливо может быть представлено углем, торфяными или сланцевыми брикетами, в конце концов, дровами. КПД твердых энергоносителей различен. Наибольшей теплоотдачей могут отличаться угли, разнообразие их весьма велико, брикеты по своим тепловым характеристикам не многим отличаются от дров. Особенностью может являться то, что все ископаемые виды твердого топлива, как правило, содержат, то или иное количество минеральных компонентов, влияющих на конструкцию топок, дымоотводов и нагреваемое оборудование. Состав продуктов горения этих видов топлива наиболее разнообразен и может меняться в зависимости от их происхождения. Котельные, основным топливом которых является уголь, весьма непросто перевести на жидкое или газообразное топливо, так как это требует серьезных технологических изменений, поэтому чаще всего в качестве резерва используют все тот же уголь.
Жидким топливом для котельных может быть солярка или мазут. Одной из особенностей этой категории горючего является его высочайшая эффективность. Однако обеспечение резервного запаса жидкого топлива требует серьезных материальных и технических затрат. В зимнее время тару, в которой хранится резерв, придется дополнительно обогревать, так как при значительном снижении температуры меняются физические свойства такого горючего, и оно теряет свойственную жидкости текучесть, то есть необогреваемое жидкое топливо не может быть использовано в котельной до того времени, пока его температура не повысится вместе с температурой окружающей среды в теплое время года. Таким образом, хранение резерва жидкого энергоносителя требует постоянных дополнительных затрат энергии на обогрев, что существенно снижает его КПД.
Газообразные углеводороды – специально подготовленные смеси природных горючих газов. В настоящее время этот вид топлива наиболее популярен – и в качестве основного, и в качестве резервного. Это обусловлено целым рядом достоинств газа. Во-первых, он не теряет своих свойств даже при очень низких температурах, да и емкости для хранения резерва необязательно подогревать. Во-вторых, стоимость газового горючего в разы ниже по сравнению с жидким топливом. Кроме этого, его довольно просто транспортировать через газопроводы. При его эксплуатации практически не выделяются вредные продукты горения, что, кроме отсутствия отрицательного воздействия на окружающую среду, значительно продлевает срок службы оборудования газовой котельной. Также, в отличие от солярки, которая может быть востребована, например, для заправки автотранспорта, что нередко порождает порочную практику воровства из резервного запаса, газообразное топливо слить невозможно. Ну и перевод газовой котельной на резервное топливо, в отличие от угольной или мазутной, для пользователя может остаться незамеченным, так как не потребует какого-либо переоборудования и, соответственно, остановки подачи тепла.
Типы пеллет
Видов подобного топлива на современном рынке существует несколько. Индустриальные пеллеты имеют серо-коричневый цвет и отличаются высоким процентом зольности. Такое топливо подходит в основном только для промышленных котлов. Использование его в бытовых водонагревательных установках может привести к поломке последних.
Агропеллеты получают из отходов сельскохозяйственных культур. Процент их зольности также достаточно высок. Используют такое топливо обычно лишь на больших ТЭС.
Белые пеллеты изготавливают из окоренной древесины. Процент их зольности составляет всего 0,5%. Цвет такие пеллеты имеют светло-желтый. Стоят они достаточно дорого. Однако именно белые пеллеты обычно используются в бытовых твердотопливных котлах.
Характеристика
Резервное топливо котельной – это так называемое неснижаемое и эксплуатационное топливо. В первом случае это тот запас, который должен обеспечить функционирование отопительного оборудования при самых низких температурах без комфорта в отапливаемых помещениях. А вот эксплуатационное топливо – тот резерв, который обеспечивает нормальное функционирование отапливаемых объектов. Из этого следует, что в разных ситуациях могут быть применены различные регламенты использования резерва.
Отсутствие такого резерва в условиях продолжительной зимы, характерной для большей части территории России, недопустимо. Перебои с поставками твердого (уголь) и жидкого (мазут, солярка) топлива могут возникать вследствие погодных условий.
Виды резервного топлива
Нужно учесть, что природный газ также может выступать в роли запасного, если он хранится в резервуарах и применяется только при крайней необходимости. Но кроме него есть еще несколько разновидностей, которые могут использоваться, например:
Чтобы использовать эти виды резервов, необходимо заменять горелки. На такие изменения оборудования влияют разные факторы, температуру сжигания и многие другие.
