Пятницкое шоссе, 55А
стоимость работ
Работаем с Пн-Вс круглосуточно
Настоящаяметодика (далее — Методика) предназначена для определения выбросов ватмосферный воздух загрязняющих веществ с дымовыми газами котлоагрегатовпаропроизводительностью до 30 т/ч и водогрейных котлов мощностью до 35 МВт (30Гкал/ч) по данным периодических измерений их концентраций в дымовых газах илирасчетным путем при сжигании твердого, жидкого и газообразного топлива.
Методикаприменяется с начала отчетного периода — 1 января 2000 года для:
составлениястатистической отчетности по форме 2-ТП (воздух);
установленияпредельно допустимых и временносогласованных выбросов;
планированияработ по снижению выбросов;
контролявыбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух.
Периодичностьпроверки Методики — 5 лет.
Приопределении валовых выбросов загрязняющих веществ в тоннах в год значенияисходных величин, входящих в расчетные формулы, принимаются по отчетным даннымпредприятия, с усреднением их за этот период.
Приопределении максимальных выбросов загрязняющих веществ в граммах в секунду значение расхода топлива принимаются исходя из наибольшей нагрузки котельной установки за отчетный период.
(Измененная редакция, Изм. № 1).
I ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЫБРОСОВ ГАЗООБРАЗНЫХ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХВЕЩЕСТВ ПО ДАННЫМ ИНСТРУМЕНТАЛЬНЫХ ЗАМЕРОВ
1.1 Суммарноеколичество Мj,загрязняющего вещества j,поступающего в атмосферу с дымовыми газами (гс. т год), рассчитывается по уравнению
(1)
где сj, — массовая концентрациязагрязняющего вещества jв сухих дымовых газах при стандартном коэффициенте избытка воздуха = 1,4 и нормальных условиях[1],мг/нм3; определяется по п. 1.2;
Vcr — объем сухихдымовых газов, образующихся при полном сгорании 1 кг (1 нм3)топлива, при = 1,4, нм3/кгтоплива (нм3/нм3 топлива).
Вр- расчетный расход топлива; определяется по п. 1.3;
приопределении выбросов в граммах в секунду Вр берется в т/ч (тыс. нм3/ч); при определении выбросов в тоннах вгод Вр берется в т/год (тыс.нм3/год);
kп — коэффициентпересчета;
при определениивыбросов в граммах в секунду kп=0,278*10-3;
приопределении выбросов в тоннах в год kп = 10-6.
1Температура 273 К и давление 101,3 кПа.
1.2 Массоваяконцентрация загрязняющего вещества j рассчитывается по измеренной*концентрации , мг/ нм3,по соотношению
(2)
где — коэффициент избыткавоздуха в месте отбора пробы.
* Измерение концентрации загрязняющих веществрегламентируется соответствующими положениями отраслевых методических документовпо инвентаризации (нормированию, контролю) выбросов загрязняющих веществ ватмосферу.
Прииспользовании приборов, измеряющих объемную концентрацию загрязняющего веществаj, массоваяконцентрация рассчитывается по соотношению
(3)
где Ij — измереннаяобъемная концентрация при коэффициенте избытка воздуха, ppm*;
— удельная массазагрязняющего вещества, кг/нм3;
*1 ppm=1 см3/м3=1 нсм3/нм3=0,0001 % об
Для основныхгазообразных загрязняющих веществ, содержащихся в выбрасываемых в атмосферу дымовых газах котельных установок(оксидов азота в пересчете на NO2,оксида углерода и диоксида серы), значения удельной массы составляют:
(4)
(Измененная редакция, Изм. № 1).
Формулы (4)получены в предположении, что перечисленные газы являются идеальными*.
*Погрешность, вносимая этим предположением, значительноменьше погрешности измерений.
Коэффициент избытка воздуха с достаточной степеньюточности может быть найден по приближенной кислородной формуле
(5)
где О2- измеренная концентрация кислорода в месте отбора пробы дымовых газов, %*.
* Для более точного определения в уравнение (5)следует подставить значение концентрации избыточного кислорода
Однако, если обеспеченнормальный топочный режим, содержание CO, H2,CH4 и CnCm непревышает 0,01 % по объему, и можно считать, что
При расчетемаксимальных выбросов загрязняющего вещества в граммах в секунду берутсямаксимальные значения массовой концентрации этого вещества при наибольшейнагрузке за отчетный период.
Приопределении валовых выбросов в тоннах в год используется среднее значениемассовой концентрации загрязняющего вещества за год. Среднее значение массовойконцентрации определяется по средней за рассматриваемый промежуток временинагрузке котла. При этом пользуются заранее построенными зависимостямиконцентраций загрязняющих веществ от нагрузки котла. Построение указанныхзависимостей проводится не менее чем по трем точкам — при минимальной, среднейи максимальной нагрузках*.
* При определении валовых выбросов диоксида серы за длительныйпромежуток времени следует использовать расчетный метод (см. п. 2.2 раздела 2,данного руководящего документа).
1.3 Расчетныйрасход топлива Вр, т/ч (тыс.нм3/ч) или т/год (тыс. нм3/год),определяется по соотношению
(6)
где В -полный расход топлива на котел, т/ч (тыс.нм3/ч) или т/год (тыс. нм3/год);
q4 — потери теплаот механической неполноты сгорания топлива, %.
Значение Вопределяется по показаниям прибораили по обратному тепловому балансу (при проведении испытаний котла).
1.4 Расчетобъема сухих дымовых газов Vcrпроводится по нормативному методу[2]по химическому составу сжигаемого топлива или табличным данным. Расчетныеформулы приведены в Приложении А.
* Тепловой расчет котельных агрегатов. Нормативный метод. М., Энергия,1973
При недостатке информации о составе сжигаемого топлива объемсухих дымовых газов может быть рассчитан по приближенной формуле
(7)
где — низшая рабочаятеплота сгорания топлива, МДж кг (МДж/нм3),
Значение объемов сухих дымовых газов, образующихся приполном сгорании 1 кг (1 нм3) топлива, Vcr, полученное по формуле (7) является приведенным кстандартному коэффициенту избытка воздуха a0-1.4.
К — коэффициент, учитывающий характер топлива и равный:
для газа
0,345
для мазута
0,355
для каменных углей
0,365
для бурых углей
0,375
для нефти, дизельного и другихжидких топлив
0,355
для сланцев, дров, торфа
0,375
(Измененная редакция, Изм. № 1).
1.5 С учетом(3), (5) и (7) соотношение (1) для расчета суммарного количества загрязняющеговещества j (прииспользовании приборов, измеряющих объемную концентрацию в ррт) записывается в виде
(8)
С учетом (4) выбросы оксидов азота,оксида углерода и диоксида серы рассчитываются по соотношениям
(9)
(10)
(11)
1.6 В связи с установленными раздельными ПДК для оксида идиоксида азота и с учетом трансформации оксида азота в атмосферном воздухесуммарные выбросы оксидов азота разделяются на составляющие (с учетом различияв молекулярной массе этих веществ)
(12)
(13)
где и — молекулярные массыN0 и NO2,равные 30 и 46 соответственно;
0,8 -коэффициент трансформации оксида азота в диоксид[3]
* Численноезначение коэффициента трансформации может устанавливатьсярасчетно-экспериментальным методом, утверждаемым Госкомэкологией России.
2 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЫБРОСОВ ГАЗООБРАЗНЫХ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ РАСЧЕТНЫМИ МЕТОДАМИ
2.1 Оксиды азота
2.1.1 Расчет выбросовоксидов азота при сжигании природного газа
Суммарноеколичество оксидов азота NOxв пересчете на NO2(в г с, т/год), выбрасываемых ватмосферу с дымовыми газами, рассчитывается по формуле
(14)
где Вр- расчетный расход топлива, нм3/с(тыс. нм3, год),
при работе котла в соответствии с режимной картой сдостаточной степенью точности может быть принято Вр = В -фактическому расходу топлива на котел;
— низшая теплота сгорания топлива, МДж/нм3,
— удельный выбросоксидов азота при сжигании газа, г/МДж.
Для паровыхкотлов
(15)
где D — фактическаяпаропроизводительность котла, т/ч.
Дляводогрейных котлов
(16)
где QT — фактическаятепловая мощность котла по введенномув топку теплу, МВт, определяемая поформуле
(17)
При расчетах валовых выбросов оксидов азота величинарасчетного расхода топлива ВРв формуле (17) имеет размерность [нм3/с] — для газообразного топлива, [кг/с]- для мазута и других видов жидкого топлива. При этом, численное значение ВР при определении валовыхвыбросов должно соответствовать средней за рассматриваемый промежуток временинагрузке котла. Таким образом, значение коэффициента (удельноговыброса оксидов азота при сжигании рассматриваемого топлива) при определенииваловых выбросов будет меньше, чем значение приопределении максимальных выбросов.
(Измененная редакция, Изм. № 1).
— безразмерныйкоэффициент, учитывающий принципиальную конструкцию горелки.
Для всехдутьевых горелок напорного типа (т.е. приналичии дутьевого вентилятора накотле) принимается = 1,0.
Для горелокинжекционного типа принимается = 1,6.
Для горелокдвухступенчатого сжигания (ГДС) = 0,7.
— безразмерный коэффициент,учитывающий температуру воздуха, подаваемого для горения
(18)
где tгв — температурагорячего воздуха,.
Безразмерный коэффициент, учитывающий температуру воздуха,подаваемого для горения bt определяется по формуле (18) только втом случае, если на котле имеет место предварительный подогрев воздуха ввоздухоподогревателе или осуществляется рециркуляция дымовых газов. Здесь tГВ– температура горячего воздуха,подаваемого для горения, °С.
Для остальныхслучаев =1.
(Измененная редакция, Изм. № 1).
— безразмерныйкоэффициент, учитывающий влияние избытка воздуха на образование оксидов азота.
В общемслучае значение =1,225.
При работекотла в соответствии с режимной картой = 1.
Для котлов снапорными (дутьевыми) горелками или горелками ГДС при наличии результатовиспытаний котла с измерением O2и СО для более точного учета избытка воздуха используется формула*)
(19)
где O2 — концентрация кислорода вдымовых газах за котлом, %;
— относительнаятепловая нагрузка котла, равная отношению = Qф/Qн или =Dф/Dн,
где Qф, Dф, Qн и Dн — соответственнофактические и номинальные тепловая нагрузка и паропроизводительность котла, МВт, т/ч.
*)Снижение коэффициента (т.е.уменьшение выбросов NOx)за счет снижения концентрации кислорода O2 ограничивается ростом концентрации CO сверх 0,01 %. Увеличиватьконцентрацию кислорода O2для снижения нерекомендуется по причине роста потерь с уходящими газами q2
Для котлов синжекционными горелками влияние избытка воздуха учитывается коэффициентом
(20)
где — разрежение в топке, кгс/м 2(мм вод. cm.)
— безразмерныйкоэффициент, учитывающий влияние рециркуляции дымовых газов через горелки наобразование оксидов азота.
При подачегазов рециркуляции в смеси с воздухом
(21)
где r — степень рециркуляциидымовых газов, %.
— безразмерныйкоэффициент, учитывающий ступенчатый ввод воздуха в топочную камеру
(22)
где — доля воздуха,подаваемого в промежуточную зону факела (в процентах от общего количестваорганизованного воздуха);
kп — коэффициентпересчета;
приопределении выбросов в граммах в секунду kп = 1;
приопределении выбросов в тоннах в год kп = 10-3.
При определении максимальных выбросов оксидовазота в граммах в секунду по формуле(14) значения входящих в формулу величин определяются при максимальной тепловоймощности котла.
Приопределении валовых выбросов оксидов азота за год значения входящих в формулу(14) величин определяются по средней за рассматриваемый промежуток временинагрузке котла.
В формулах (21), (22) степень рециркуляции дымовых газов (r) и доля воздуха, подаваемого в промежуточную зону факела,(d) имеют размерность [%].Здесь следует иметь в виду, что котлы малой мощности в проектном исполнении вбольшинстве случаев не оснащены системой рециркуляции дымовых газов в горелки.При внедрении системы рециркуляции доля газов рециркуляции составляет, какправило, 5 – 12%, максимальные значения не превышают 20%. Для воздуха,подаваемого в промежуточную зону факела, может составлять 20 – 30 %.
(Измененная редакция, Изм. № 1).
2.1.2 Расчет выбросов оксидов азота при сжиганиимазута
Суммарноеколичество оксидов азота NOxв пересчете на NO2(в г с. т/год}, выбрасываемых ватмосферу с дымовыми газами, рассчитывается по формуле
(23)
где Вр- расчетный расход топлива, кг с (т год), определяемый по формуле
(24)
где В — фактический расходтоплива на котел кг с (т год),
q4 — потери теплаот механической неполноты сгорания,%;
— низшая теплотасгорания топлива, МДж кг;
— удельный выбросоксидов азота при сжигании мазута, г/МДж;
Для паровыхкотлов
(25)
где D -фактическая паропроизводительность котла, т/ч.
Для водогрейных котлов
(26)
где Qт — фактическаятепловая мощность котла по введенному в топку теплу, определяемая по формуле(17).
Приведенныезависимости от D и Qт справедливы для мазутов, поставляемыхотечественными НПЗ.
— безразмерный коэффициент, учитывающийтемпературу воздуха, подаваемого для горения; рассчитывается по формуле (18);
— безразмерный коэффициент, учитывающий влияние избыткавоздуха на образование оксидов азота при сжигании мазута.
В общемслучае значение = 1,113.
При работекотла в соответствии с режимной картой = 1.
При наличиирезультатов испытаний котла с измерением О2 и СО для более точногоучета избытка воздуха используют формулу*)
(27)
где О2- концентрация кислорода в дымовых газах за котлом, %;
— относительнаятепловая нагрузка котла, равная отношению =Qф/Qн или =Dф/Dн,
где Qф, Dф, Qни Dн -соответственно фактические и номинальные тепловая нагрузка ипаропроизводительность котла, МВт, т/ч.
— безразмерныйкоэффициент, учитывающий влияние рециркуляции дымовых газов через горелки наобразование оксидов азота.
*) Снижение коэффициента (т.е. уменьшение выбросов NOx) за счет снижения концентрации кислорода О2ограничивается ростом концентрации СО сверх 0,01%. Увеличивать концентрациюкислорода О2 для снижения нерекомендуется по причине поста потерь с уходящими газами q2.
При подачегазов рециркуляции в смеси с воздухом
(28)
где r — степень рециркуляциидымовых газов, %.
— безразмерныйкоэффициент, учитывающий ступенчатый ввод воздуха в топочную камеру:
(29)
где — доля воздуха,подаваемого в промежуточную зону факела (в процентах от общего количестваорганизованного воздуха);
kп — коэффициентпересчета;
приопределении выбросов в граммах в секунду kп = 1;
приопределении выбросов в тоннах в год kп = 10-3.
В формулах (28), (29) степень рециркуляции дымовых газов (r) и доля воздуха, подаваемого в промежуточную зону факела,(d) имеют размерность [%].Здесь следует иметь в виду, что котлы малой мощности в проектном исполнении вбольшинстве случаев не оснащены системой рециркуляции дымовых газов в горелки.При внедрении системы рециркуляции доля газов рециркуляции составляет, какправило, 5 – 12%, максимальные значения не превышают 20%. Для воздуха,подаваемого в промежуточную зону факела, может составлять 20 – 30 %.
(Измененная редакция, Изм. № 1).
2.1.3 Расчет выбросов оксидов азота при слоевомсжигании твердого топлива
Для котлов,оборудованных топками с неподвижной, цепной решеткой, с пневмомеханическимзабрасывателем и для шахтных топок с наклонной решеткой суммарное количествооксидов азота noxв пересчете на NO2;(в г с, т год), выбрасываемых ватмосферу с дымовыми газами, рассчитывается по формуле
(30)
где Bp- расчетный расход топлива,определяемый по формуле (24), кг с(т/год);
— низшая теплота сгорания топлива, МДж кг,
— удельный выбросоксидов азота при слоевом сжигании твердого топлива, г МДж.
Величина рассчитывается поформуле
(31)
где — коэффициент избыткавоздуха в топке, определяемый по формуле
(32)
где O2 — концентрация кислорода вдымовых газах за котлом, %;
приотсутствии информации о концентрации кислорода в дымовых газах за котлом можнопринимать = 2,5;
R6 -характеристика гранулометрического состава угля — остаток на сите с размером ячеек 6 мм, %;
принимается посертификату на топливо;
qR — тепловоенапряжение зеркала горения, МВт/м2.
В формуле (31) для углей и сланцев при отсутствииМонтаж гранулометрического состава в сертификатах на топливо или поопытным данным значение R6 следует принимать равным40%. При сжигании дров или торфа до уточнения расчетных формул R6=50%.
(Измененная редакция, Изм. № 1).
В формуле (32)при вычислении aТ используется величинаконцентрации О2 за котлом,что для котлов малой мощности является допустимым. При отсутствии данных посодержанию О2 за котлом порезультатам инструментальных замеров следует принимать aТ по режимной карте или (при отсутствии карты) посправочным данным. При отсутствии какой-либо информации следует принимать aТ=2.5.
(Измененная редакция, Изм. № 1).