Если случается, что необходимо использовать дополнительное горючее, то нужны разрешения для их применения. В таких случаях предусмотрено анализ комиссии и подготовку документов городских властей и служб, занимающихся отоплением.
Закончено изготовление блочно-модульной котельной, мощностью 6,1 МВт.
Закончено изготовление блочно-модульной котельной, мощностью 1,65 МВт.
Закончено изготовление блочно-модульной котельной, мощностью 5,0 МВт.
Вопрос:
На заводе эксплуатируется котельная, которая вырабатывает тепло исключительно для нужд завода. В качестве топлива используется природный газ (ГОСТ 5542-87). Обязательно ли наличие резервного топлива для снабжения котельной? Если обязательно, то каким документом это определено, каким образом рассчитывается необходимое количество резервного топлива?
Ростехнадзор разъясняет: Резервное топливо в котельной
Вопрос:
Ответ: Специалистами Управления государственного энергетического надзора подготовлен следующий ответ.
Согласно п. 4.1.1. Правил технической эксплуатации тепловых энергоустановок, утвержденных приказом Минэнерго России от 24 марта 2003 г. № 115, эксплуатация оборудования топливного хозяйства должна обеспечивать своевременную, бесперебойную подготовку и подачу топлива в котельную. Должен обеспечиваться запас основного и резервного топлива в соответствии с нормативами.
Согласно п. 49 Правил пользования газом и предоставления услуг по газоснабжению в Российской Федерации, утвержденных постановлением Правительства России от 17 мая 2002 г. № 317, в целях эффективного и рационального пользования газом организации, эксплуатирующие газоиспользующее оборудование, обязаны, в том числе обеспечивать готовность резервных топливных хозяйств и оборудования к работе на резервном топливе, а также создавать запасы топлива для тепловых электростанций и источников тепловой энергии в соответствии с законодательством Российской Федерации в сфере электроэнергетики и теплоснабжения.
Согласно п. 4.1 Строительных норм и правил Российской Федерации «Котельные установки» (СНиП II-35-76 «Котельные установки»), утвержденных постановлением Государственного комитета Совета Министров СССР по делам строительства от 31 декабря 1976 г. № 229, необходимость резервного или аварийного вида топлива для котельных устанавливается с учетом категории котельной, исходя из местных условий эксплуатации, по согласованию с топливоснабжающими организациями.
Согласно п. 4.5. СП 89.13330.2012 «Котельные установки». Актуализированная редакция СНиП II-35-76», утвержден приказом Министерства регионального развития Российской Федерации от 30 июня 2012 г. № 281, вид топлива и его классификация (основное, при необходимости аварийное) определяется по согласованию с региональными уполномоченными органами власти.
Вопрос от 01.11.2105 г.:
Ответ: Специалистами Управления государственного энергетического надзора Ростехнадзора подготовлен ответ на поступивший вопрос.
В соответствии с Правилами технической эксплуатации тепловых энергоустановок, утвержденными приказом Минэнерго России от 24.03.2003 № 115, зарегистрированным Минюстом России 02.04.2003 № 4358 (п. 4.2.43), применение топлива, не предусмотренного проектом, в теплогенерирующих энергоустановках не допускается.
Вопрос от 12.2018:
Ответ: Согласно п.2 Порядка определения нормативов запасов топлива на источниках тепловой энергии, утвержденного приказам Министерства энергетики РФ от 10.08.2012 № 377 норматив запасов топлива на котельных рассчитывается как запас основного и резервного видов топлива и определяется по сумме объемов неснижаемого нормативного запаса топлива и нормативного эксплуатационного запаса топлива.
Пунктом 11 Порядка установлено, что нормативного эксплуатационного запаса топлива необходим для надежной и стабильной работы котельных и обеспечивает плановую выработку тепловой энергии в случае введения ограничений поставок основного вида топлива.
В соответствии с п. 21 Порядка для расчета размера нормативного эксплуатационного запаса топлива принимается плановый среднесуточный запас топлива трех наиболее холодных месяцев отопительного периода и количество суток:
- по твердому топливу — 45 суток;
- по жидкому топливу — 30 суток.