Величина qR определяется поформуле
(33)
где F — зеркало горения (определяется попаспортным данным котельной установки), м2;
— безразмерныйкоэффициент, учитывающий влияние рециркуляции дымовых газов, подаваемых в смесис дутьевым воздухом под колосниковую решетку, на образование оксидов азота;
(34)
где r — степень рециркуляции дымовых газов, %;
kп — коэффициентпересчета;
приопределении выбросов в граммах в секунду kп -= 1;
приопределении выбросов в тоннах в год kп = 10-3.
В связи сустановленными раздельными ПДК на оксид и диоксид азота и с учетомтрансформации оксидов азота суммарные выбросы оксидов азота разделяются насоставляющие, расчет которых проводится согласно п. 1.6 данной Методики.
2.2 Оксиды серы
Суммарноеколичество оксидов серы , выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами (г/с, т/год), вычисляют по формуле
(35)
где В — расход натуральноготоплива за рассматриваемый период, г/с(т/год);
Sr — содержаниесеры в топливе на рабочую массу, %;
— доля оксидов серы,связываемых летучей золой в котле;
— доля оксидов серы,улавливаемых в мокром золоуловителе попутно с улавливанием твердых частиц.
Ориентировочные значения при сжигании различныхвидов топлива составляют:
Топливо
торф
0,15
сланцы эстонские и ленинградские
0,8
сланцы других месторождений
0,5
экибастузский уголь
0,02
березовские угли Канско-Ачинского бассейна
для топок с твердымшлакоудалением
0,5
для топок с жидкимшлакоудалением
0,2
другие угли Канско-Ачинского бассейна
для топок с твердымшлакоудалением
0,2
для топок с жидкимшлакоудалением
0,05
угли других месторождений
0,1
мазут
0,02
газ
0
Доляоксидов серы (), улавливаемых в сухих золоуловителях, принимается равнойнулю. В мокрых золоуловителях эта доля зависит от общей щелочности орошающейводы и от приведенной сернистости топлива Sпр.
(36)
Прихарактерных для эксплуатации удельных расходах воды на орошение золоуловителей0,1-0,15 дм3/нм3определяется порисунку Б1 Приложения Б.
При наличии втопливе сероводорода к значению содержания серы на рабочую массу Sr в формуле (35)следует прибавить величину
(37)
где H2S — содержание на рабочую массусероводорода в топливе, %.
При наличии вгазообразном топливе сероводорода расчет выбросов оксидов серы производится поформулам (35) и (37). В этом случае величина расхода топлива В имеетразмерность [нл/с] -при определении максимальных выбросов в г/с., [тыс. нм3/год] -при определении валовых выбросов в год.
(Измененная редакция, Изм. № 1).
Примечание. — При разработке нормативов предельно допустимых ивременно согласованных выбросов (ПДВ, ВСВ) рекомендуется применятьбалансово-расчетный метод, позволяющий более точно учесть выбросы диоксидасеры. Это связано с тем, что сера распределена в топливе неравномерно. Приопределении максимальных выбросов в граммах в секунду используются максимальныезначения Sr фактическииспользовавшегося топлива. При определении валовых выбросов в тоннах в годиспользуются среднегодовые значения Sr.
2.3 Оксид углерода
Расчетколичества выбросов СО выполняется по данным инструментальных замеров всоответствии с разделом 1 данной Методики.
Приотсутствии данных инструментальных замеров оценка суммарного количествавыбросов оксида углерода, г/с (т/год),может быть выполнена по соотношению
(38)
где В — расход топлива, г/с (т/год);
Ссо — выход оксида углерода при сжиганиитоплива, г/кг (г/нм3) или кг/т (кг/тыс.нм3).Рассчитывается по формуле
(39)
где q3 — потери тепла вследствие химической неполноты сгорания топлива, %
R — коэффициент, учитывающийдолю потери тепла вследствие химической неполноты сгорания топлива,обусловленную наличием в продуктах неполного сгорания оксида углерода;принимается для
твердоготоплива……………… 1,0
мазута……………………………..0,65
газа………………………………….0,5
— низшая теплота сгорания натурального топлива, МДж кг, (МДж нм3);
q4 — потери теплавследствие механической неполноты сгорания топлива, %.
Приотсутствии эксплуатационных данныхзначения q3,q4 принимаются по таблице В1 ПриложенияВ.
Ориентировочнаяоценка суммарного количества выбросов оксида углерода MCO, (г с, т год) может проводиться по формуле
(40)
где Ксо — количествооксида углерода, образующееся на единицу тепла, выделяющегося при горениитоплива, кг/ТДж, принимается потаблице В2 Приложения В.
Длягазообразного топлива при расчете выбросов оксида углерода величина расходатоплива В имеет размерность [нл/с] — при определении максимальных выбросов в г/с., [тыс.нм3/год]- при определении валовых выбросов в т/год.
(Измененная редакция, Изм. № 1).
3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЫБРОСОВ ТВЕРДЫХ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ
3.1 Определение выбросов твердых частиц по данныминструментальных замеров
Максимальный (г с) выброс твердых частиц Мтв,поступающих в атмосферу с дымовыми газами, определяется по соотношению
(41)
где сэксп — замереннаямассовая концентрация твердых частиц в дымовых газах при работе котла намаксимальной нагрузке, г/м3;
— реальный объемдымовых газов, замеренный в том же сечении газохода, где замеряласьзапыленность, или рассчитанный по составу топлива (ориентировочныеданные приведены в Приложении З)* при рабочих условиях и работекотла на максимальной нагрузке, м3/с.
* Тепловой расчет котельных агрегатов. Нормативный метод. М., Энергия,1973.
В том случае,если замерить не представляется возможным, а также приотсутствии данных по химическому составу топлива для определения реальногообъема газов можно воспользоваться приближенным соотношением
(42)
где В — секундный расход натурального топлива, кг/с (нм3/с);
— коэффициентизбытка воздуха, замеренный в том же сечении;
tp — температурадымовых газов в том же сечении, ,
ki -численные коэффициенты, подобранные для каждого вида топлива методом наименьшихквадратов:
Вид топлива
k1
k2
k3
k4
Бурые угли
1,219
0,234
0,355
0,251
Каменные угли
0,403
0,265
0,0625
0,264
Природный газ
-0,739
0,278
0,0864
0,267
Мазут
-0,633
0,298
0,372
0,256
Присовместном сжигании топлив разных видов расчет максимальных выбросов твердыхчастиц (г с) проводится по данным инструментальных замеров, сделанных приработе дотла на максимальной нагрузке и максимальной доле (по теплу) наиболеезольного вида топлива.
Валовыевыбросы твердых частиц (т/год) заотчетный период следует определять расчетным методом.
До уточнениязначения численных коэффициентов ki, входящих вформулу (42), реальный объем газов определяется по приближенному соотношению(42) при сжигании сланцев, дров и торфа – как для бурых углей, при сжиганиижидких топлив – как для мазута (-соответствует фактическим данным).
(Измененная редакция, Изм. № 1).
3.2 Расчет выбросов твердых частиц
3.2.1Суммарное количество твердых частиц (летучей золы и несгоревшего топлива) Мтв, поступающих в атмосферу сдымовыми газами котлов (г/с, т/год),вычисляют по одной из двух формул
(43)
или
(44)
где В — расход натуральноготоплива, г/с (т/год),
Аr — зольность топлива на рабочую массу, %;
aун — доля золы, уносимой газами из котла(доля золы топлива в уносе); при отсутствии данных замеров можно использоватьориентировочные значения, приведенные в нормативном методе «Тепловой расчеткотельных агрегатов»:
— доля твердых частиц,улавливаемых в золоуловителях*:
* В расчете не учитывается влияние сероулавливающих установок.
Гун — содержание горючих в уносе, %; при отсутствии данных замеров расчет Мтвведется по формуле (44);
q4 — потери теплаот механической неполноты сгорания топлива, %; при отсутствии данных можноиспользовать ориентировочные значения, приведенные в таблице В1 Приложения В.
— низшая теплота сгорания топлива, МДж кг;
32,68 -теплота сгорания углерода, МДж/кг.
Расчетывыбросов твердых частиц по формуле (43) следует производить только в томслучае, если имеются данные замеров Гун(содержания горючих в уносе, %) для рассматриваемого случая.
(Измененная редакция, Изм. № 1).
3.2.2Количество летучей золы (Мз) вг с (т/год), входящее в суммарное количество твердых частиц, уносимых ватмосферу, вычисляют по формуле
(45)
3.2.3Количество коксовых остатков при сжигании твердого топлива и сажи при сжиганиимазута (Мк) в г/с (т/год),образующихся в топке в результате механического недожога топлива ивыбрасываемых в атмосферу,определяют по формуле
(46)
Примечание. При определении максимальных выбросов в г/сиспользуются максимальные значения Аrфактически использовавшегося топлива. При определении валовых выбросов в т/годиспользуются среднегодовые значения Аr.