Виды выбросов от котельной
Соединения, выбрасываемые котельными, можно классифицировать по критерию агрегатного состояния:
- Газы, являющиеся основным компонентом выбросов. Сюда относятся углекислый и угарный газы, оксиды серы, бенз(а)пирен, оксиды азота.
- Жидкие соединения выбрасываются крупными городскими ТЭЦ. Сюда входят стоки дренажных вод и промышленных канализаций.
- К твердым веществам относятся частицы угля, сажа, зольные соединения. Зола в тех количествах, что поступают в воздух из труб, не причиняет вреда окружающей среде, но некоторые виды топлива могут обладать радиоактивностью и содержать ядовитые вещества, уничтожающие растительность.
Среди газов, поступающих в атмосферу, есть много экологически опасных соединений:
- Наибольшей степенью негативного влияния на здоровье человека обладает угарный газ. Он часто становится причиной гибели людей во время пожаров. Хотя при работе котельной в атмосферу выбрасываются небольшие объемы этого газа, но даже они негативно воздействуют на окружающую среду.
- Углекислый газ опасен для живых существ тем, что вызывает понижение содержания кислорода в атмосфере, влекущее за собой глобальный дефицит питания тканей и органов. Также он способствует появлению парникового эффекта.
- Двуокись серы вызывает у человека кашель, хрипы, неприятные ощущения в горле, в высоких концентрациях — спазмы. Треокись (ангидрид), реагируя с водяными парами, образует токсичную серную кислоту.
- Бенз(а)пирен — продукт неполного сгорания топлива, склонный накапливаться в живых организмах и повышающий вероятность развития опухолевых новообразований.
- Окиси азота обладают высокой токсичностью, угнетают дыхательную функцию. 90% оксидов азота, выбрасываемых из труб котельной, приходится на монооксид.
Судовые топлива
Судовые топлива предназначены для использования в судовых энергетических установках (СЭУ). По способу получения, судовые топлива подразделяются на дистиллятные и остаточные.
Судовые топлива зарубежного производства должны отвечать требованиям международного стандарта ISO 8217:2010 «Нефтепродукты. Топливо (класс F). Технические требования к судовым топливам». С целью унификации зарубежных и отечественных стандартов, обеспечения удобства бункеровки иностранных судов в отечественных портах, был разработан и введен в действие ГОСТ Р 54299-2010 (ИСО 8217:2010) «Топлива судовые. Технические условия». Стандартом предусматривается выпуск в оборот двух видов судовых топлив:
- судовых дистиллятных топлив марок DMX, DMA,DMZ и DMB;
- судовых остаточных топлив марок RMA 10, RMB 30, RMD 80, RME 180, RMG 180, RMG 380, RMG 500, RMG 700, RMK 380, RMK 500 и RMK 700.
Основные характеристики показателей качества судовых топлив приведены в таблицах 2 и 3.
Топливо марок DMX, DMA,DMZ должны быть чистыми и прозрачными, если они подкрашены и непрозрачны, то в этом случае содержание воды в них не должно превышать 200 мг/кг, при определении методом кулонометрического титрования по Фишеру в соответствии с ИСО 12937:2000 «Нефтепродукты. Определение содержания воды. Метод кулонометрического титрования по Карлу Фишеру».
Требованиями ТР ТС 013/2011 для судовых топлив установлены предельные значения показателей массовая доля серы в % и температуры вспышки в закрытом тигле. До 2020 года массовая доля серы не должна превышать 1,5%, а с января 2020 года данный показатель будет ограничен до 0,5%. Температура вспышки в закрытом тигле для всех марок судовых топлив не должна быть менее 61 °С.
Таблица 2
| Наименование показателя | Норма для марок | Метод испытания | |||
| DMX | DMA | DMZ | DMB | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 Кинематическая вязкость при 40 °С, мм2/с, | 1,400-5,500 | 2,000-6,000 | 3,000-6,000 | 2,000-11,000 | ГОСТ 33 или ГОСТ Р 53708 |
| 2 Плотность при 15 °С | – | ≤ 890,0 | ≤ 900,0 | ГОСТ Р 51069, ГОСТ Р ИСО 3675, ИСО 12185:1996 | |
| 3 Цетановый индекс | ≥ 45 | ≥ 40 | ≥ 35 | ИСО 4264:2007 | |
| 4 Массовая доля серы, % | ≤ 1,0 | ≤ 1,5 | ≤ 2,0 | ГОСТ Р 51947, ГОСТ Р ЕН ИСО 14596, ИСО 8754:2003 | |
| 5 Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, °С | ≥ 61 | ГОСТ Р ЕН ИСО 2719 ГОСТ 6356 | |||
| 6 Содержание сероводорода, мг/кг | ≤ 2,0 | ГОСТ Р 53716, IP 570/2009 IP 399/94 | |||
| 7 Кислотное число мг КОН/г | ≤ 0,5 | АСТМ Д 664-2006 | |||
| 8 Общий осадок горячим фильтрованием, % масс | – | ≤ 0,10 | ГОСТ Р ИСО 10307-1, ГОСТ Р 50837.6 | ||
| 9 Стабильность к окислению, г/м3 | ≤ 25 | ГОСТ Р ЕН ИСО 12205 | |||
| 10 Коксуемость 10% остатка, % масс | ≤ 0,30 | – | ИСО 10370:1993 АСТМ Д 4530-07 | ||
| 11 Коксовый остаток, (микрометод), % масс | – | ≤ 0,30 | ИСО 10370:1993 АСТМ Д 4530-07 | ||
| 12 Температура помутнения, °С | ≤ Минус 16 | – | ГОСТ 5066 | ||
| 13 Температура текучести, °С – зимой
– летом |
≤ Минус 6 ≤ 0 | ≤ 0 ≤ 6 | ГОСТ 20287 ИСО 3016:1994
АСТМ Д 97-09 |
||
| 14 Содержание воды, % объемных | – | ≤ 0,30 | ГОСТ 2477 | ||
| 15 Зольность, % | ≤ 0,010 | ГОСТ 1461 | |||
| 16 Смазывающая способность. Скорректированный диаметр пятна: при 60 °С, мкм | ≤ 520 | ГОСТ Р ИСО 12156-1 |
Таблица 3
| Наименование показателя | Норма для марок | Метод испытания | ||||||||||
| RMA 10 | RMB 30 | RMD 80 | RME 180 | RMG 180 | RMG 380 | RMG 500 | RMG 700 | RMK 380 | RMK 500 | RMK 700 | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 |
| 1 Кинематическая вязкость при 50 °С, мм2/с | ≤ 10,0 | ≤ 30,0 | ≤ 80,0 | ≤ 180 | ≤ 180 | ≤ 380 | ≤ 500 | ≤ 700 | ≤ 380 | ≤ 500 | ≤700 | ГОСТ 33 или ГОСТ Р 53708 |
| 2 Плотность при 15 °С | ≤ 920,0 | ≤ 960,0 | ≤ 975,0 | ≤ 991,0 | ≤ 1010,0 | ГОСТ Р 51069, ГОСТ Р ИСО 3675 | ||||||
| 3 Расчетный индекс углеродной ароматизации ССAI, | ≤ 850 | ≤ 860 | ≤ 870 | |||||||||
| 4 Массовая доля серы, % | ≤ 1,5 | ГОСТ Р 51947, ГОСТ Р ЕН ИСО 14596 | ||||||||||
| 5 Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, °С, | ≥ 61 | ГОСТ Р ЕН ИСО 2719 ГОСТ 6356 | ||||||||||
| 6 Содержание сероводорода, мг/кг | ≤ 2,0 | ГОСТ Р 53716, IP 570/2009 IP 399/94 | ||||||||||
| 7 Кислотное число мг КОН/г, не более | ≤ 2,5 | АСТМ Д 664-2006 | ||||||||||
| 8 Общий осадок со старением, % масс | ≤ 0,10 | ГОСТ Р 50837.6 | ||||||||||
| 9 Коксовый остаток (микрометод), % масс, не более | ≤ 2,50 | ≤ 10,00 | ≤ 14,00 | ≤ 15,00 | ≤ 18,00 | ≤ 20,00 | ИСО 10370:1993 АСТМ Д 4530 | |||||
| 10 Температура текучести, °С, не выше – зимой
– летом |
0 6 | 0 6 | 30 30 | ГОСТ 20287 ИСО 3016:1994
АСТМ Д 97-09 |
||||||||
| 11 Содержание воды, % объемных | ≤ 0,30 | ≤ 0,50 | ГОСТ 2477 | |||||||||
| 12 Зольность, % | ≤ 0,040 | ≤ 0,070 | ≤ 0,100 | ≤ 0,150 | ГОСТ 1461 | |||||||
| 13 Содержание ванадия, мг/кг | ≤ 50 | ≤ 150 | ≤ 350 | ≤ 450 | IP 501:2005 IP 470:2005