При расчете выбросов по формулам (44) – (46) при отсутствии данныхзамеров до специального уточнения ориентировочные значения доли золы топлива вуносе aунследует принимать равными:
для дров и торфа
0.10
топки шахтные, шахтно-цепные,скоростного горения
0.25
слоевые топки бытовыхтеплогенераторов
для сланцев
0.15
топки наклонно-переталкивающие,слоеные
Длякамерных топок с твердым шлакоудалением для котлов производительностью от 25 до30 т/ч aун=0.95.
При сжиганииугля выбросы угольной золы следует классифицировать по содержанию в нейдвуокиси кремния (за исключением случаев, когда для конкретного вида золыустановлены значения ПДК или ОБУВ). Обычно содержание двуокиси кремния вугольной золе составляет 30–60%, что соответствует пыли неорганической с ПДКм.р.=0.3мг/м3 (код 2908). Аналогично классифицируется и зола, образующаясяпри сжигании торфа (содержание SiO2составляет 30–60%).
При сжиганиидров выбросы золы (до разработки Госсанэпиднадзором России соответствующихдопустимых уровней содержания этого вещества в атмосферном воздухе)классифицируются, как взвешенные вещества (ПДКм.р.=0.5 мг/м3,код 2902).
Так называемые«коксовые остатки», образующиеся при сжигании твердого топлива (до разработкиГоссанэпиднадзором России соответствующих допустимых уровней содержания этоговещества в атмосферном воздухе) классифицируются, как сажа (ПДКм.р.=0.15мг/м3, код 328).
При сжиганиимазута и нефти в составе твердых частиц определяются выбросы мазутной золы впересчете на ванадий в соответствии с п. 3.3 и сажи по следующей формуле:
Данная формуладля определения выбросов сажи получена на основании формулы (46) путемсовместного преобразования формул (44) и (45).
При сжиганиидизельного топлива и других легких жидких топлив определяются выбросы толькосажи по вышеприведенной формуле.
Доспециального уточнения значение q4 для нефти следует приниматьравным 0.1%, для дизельного и других легких жидких топлив – 0.08%.
(Измененная редакция, Изм. № 1).
3.3 Расчет выбросов мазутной золы в пересчете наванадий
Мазутная золапредставляет собой сложную смесь, состоящую в основном из оксидов металлов.Биологическое ее воздействие на окружающую среду рассматривается каквоздействие единого целого. В качестве контролирующего показателя принятванадий, по содержанию которого в золеустановлен санитарно-гигиенический норматив (ПДК).
Суммарноеколичество мазутной золы (Ммз) в пересчете на ванадий, в г с или т/год, поступающей в атмосферу сдымовыми газами котла при сжиганиимазута, вычисляют по формуле
(47)
где Gv — количествованадия, находящегося в 1 т мазута, г/т.
Gv в г/т может быть определено одним из двух способов:
— порезультатам химического анализа мазута:
(48)
где av — фактическоесодержание элемента ванадия в мазуте, %;
104-коэффициент пересчета;
— по приближенной формуле (приотсутствии данных химическогоанализа):
(49)
где 2222 — эмпирическийкоэффициент;
Аr — содержание золы вмазуте на рабочую массу, %.
Примечание. — При отсутствии данных химического анализа значения Аr принимаются по данным, опубликованным в справочнике»Энергетическое топливо СССР», М.: Энергоатомиздат, 1991 или потаблице Г1 Приложения Г.
В — расходнатурального топлива;
при определений-выбросовв г с В берется в т ч;
приопределении выбросов в т год Вберется в т год.
— доля ванадия,оседающего с твердыми частицами на поверхности нагрева мазутных котлов, которуюпринимают равной:
0,07 — длякотлов с промпароперегревателями, очистка поверхностей которых производится востановленном состоянии;
0,05 — длякотлов без промпароперегревателей при тех же условиях очистки.
— степень очистки дымовых газов от мазутной золы взолоулавливающих установках, % (см. Приложение Д);
kп — коэффициентпересчета;
приопределении выбросов в г/с kп= 0,27810-3;
приопределении выбросов в т/год kп = 10-6.
3.4 Расчетное определение выбросов бенз(а)пирена ватмосферу паровыми и водогрейными котлами
Выбросбенз(а)пирена, поступающего в атмосферу с дымовыми газами (г с, т год), рассчитывается по уравнению (1).
При расчетахвыбросов бенз(а)пирена необходимо учитывать, что при работе котла на нагрузкахменьше номинальной концентрация бенз(а)пирена в отходящих газа увеличивается.Поэтому, необходимо определять максимальные выбросы бенз(а)пирена как приработе котла на максимальной фактической нагрузке, так и при работе наминимальной фактической нагрузке с целью всесторонней оценки загрязненияатмосферного воздуха и обоснованного установления нормативов выбросов.
(Измененная редакция, Изм. № 1).
3.4.1 Расчет концентрации бенз(а)пирена в дымовыхгазах промтеплоэнергетических котлов малой мощности
3.4.1.1 Концентрация бенз(а)пирена, мг нм3, в сухих продуктах сгорания мазута на выходе изтопочной камеры определяется по формулам:
— для = 1,08-1,25:
(50)
для > 1,25:
(51)
3.4.1.2Концентрация бенз(а)пирена, мг/нм3,в сухих продуктах сгорания природного газа на выходе из топочной зоныпромтеплоэнергетических котлов малой мощности определяется по формулам:
— при = 1,08 — 1,25:
(52)
при > 1,25:
(53)
В формулах(50) — (53):
R — коэффициент, учитывающийспособ распыливания мазута
дляпаромеханических форсунок R = 0,75;
для остальныхслучаев R = 1;
— коэффициент избытка воздуха в продуктах сгорания на выходеиз топки,
qv — теплонапряжение топочного объема, кВт/м3;
при сжиганиипроектного топлива величина qv берется изтехнической документации на котельное оборудование;
при сжиганиинепроектного топлива величина qvрассчитывается по соотношению
где Вр = В(1 – q4/100) -расчетный расход топлива на номинальной нагрузке, кг/с (м3/с);
В -фактический расход топлива на номинальной нагрузке, кг/с (м3/с);
— низшая теплота сгорания топлива, кДж/кг (кДж/м3);
VT — объем топочной камеры, м3; берется из техдокументации на котел.
КР- коэффициент, учитывающий влияние нагрузки котла на концентрацию бенз(а)пиренав продуктах сгорания, (определяется по графику рис. Е1 Приложения Е);
КД- коэффициент, учитывающий влияние рециркуляции дымовых газов на концентрациюбенз(а)пирена в продуктах сгорания, (определяется по графику рис. Е2 ПриложенияЕ);
КСТ- коэффициент, учитывающий влияние ступенчатого сжигания на концентрацию бенз(а)пирена в продуктах сгорания, (определяетсяпо графику рис. ЕЗ Приложения Е).
Для расчетамаксимальных и валовых выбросов по формуле (1) концентрации бенз(а)пирена,рассчитанные по формулам (50) — (53) приводятся к избыткам воздуха =1,4 по формуле (2) настоящей методики.
3.4.2 Расчет концентрации бенз(а)пирена в дымовыхгазах водогрейных котлов
До уточнениярасчетных формул положения данного пункта распространяются на котлы, имеющиевеличину теплонапряжения топочного объема qv500 кВт/м3.
(Измененная редакция, Изм. № 1).
3.4.2.1Концентрация бенз(а)пирена, мг/нм3,в сухих продуктах сгорания мазута на выходе из топочной камеры водогрейныхкотлов определяется по формулам:
— для = 1,05 — 1,25 и qv = 250-500 кВт/м3:
(54)
— для > 1,25 и qv = 250-500 кВт/м3:
(55)
3.4.2.2Концентрация бенз(а)пирена, мг/нм1,в сухих продуктах сгорания природного газа на выходе из топочной зоныводогрейных котлов малой мощности определяется по формулам:
— для = 1,05 — 1,25 и qv = 250-500 кВт/м3:
(56)
— для > 1,25 и qv = 250-500 кВт/м3:
(57)
В формулах(54) — (57) обозначения те же, что ив формулах (50)-(53); коэффициенты КД, КР, КСТпринимаются по графикам рисунков El -ЕЗ Приложения Е.
Коэффициент КО,учитывающий влияние дробевой очистки конвективныхповерхностей нагрева на работающем котле, принимается:
при периодемежду очистками 12 ч …………. 1,5
при периодемежду очистками 24 ч …………. 2,0
при периодемежду очистками 48 ч …………. 2,5
Для расчетамаксимальных и валовых выбросов по формуле (1) концентрации бенз(а)пирена,рассчитанные по формулам (54) — (57) приводятся к избыткам воздуха = 1,4 по формуле (2) настоящей методики.