ИСО 14597:1999 |
|||||||
| 14 Содержание натрия, мг/кг | ≤ 50 | ≤ 100 | ≤ 50 | ≤ 100 | IP 501:2005 IP 470:2005 | |||||||
| 15 Содержание Al, Si, мг/кг | ≤ 25 | ≤ 40 | ≤ 50 | ≤ 60 | IP 501:2005 IP 470:2005
ИСО 10478:1994 |
|||||||
| 16 Отработанные смазочные масла (ОСМ): Ca и Zn, Са и Р, мг/кг | Топливо не должно содержать ОСМ. Топливо считают содержащим ОСМ, если удовлетворено одно из следующих условий: Содержание Ca больше 30 мг/кг и Zn больше 15 мг/кг или содержание Ca больше 30 мг/кг и P больше 15 мг/кг | IP 501:2005 IP 470:2005
IP 500:2003 |
Просмотров: 74
Проблемы резервных запасов
Потребители за многие годы привыкли к тому, что это природное горючее всегда находится в трубе, иногда бывает, что возникают аварии и необходимо использовать резервы. Но существует сразу несколько проблем, связанных с их хранением:
- Высокая стоимость мест хранения, оборудования и обслуживания;
- Соответствующие разрешения и документация на хранение;
- Эффективность и сам материал резерва, он часто не качественный, что отрицательно сказывается на теплоотдаче и температуре нагревания во время использования.
В народе сложилось четкое представление о том, что ПГ всегда будет использоваться в котельных. На памяти граждан есть мало таких дней, когда давление в трубе снижалось или вообще прекращалось. Если такое и случалось, то на починку и устранение последствий аварии уходило не более 3 дней и запас практически не использовался.
Но в истории есть примеры, когда на магистралях вследствие износа труб, прекращалась подача природного газа и процесс отопления приостанавливался. Ярким примером является авария в 2003 году, когда в Свердловской области огромный город остался без тепла больше чем на неделю. Местные предприятия тогда подали в суд на государство из-за того, что не было сохраненного топлива, а оно могло бы спасти ситуацию. Произошел сбой в нормальной жизнедеятельности многих фирм, и они понесли убытки из-за внезапной остановки производства. Это была прямая провинность государственных служб, которые не уследили за размещением дополнительного отопительного материала и создания условий для его хранения.
Как рассчитать размер вентиляционной решетки
Организация качественного охлаждения котельного оборудования – это дорогостоящее мероприятие, поскольку требует не только установить принудительную приточно-вытяжную систему с вентилятором, но и оплачивать приличные счета за электроэнергию. Поэтому вентиляционный элемент в дверной конструкции – это эффективный и бесплатный вариант с вентиляцией.
Конструкция неподвижна и постоянно обеспечивает расчетный воздухообмен в котельной. Вентиляционную решетку чаще всего устанавливают в нижней части двери для котельной, но чтобы она выполнила свою функцию ее надо правильно рассчитать.
В помещениях, где будет устанавливаться отопительный котел или оборудование, естественная вентиляция должна происходить из расчета трехкратной вытяжки по объему воздуха в помещении в час.
Приток свежего воздуха должен быть эквивалентен тому количества, который израсходовался на горение топлива. Расчет выполняется по “живому сечению”, чтобы скорость не превышала 4 м/с.