3.4.3Расчет концентраций 6енз(а)пирена в уходящих газах котлов малой мощности присжигании твердых топлив
Концентрациюбенз(а)пирена в сухих дымовых газах котловмалой мощности при слоевом сжигании твердых топлив сбп(мг/нм3), приведенную к избытку воздуха в газах = 1,4, рассчитывают по формуле:
(58)
где А — коэффициент,характеризующий тип колосниковой решетки и вид топлива;
Коэффициент Апринимают равным
для углей исланцев ………………. 2,5
для древесиныи торфа ………….. 1,5
— низшая теплота сгорания топлива, МДж/кг;
R — коэффициент,характеризующий температурный уровень экранов;
для ………………. R=350
для ………………. R=290
где tн- температура насыщения при давлении в барабане паровых котлов или на выходе изкотла для водогрейных котлов; (см. нормативный метод «Тепловой расчеткотельных агрегатов»);
Концентрациюбенз(а)пирена, определенную по формуле (58), для расчета максимальных и валовыхвыбросов по формуле (1) необходимо привести к избытку воздуха a=1.4по формуле (2).
(Измененная редакция, Изм. № 1).
КД- коэффициент, учитывающий нагрузку котла;
(59)
где DН — номинальная нагрузкакотла, кг/с;
DФ — фактическаянагрузка котла, кг/с;
КЗУ- коэффициент, учитывающий степень улавливания бенз(а)пирена золоуловителем иопределяемый по соотношению
(60)
где — степень очисткигазов в золоуловителе по золы, %;
z — коэффициент, учитывающийснижение улавливающей способности золоуловителем бенз(а)пирена:
притемпературе газов перед золоуловителем
z = 0,8 — для сухих золоуловителей
z = 0,9 — для мокрых золоуловителей
притемпературе газов перед золоуловителем
z = 0,7 — длясухих золоуловителей
z = 0,8 — для мокрыхзолоуловителей.
Методикаразработана по материалам экспериментов на котлах типа ДКВР-10, КЕ-10, ДКВР-4,КВТС-20, КС и КЧМ-3.
Примерырасчета концентрации бенз(а)пирена в продуктах сгорания различных видов топливаприведены в Приложении Ж..
Приложение А
(справочное)
Расчет объема сухих дымовых газов
А1 Объем сухих дымовых газов при нормальных условиях рассчитывается по уравнению:
(A1)
где и — соответственно объемы воздуха, дымовых газов и водяныхпаров при стехиометрическом сжигании одного килограмма (1 нм3)топлива, нм3/кг (нм3/нм3).
А2 Длятвердого и жидкого топлива расчет выполняют по химическому составу сжигаемоготоплива по формулам
(A2)
(A3)
(А4)
где — соответственносодержание углерода, серы (органической и колчеданной), водорода, кислорода и азота в рабочей массе топлива, %;
— влажность рабочей массы топлива, %.
A3 Длягазообразного топлива расчет выполняется по формулам
(А5)
(А6)
(А7)
где CO, CO2, H2, H2S, СmНn, N2, О2 -соответственно, содержание оксидауглерода, диоксида углерода, водорода, сероводорода, углеводородов, азота икислорода в исходном топливе, %;
m и n- число атомов углерода и водородасоответственно;
dг.тл. -влагосодержание газообразного топлива, отнесенное к 1 нм3сухого газа, г/нм3.
Химическийсостав твердого, жидкого и газообразного топлива может быть определен по справочнику «Энергетическое топливоСССР», М.; Энергоатомиздат, 1991 или по аналогичным справочникам.
Приложение Б
Щелочностьорошающей воды, мг-экв./дм3: — 1- 10
2 — 5
3 — 0
РисунокБ1 — Степень улавливания оксидов серы в мокрых золоуловителях в зависимости отприведенной сернистости топлива и щелочности орошающей воды
Приложение В
Таблица В1 — Характеристика топок котлов малой мощности
Вид топок и котлов
Топливо
q3, %
q4, %
Примечание
С неподвижной решеткой иручным забросом топлива
Бурые угли
Каменные угли Антрациты AMи АС
2,0
2,0
1,0
8,0
7,0
10,0
Топки с цепной решеткой
Донецкий антрацит
0,5
13,5/10
Большие значения q4- при отсутствии
Шахтно-цепные топки
Торф кусковой
1,0
2,0
средств уменьшения
Топки с пневмомеханическимзабрасывателем и цепной решеткой прямого хода
Угли типа кузнецких
Угли типа донецкого
Бурые угли
0,5-1,0
0,5-1,0
0,5-1,0
5,5/3
6/3,5
5,5/4
уноса; меньшие значения q4- при остром дутье и наличии возврата
Топки с пневмомеханическимизабрасывателями и цепной решеткой обратного хода
Каменные угли
Бурые угли
0,5-1,0
0,5-1,0
5,5/3
6,5/4,5
уноса, а также для котловпроизводительностью 25, 35 т/ч
Топки с пневмомеханическимизабрасывателями и неподвижной решеткой
Донецкий антрацит
Бурые угли типаподмосковных, бородинских
Угли типа кузнецких
0,5-1,0
0,5-1,0
0,5-1,0
0,5-1,0
13,5/10
9/7,5
6/3
5,5/3
Шахтные топки с наклоннойрешеткой
Дрова, дробленые отходы, опилки, торф кусковой
2
2
Топки скоростного горения
Дрова, щепа, опилки
1
4/2
Слоевые топки котлов паропроизводительностью более 2т/ч
Эстонские сланцы
3
3
Камерные топки с твердым шлакоудалением
Каменные угли
Бурые угли
Фрезерный торф
0,5
0,5
0,5
5/3
3/1,5
3/1,5
Камерные топки
Мазут
Газ (природный попутный)
Доменный газ
0,2
0,2
1,0
0,1
0
0
Таблица В2 -Значения коэффициента Ксо в зависимости от типа топки и вида топлива
Тип топки
Вид топлива
Ксо, кг ГДж
С неподвижной решеткой иручным забросом топлива
Бурые угли
Каменные угли
Антрациты AM и АС
2,0
2,0
1,0
С пневмомеханическимизабрасывателями и неподвижной решеткой
Бурые и каменные угли
Антрацит АРШ
0,7
0,6
С цепной решеткой прямогохода
Антрацит АС и AM
0,4
С забрасывателями и цепнойрешеткой
Бурые и каменные угли
0,7
Шахтная
Твердое топливо
2,0
Шахтно-цепная
Торф кусковой
1,0
Наклонно-переталкивающая
Эстонские сланцы
2,9
Слоевые топки бытовыхтеплогенераторов
Дрова
Бурые угли
Каменные угли
Антрацит, тощие угли
14,0
16,0
7,0
3,0
Камерные топки
Мазут
0,13
Паровые и водогрейные котлы
Газ природный, попутный икоксовый
0,1
Бытовые теплогенераторы
Газ природный
Легкое жидкое (печное)топливо
0,05
0,08
Приложение Г
(справочное)
Таблица Г1 — Зольность и общая влага мазутов
Завод-изготовитель
Марка мазута
Зольность
Аr, %
Содержание влаги,
Wr, %
Московский
40
40
100
0,054
0,031
0,033
0,27
0,13
0,12
Ангарский
40
40
100
100
0,022
0,027
0,020
0,020
0,01
0,02
0,01
0,02
Салаватнефтеоргсинтез
40
40
100
0,06
0.05
0,05
Следы
Следы
Следы
Сызранский
100
100
0,09
0,11
0,50
0,50
Горькнефтеоргсинтез
40В
40 высокосернистый
100В
100 высокосернистый
0,023
0,023
0,027
0,033
0,05
0,06
0,05
0,07
Саратовский
40В
40В
0,04
0,04
0,19
0,12
Уфимский ордена Ленина
40
100
0,07
0,08
отсутствует
отсутствует
Новоуфимский
100
100
0,05
0,04
следы
следы
Ишимбайский
40
40
100
100
0,05
0,06
0,06
007
0,25
0,39
0,13
0,12
Ярославнефтеоргсинтез
40
100
40В
0,02
0,02
0,02
0,16
0,10
следы
Орский
40 сернистый
40 высокосернистый
100 сернистый
100 высокосернистый
0,05
0,05
0,05
0,05
0,34
0,33
0,30
0,33
Новополоцкнефтеоргсинтез
40В
100В
100В
100 высокосернистый
100
100 высокосернистый
0,018
0,017
0,02
0,03
0,02
0,03
отсутствует
следы
0,01
0,02
0,01
0,05
Новокуйбышевский
40В
40 сернистый
100
0,03
0,03
0,04
отсутствует отсутствует отсутствует
Куйбышевский
40
100
100
0,12
0,13
0,13
следы
следы
0,20
Пермьнефтеоргсинтез
40
100
100
0,02
0,03
0,02
отсутствует отсутствует отсутствует
Ухтинский
40
0,02
0,02
Рязанский
40В
40
40В
40
100
0,03
0,04
0,06
0,04
0,04
следы
0,09
отсутствует
0,06
0,12
Гурьевский
100В
100В
0,028
0,039
Следы
0,21
Красноводский
100В
100В
0,036
0,035
0,17
0,23
Комсомольский
40
40В
100
100В
0,019
0,014
0,019
0,015
0,28
0,25
0,41
0,23
Кременчугский
100В
100В
0,031
0,029
0,06
0,09
ЗаводыБаку
40МС
40МС
40В
40В
100
100
0,085
0,095
0,038
0,037
0,059
0,070
0,64
0,46
0,20
0,17
0,60
0,43
ЗаводыГрозного
40В
40В
0,030
0,034
следы
следы
Приложение Д
Определение степени улавливания мазутнойзолы в пересчете на ванадий в золоулавливающих установках
Д1 Степеньочистки газов от мазутной золы (в пересчете на ванадий), , %, в специально применяемых для этого батарейных циклонахопределяют по формуле
(Д1)
где 0,076 и 2,32 — эмпирические коэффициенты;
1,85 -эмпирический показатель степени;
— общая степеньулавливания твердых частиц, образующихся при сжигании мазута в котлах ТЭС икотельных, %.
Зависимость(Д1) действительна при выполнении условия
65%< < 85%.
Д2 Присовместном сжигании мазута и твердого топлива в пылеугольных котлах степеньулавливания мазутной золы в пересчете на ванадий, , %, в золоулавливающих установках определяется по формуле
(Д2)
где — общая степеньулавливания твердых частиц при сжигании угля, %;
С -коэффициент, равный
0,6 — для электрофильтров;
0,5 — для мокрых аппаратов;
0,3 — для батарейных циклонов.
Приложения Е
Коэффициенты, учитывающие влияние различныхфакторов на концентрацию 6енз(a)пирена в продуктах сгорания
Относительнаянагрузка котла. D/Dн
Рисунок El — Зависимость Кдот относительной нагрузки котла
Степеньрециркуляции
Рисунок Е2 — ЗависимостьКр от степени рециркуляции
1 — в дутьевой воздух или кольцевой канал вокруггорелок
2 — в шлицы под горелками
Доля воздуха, подаваемогопомимо горелок (над ними)
Рисунок ЕЗ — ЗависимостьКст от доли воздуха, подаваемого помимо горелок
Приложение Ж
Примеры расчета концентрации бенз(а)пирена в продуктах сгорания паровыхкотлов малой мощности и водогрейных котлов, работающих на мазуте и природномгазе
Ж1 Промтеплоэнергетические котлы малоймощности
Ж1.1Топливо-мазут
Исходные данные:
Тип котла
ДЕ-10-14ГМ
Нагрузка котла
принимается0,8 от Dн
Теплонапряжение топочногообъема
qv = 440,7 кВт/м3 (расчетная величина;берется для номинальной нагрузки из описания котла или справочной литературы)
Коэффициент избытка воздуха
=1,15
Тип форсунок
паромеханические(R = 0.75)
Степень рециркуляции газовв дутьевой воздух
r =0,2
Концентрациябенз(а)пирена в сухих продуктах сгорания на выходе из топочной камерыопределяется по формуле (50):
где Кд= 1,5 — определяется по графику рис. Е1;
Кр= 1,78 — определяется по графику рис. Е2.
Ж1.2 Топливо — природный газ
Исходные данные:
Тип котла
ДЕ-25-14ГМ
Нагрузка котла
принимаетсяД = Дн;
Теплонапряжение топочногообъема
qv = 637,2 кВт/м3;
Коэффициент избытка воздуха
= 1,10;
Степень рециркуляции газов
r = 0,15 — в шлицы под горелками;
Доля воздуха, подаваемогопомимо горелок
0,1
Концентрациябенз(а)пирена в сухих продуктах сгорания на выходе из топочной камерыопределяется по формуле (52):
где Кд = 1,0 — определяется по графику рис. Е1;
Кр= 1,35 — определяется по графику рис. Е2;
Кст =1,35 — определяется по графику рис. ЕЗ.
Ж.2Водогрейные котлы
Ж.2.1 Топливо — мазут
Исходные данные:
Тип котла
КВ-ГМ-20
Нагрузка котла
принимается0,7 от Dн
Теплонапряжение топочногообъема
qv — 432,6 кВт/м3
Коэффициент избытка воздуха
=1,20
Тип форсунок
паромеханические(R = 0,75);
Концентрациябенз(а)пирена в сухих продуктах сгорания на выходе из топочной камерыопределяется по формуле (54):
где Кд= 1,85 — определяется по графикурис. Е1;
Ко= 1,5 — при периоде между очистками конвективных поверхностей нагрева наработающем котле, равном 12 ч.
Ж.2.2 Топливо — природный газ
Исходные данные:
Тип котла
КВ-ГМ-100
Нагрузка котла
принимается0,7 от Dн;
Теплонапряжение топочногообъема
qv= 322,5 кВт/м3,
Коэффициент избытка воздуха
= 1,05
Степень рециркуляции газовв дутьевой воздух
r = 0,1
Доля воздуха, подаваемогопомимо горелок
0,15
Концентрациябенз(а)пирена в сухих продуктах сгоранияна выходе из топочной камеры определяется по формуле (56):
где Кд=1,85 — определяется по графику рис. Е1;
Кр= 1,8 — определяется по графику рис. Е2;
Кст= 2,1 — определяется по графику рис. ЕЗ.
Приложение З
(справочное)
Таблица 31 — Расчетные Монтаж углей различных месторождений
№
Уголь
Марка
Класс
Wpa6%
Араб%
Sколч%
Sорг%
Spa6
%
Сраб%
Нраб
%
Npa6%
Ораб
%
I
Донецкий
Д
Р
13,0
21,8
1,5
1.5
3,0
49,3
3,6
1,0
8,3
2
Донецкий
Д
Отсев
14,0
25,8
2,5
1,4
3.9
44,8
3,4
1,0
7,1
3
Донецкий
Г
Р
8,0
23,0
2,0
1,2
3,2
55,2
3,8
1,0
5,8
4
Донецкий
Г
Отсев
11,0
26,7
1,9
1,2
3,1
49,2
3,4
1,0
5,6
5
Донецкий
Г
Промпродукт
9,0
34,6
3,2
3,2
44,0
3,1
0,8
5,3
6
Донецкий
Т
Р
5,0
23,8
2,0
0,8
2,8
62,7
3,1
0,9
1,7
7
Донецкий
А
Ш,СШ
8,5
22,9
1,0
0,7
1,7
63,8
1,2
0,6
1,3
8
Донецкий
ПА
Р, отсев
5,0
20,9
1,7
0,7
2,4
66,6
2,6
1,0
1.5
9
Донецкий
Ж, К, ОС
Промпродукт
9,0
35,5
1,9
0,6
2,5
45,5
2,9
0,9
3,7
10
Кузнецкий
Д
Р, СШ
12,0
13,2
0,3
0,3
0,3
58,7
4,2
1,9
9,7
11
Кузнецкий
Г
Р, СШ
8,5
11,0
0,5
0,5
66,0
4,7
1,8
7,5
12
Кузнецкий
1СС
Р, отсев
9,0
18,2
0,3
0,3
0,3
61,5
3,7
1,5
5,8
13
Кузнецкий
2СС
Р, С, Ш, отсев
9,0
18,2
0,4
0,4
0,4
64,1
3,3
1,5
3,5
14
Кузнецкий
Т
Р, отсев
6,5
16,8
0,4
0,4
0,4
68,6
3,1
1,5
3,1
15
Кузнецкий
Ж, К, ОС
Промпродукт
7,0
30,7
0,7
0,7
0,7
53,6
3,0
1,6
3,4
16
Грамотеинский
Г
Р, окисленный
14,0
9,5
0,5
0,5
0,5
59,5
4,0
1,5
11,0
17
Кедровский
1СС, 2СС
Р, окисленный
10,0
11,3
0,5
0,5
0,5
67,7
3,6
1,6
5,3
18
Краснобродский
Т
Р, окисленный
10,0
16,2
0,3
0,3
0,3
65,7
3,0
1,7
3,1
19
Томусинский
1СС, 2СС
Р, окисленный
12,0
18,9
0,4
0,4
0,4
59,1
3,4
1,7
4,5
20
Карагандинский
К
Р
8,0
27,6
0,8
0,8
0,8