Формула для расчета:
f ж.с.=V/(v*3600),V- воздухообъём, (м3);v- скорость движения воздушного потока, (м/с).Например, помещение имеет размеры – 10х15 х4.5= 675 м3f ж.с.=675/(1*3600)=0,1875 м2, площадь одной решетки.Если использовать 2 равные решётки, то площадь одной будет 0,1875/2=0,093 м2. Получаются габариты: 465х200 мм.
Особенности применения
Объем запаса рассчитывается согласно нормам, которые зависят от ряда факторов:
- данные о запасе основного и резервного топлива на 1 октября прошедшего отчетного года;
- способы транспортировки (виды транспорта, характер и состояние транспортных путей);
- информация о вместимости резервуаров или угольных складов;
- данные о среднесуточном расходе в холодный сезон за предыдущие годы;
- состояние оборудования котельной;
- наличие объектов, отопление которых не может быть прекращено;
- максимально допустимая нагрузка на котельную при функционировании всех потребителей тепла;
- нагрузка на отопительное оборудование в режиме «выживания».
Расчет количества резервного запаса производится согласно утвержденным нормативам, устанавливаемым согласно принятому в 2012 году Минюстом РФ Порядку определения нормативов запасов топлива.
Основные данные для расчета:
- среднесуточное плановое потребление в самый холодный месяц;
- количество суток, когда используется тот или иной вид топлива.
Количество суток зависит и от способа транспортировки. Так, при доставке угля железнодорожным транспортом принимается периодичность подвоза 1 раз в две недели (14 дней), если же топливо доставляется автотранспортом, периодичность подвоза снижается до одной недели (7 дней).
О том, кто такой оператор котельной, вы можете узнать ниже.
Определение выбросов загрязняющих веществ
Для оценки экологической нагрузки, генерируемой котельной, важно уметь рассчитывать объем выбросов в атмосферу разных типов вредных соединений. Нормативы удельных выбросов для котельных установок.
Нормативы удельных выбросов для котельных установок.
Газообразных
Рассчитать количество выбрасываемых в атмосферу окисей серы можно по такой формуле:
Mso2 = 20 * B * Sp (1-n’so2)(1-n»so2), в которой:
- В — расход использованного топлива, кг/с;
- Sp — процент серы в топливной массе;
- n»so2 — окиси в сыром золоуловителе;
- n’so2 — доля оксидов серы, связанных зольными соединениями внутри котлов.
Для окиси углерода формула будет иметь вид:
MCO = 10-3 * B * QpH *KCO (1-q4*0,01), в которой:
- В — расход топлива, г / с;
- QpH — наименьшая теплота сгорания;
- q4 — потери, связанные с неполным сгоранием;
- KCO — коэффициент образования окиси на единицу выделенного тепла, кг / Гдж (с неподвижной решеткой он будет равен 2 — для углей и 1 — для антрацитов).
Выбросы азотных оксидов при использовании твердого топлива в год вычисляют с помощью формулы:
MNO2 = Bp *QpH * KNO2 * βp* kп, и здесь:
- Bp — топливный расход;
- QpH — тепловая мощность котлов;
- KNO2 — удельный выход газа для сжигаемого топлива;
- βp — коэффициент, учитывающий влияние рециркуляции дыма на образование рассматриваемого газа (для твердотопливных систем он равен 1 — 0,075, где р — процент газовой рециркуляции);
- kп — коэффициент пересчета: при вычислении выбрасываемого газа в тоннах за год его берут равным 0,001.
Выбросы азотных оксидов.
Твердых
При использовании угольного топлива происходит выброс в воздух твердых частиц. К ним относятся топливо, не подвергшееся сгоранию, и летучие зольные соединения. Объемы таких выбросов, проникающих в атмосферу с дымовыми газами, в граммах в секунду можно вычислить таким образом:
Mтв =10* B(аун *Ар+q4 *QpH/32,68)(1-n3) , где
- аун — доля проникающих в атмосферу с газами зольных соединений;
- Ар — процент зольности используемого топлива;
- q4 — коэффициент потерь, связанных с неполным сгоранием (считать для бурых разновидностей и донецкого угля с коэффициентом, равным 6);
- n3 — выбросы в твердой форме, попадающие в золоуловитель (значение находится в пределах 75-85%).