54,7
3,3
0,8
4,8
21
Карагандинский
К
Промпродукт
10,0
38,7
0,9
0,9
0,9
42,1
2,7
0,7
4,9
22
Экибастузский
СС
Р
7,0
38,1
0,4
0,4
0,8
43,4
2,9
0,8
7,0
23
Экибастузский
СС
Р
7,0
40,9
0,4-
0,4
0,8
41,1
2,8
0,8
6,6
24
Куучекинский
СС
Р
7,0
40,9
0,7
0,7
0,7
42,5
2,6
0,7
5,6
25
Ленгерский
БЗ
Р, отсев
29,0
11,4
1,2
0,5
1,7
45,0
2,6
0,4
9,9
26
Подмосковный
Б2
Р, ОМСШ
32,0
25,2
1,5
1,2
2,7
28,7
2,2
0,6
8,6
27
Подмосковный
Б2
Р, ОМСШ
31,0
29,0
1,2
0,9
2,1
26,0
2,2
0,4
0,З
28
Воркутинский
Ж
Р, отсев
5,5
23,6
0,8
0,8
0,8
59,6
3,8
1,3
5,4
29
Интинский
Д
Р, отсев
11,0
25,4
2,0
0,6
2,6
47,7
3,2
1,3
8,8
30
Волынский
Г
Р
10,0
19,8
1,8
0,8
2,6
55,5
3,7
0,9
7,5
31
Межреченский
Г
Р
8,0
25,8
2,3
0,8
3,1
53,7
3,6
0,7
5,1
32
Бабаевский
Б1
Р
56,5
7,0
0,5
0,5
0,5
25,4
2,4
0,2
8,0
33
Кизеловский
Г
Р, отсев, К, М
6,0
31,0
6,1
6,1
6,1
48,5
3,6
0,8
4,0
34
Кизеловский
Г
Промпродукт
6,5
39,0
6,8
1,6
8,4
37,4
2,9
0,7
5,1
35
Челябинский
БЗ
Р, МСШ
18,0
29,5
1,0
1,0
1,0
37,3
2,8
0,9
10,5
36
Егоршинский
ПА
Р
8,0
23,9
0,4
0,4
0,4
60,3
2,5
0,9
4,0
37
Волчанский
БЗ
Р
22,0
33,2
0,2
0,2
0,2
28,7
2,3
0,5
13,1
38
Веселовский и Богословский
БЗ
Р
24,0
30,4
0,4
0,4
0,4
29,9
2,3
0,5
12,5
39
Ткварчельский
Ж
Промпродукт
11,5
35,0
0,9
0,4
1,3
42,5
3,2
0,8
5,7
40
Ткибульский
Г
Промпродукт
13,0
27,0
0,7
0,6
1,3
45,4
3,5
0,9
8,9
41
Ангренский
Б2
ОМСШ
34,5
13,1
1,3
1,3
1,3
39,8
2,0
0,2
9,1
42
Кок-Янгакский
Д
Р, ОМ, СШ
10,5
17,9
1,7
1,7
1,7
55,8
3,7
0,6
9,8
43
Таш-Кумырский
Д
Р, СШ
14,5
21,4
1,2
1,2
1,2
48,4
3,3
0,8
10,4
44
Сулюктинский
БЗ
Ом, Сш
22,0
13,3
0,2
0,3
0,5
50,1
2,6
0,5
11,0
45
Кызыл-Кийский
БЗ
Ом, Сш
28,0
14,4
0,6
0,3
0,9
44,4
2,4
0,5
9,4
46
Кара-Кичский
БЗ
Ом, Сш
19,0
8,1
0,7
0,7
0,7
55,0
3,1
0,6
13,5
47
Шурабский
Б2
К , Ом, Сш
29,5
9,2
0,6
0,4
1,0
47,2
2,2
0,5
10,4
48
Шурабский
БЗ
Р
21,5
14,1
0,8
0,4
1,2
47,3
3,0
0,6
12,3
49
Ирша-Бородинский
Б2
Р
33,0
6,0
0,2
0,2
0,2
43,7
3,0
0,6
13,5
50
Назаровский
Б2
Р
39,0
7,3
0,4
0,4
0,4
37,6
2,6
0,4
12,7
51
Березовский
Б2
Р
33,0
4,7
0,2
0,2
0,2
44,3
3,0
0,4
14,4
52
Боготольский
Б1
Р
44,0
6,7
0,5
0,5
34,3
2,4
0,4
11,7
53
Абанский
Б2
Р
33,5
8,0
0,4
0,4
41,5
2,9
0,6
13,1
54
Итатский
Б1
Р
40,5
6,8
0,4
0,4
36,6
2,6
0,4
12,7
55
Барандатский
Б2
Р
37,0
4,4
0,2
0,2
41,9
2,9
0,4
13,2
56
Минусинский
Д
Р
14,0
15,5
0,5
0,5
54,9
3,7
1,4
10,0
57
Черемховский
Д
Р, отсев
13,0
27,0
1,1
1,1
45,9
3,4
0,7
8,9
58
Азейский
БЗ
Р
25,0
12,8
0,4
0,4
46,0
3,3
0,9
11,6
59
Мугунский
БЗ
Р
22,0
14,8
0,9
0,9
46,6
3,7
0,9
11,1
60
Гусиноозерский
БЗ
Р
23,5
16,8
0,5
0,5
43,9
3,2
0,7
11,4
61
Холбольджинский
БЗ
22,0
12,5
0,3
0,3
46,5
3,3
0,7
14,7
62
Баянгольский
Д
Р
23,0
15,4
0,5
0,5
47,5
3,4
0,9
9,3
63
Букачачинский
Г
Р
8,0
9,2
0,6
0,6
67,9
4,7
0,8
8,8
64
Черновский
Б2
Р
33,5
9,6
0,5
0,5
42,7
2,8
0,9
10,0
65
Татауровский
Б2
Р
33,0
10,0
0,2
0,2
41,6
2,8
0,7
11,7
66
Харанорский
Б1
Р
40,5
8,6
0,3
0,3
36,4
2,3
0,5
11,4
67
Райчихинский
Б2
К, O, МСШ, Р
37,5
9,4
0,3
0,3
37,7
2,3
0,6
12,2
68
Райчихинский
Б1
Р, окисленный
47,0
7,9
0,3
0,3
30,4
1,7
0,5
12,2
69
Ургальский
Г
Р
7,5
29,6
0,4
0,4
50,9
3,6
0,6
7,4
70
Липовецкий
Д
Р, СШ
6,0
33,8
0,4
0,4
46,1
3,6
0,5
9,6
71
Сучанский
Г6
Р
5,5
34,0
0,4
0,4
49,8
3,2
0,8
6,3
72
Сучанский
Ж6
Р
5,5
32,1
0,4
0,4
52,7
3,2
0,7
5,4
73
Сучанский
Т
Р
5,0
22,8
0,5
0,5
64,6
2,9
0,8
3,4
74
Подгородненский
Т
Р
4,0
40,3
0,4
0,4
48,7
2,6
0,3
3,7
75
Артемовский
Б3
Р, СШ
24,0
24,3
0,3
0,3
35,7
2,9
0,7
12,1
76
Тавричанский
БЗ
ОМ, СШ
14,0
24,9
0,4
0,4
44,6
3,5
1,3
11,3
77
Реттиховский
Б1
К, Ом, Сш
42,5
17,3
0,2
0,2
27,3
2,3
0,3
10,1
78
Чихезский
Б1
Р
43,0
12,5
0,2
0,2
30,3
2,5
0,4
11,1
79
Бикинский
Б2
Р
37,0
22,1
0,3
0,3
26,8
2,3
0,7
10,8
80
Джебарики-Хаяйский
Д
Р
11,0
11,1
0,2
0,2
60,5
4,2
0,5
12,5
81
Нерюнгринский
СС
Р
9,5
12,7
0,2
0,2
66,1
3,3
0,7
7,5
82
Сангарский
Д
Р
10,0
13,5
0,2
0,2
61,2
4,7
0,8
9,6
83
Чульмаканский
Ж
Р
7,5
23,1
0,3
0,3
59,0
4,1
1,0
5,0
84
Нижне-Аркагалинский
Д
Р
16,5
9,2
0,3
0,3
59,1
4,1
1,0
9,8
85
Верхне-Аркагалинский
Д
Р
19,0
13,0
0,1
0,1
50,1
3,4
0,7
13,7
86
Анадырский
БЗ
Р
21,0
11,9
0,1
0,1
50,1
4,0
0,7
12,2
87
Южно-Сахалинский
Д
Р, ОМ, СШ
11,5
22,1
0,4
0,4
51,5
4,0
1,0
9,5
88
Южно-Сахалинский
Г
Р, КО, МСШ
9,5
12,7
0,5
0,5
63,9
4,7
1,4
7,3
89
Южно-Сахалинский
БЗ
Р
20,0
20,0
0,2
0,2
43,4
3,4
0,8
12,2
Продолжение таблицы 31
№
Уголь
Qpa6
ккал/кг
Qpa6
МДж/кг
Vo
нмЗ/кг
VR02
нмЗ/кг
VoN2 нмЗ/кг
VoН2О
нмЗ/кг
Vor
нмЗ/кг
1
Донецкий
4680
19,60
5,16
0,94
4,08
0,64
5,67
2
Донецкий
4240
17,75
4,78
0,86
3,78
0,63
5,27
3
Донецкий
5260
22,02
5,83
1,05
4,61
0,61
6,28
4
Донецкий
4730
19,80
5,19
0,94
4,11
0,60
5,65
5
Донецкий
4190
17,54
4,66
0,84
3,69
0,53
5,06
6
Донецкий
5780
24,20
6,43
1,19
5,09
0,51
6,79
7
Донецкий
5390
22,57
6,00
1,20
4,75
0,34
6,28
8
Донецкий
6030
25,25
6,64
1,2б
5,25
0,46
6,97
9
Донецкий
4300
18,00
4,77
0,87
3,78
0,51
5,16
10
Кузнецкий
5450
22,82
6,02
1,10
4,77
0,71
6,58
11
Кузнецкий
6240
26,13
6,88
1,24
5,45
0,74
7,42
12
Кузнецкий
5700
23,87
6,26
1,15
4,96
0,62
6,73
13
Кузнецкий
5870
24,58
6,47
1,20
5,12
0,58
6,90
14
Кузнецкий
6250
26,17
6,83
1,28
5,41
0,53
7,23
15
Кузнецкий
5000
20,94
5,47
1,01
4,33
0,51
5,85
16
Грамотеинский
5450
22,82
6,00
1,11
4,75
0.71
6,58
17
Кедровский
6180
25,88
6,81
1,27
5,39
0,63
7,29
18
Краснобродский
5900
24,70
6,54
1,23
5,18
0,56
6,97
19
Томусинский
5390
22,57
6,02
1,11
4,77
0,62
6,50
20
Карагандинский
5090
21,31
5,60
1,03
4,43
0,56
6,02
21
Карагандинский
3880
16,25
4,33
0,79
3,42
0,49
4,71
22
Экибастузский
4000
16,75
4,42
0,82
3,50
0,48
4,79
23
Экибастузский
3790
15,87
4,20
0,77
3,33
0,47
4,56
24
Куучекинский
3910
16,37
4,30
0,80
3,41
0,44
4,65
25
Ленгерский
3850
16,12
4,42
0,85
3,49
0,72
5,06
26
Подмосковный
2490
10,43
2,94
0,55
2,33
0,69
3,57
27
Подмосковный
2220
9,30
2,65
0,50
2,10
0,67
3,27
28
Воркутинский
5650
23,66
6,15
1,12
4,87
0,59
6,58
29
Интинский
4370
18,30
4,88
0,91
3,87
0,57
5,35
30
Волынский
5250
21,98
5,75
1,05
4,55
0,63
6,23
31
Межреченский
5150
21,56
5,66
1,02
4,48
0,59
6,09
32
Бабаевский
2090
8,75
2,64
0,48
2,09
1,01
3,58
33
Кизеловский
4700
19,68
5,34
0,95
4,22
0,56
5,73
34
Кизеловский
3810
15,95
4,20
0,76
3,33
0,47
4,55
35
Челябинский
3330
13,94
3,74
0,70
2,96
0,59
4,26
36
Егоршинский
5350
22,40
5,90
1,13
4,67
0,47
6,27
37
Волчанский
2380
9,97
2,73
0,54
2,16
0,57
3,27
38
Веселовский и
Богословский
2480
10,38
2,86
0,56
2,27
0,60
3,43
39
Ткварчельский
4000
16,75
4,48
0,80
3,55
0,57
4,92
40
Ткибульский
4280
17,92
4,71
0,86
3,73
0,63
5,21
41
Ангренский
3300
13,82
3,81
0,75
3,01
0,71
4,47
42
Кок-Янгакский
5140
21,52
5,67
1,05
4,49
0,63
6,17
43
Таш-Кумырский
4380
18,34
4,87
0,91
3,85
0,62
5,39
44
Сулюктинский
4270
17,88
4,79
0,94
3,79
0,64
5,37
45
Кызыл-Кийский
3770
15,78
4,30
0,83
3,40
0,68
4,92
46
Кара-Кичский
4730
19,80
5,28
1,03
4,18
0,66
5,88
47
Шурабский
3870
16,20
4,47
0,89
3,53
0,68
5,10
48
Шурабский
4120
17,25
4,63
0,89
3,66
0,67
5,23
49
Ирша-Бородинский
3740
15,66
4,24
0,82
3,35
0,81
4,98
50
Назаровский
3110
13,02
3,62
0,70
2,86
0,83
4,40
51
Березовский
3740
15,66
4,26
0,83
3,37
0,81
5,01
52
Боготольский
2820
11.81
3,31
0.64
2.62
0.87
4.13
51
Абанский
3520
14,74
4,03
0,78
3,19
0,80
4,77
54
Итатский
3060
12,81
3,53
0,69
2,79
0,85
4,33
55
Барандатский
3540
14,82
4,06
0,78
3,21
0,85
4,84
56
Минусинский
5030
21,06
5,54
1,03
4,39
0,67
6,09
57
Черемховский
4270
17,88
4,72
0,86
3,74
0,61
5.21
58
Азейский
4140
17,33
4,59
0,86
3,63
0,75
5,25
59
Мугунский
4190
17,54
4,78
0,88
3,79
0,76
5,42
60
Гусиноозерский
3910
16,37
4,39
0,82
3,47
0,72
5,01
61
Холбольджинский
3950
16,54
4,53
0,87
3,58
0,71
5,17
62
Баянгольский
4310
18,05
4,83
0,89
3,82
0,74
5,45
63
Букачачинский
6380
26,71
7,01
1,27
5,54
0,73
7,55
64
Черновский
3460
14,49
4,22
0,80
3,34
0,79
4,94
65
Татауровский
3550
14,86
4,06
0,78
3,21
0,79
4,77
66
Харанорский
2980
12,48
3,48
0,68
2,75
0,81
4,24
67
Райчихинский
3040
12,73
3,56
0,71
2,82
0,78
4,30
68
Райчихинский
2270
9,50
2,76
0,57
2,18
0,82
3,57
69
Ургальский
4790
20,06
5,25
0,95
4,15
0,58
5,68
70
Липовецкий
4360
18,26
4,75
0,86
3,75
0,55
5,17
71
Сучанский
4650
19,47
5,08
0,93
4,02
0,51
5,46
72
Сучанский
4900
20,52
5,37
0,99
4,25
0,51
5,74
71
Сучанский
5790
24,24
6,41
1,21
5,07
0,49
6,77
74.
Подгородненский
4390
18,38
4,91
0,91
3,88
0,42
5,21
75
Артемовский
3180
13,31
3,55
0,67
2,81
0,68
4,15
76
Тавричанский
4080
17,08
4,53
0,84
3,59
0,64
5,06
77
Реттиховский
2400
10,05
2,71
0,51
2,14
0,83
3,48
78
Чихезский
2560
10,72
2,99
0,57
2,37
0,86
3,79
79
Бикинский
2160
9,04
2,64
0,50
2,09
0,76
3,35
80
Джебарики-Хаяйский
5500
23,03
6,08
1,13
4,81
0,70
6,64
81
Нерюнгринский
5895
24,68
6,51
1,23
5,15
0,59
6,97
82
Сангарский
5790
24,24
6,37
1,14
5,04
0,75
6,93
83
Чульмаканский
5550
23,24
6,18
1,10
4,89
0,65
6,64
84
Нижне-Аркагалинский
5480
22,94
6,02
1,10
4,77
0,76
6,63
85
Верхне-Аркагалинский
4420
18,51
4,90
0,94
3,88
0,69
5,51
86
Анадырский
4590
19,22
5,11
0,94
4,04
0,79
5,77
87
Южно-Сахалинский
5470
22,90
5,34
0,96
4,22
0,67
5,86
88
Южно-Сахалинский
6110
25,58
6,70
1,20
5,30
0,75
7,25
89
Южно-Сахалинский
3920
16,41
4,36
0,81
3,45
0,70
4,96
Таблица 32 — РасчетныеМонтаж природного газа различных месторождений
Газопровод
СН4,
%
С2Н6,
%
СЗН8,
%
С4Н10,
%
С5Н12,
%
N2,
%
С02,
%
H2,
%
1
Саратов-Москва
84,5
3,8
1,9
0,9
0,3
7,8
0,8
2
Первомайск-Сторожовка
62,4
3,6
2,6
0,9
0,2
30,2
0,1
3
Саратов-Горький
91,9
2,1
1,3
0,4
0,1
3,0
1,2
4
Ставрополь-Москва (1)
93,8
2,0
0,8
0,3
0,1
2,6
0,4
5
Ставрополь-Москва (2)
92,8
2,8
0,9
0,4
0,1
2,5
0,5
6
Ставрополь-Москва (3)
91,2
3,9
1,2
0,5
0,1
2,6
0,5
7
Серпухов-Ленинград
89,7
5,2
1,7
0,5
0,1
2,7
0,1
8
Гоголево-Полтава
85,8
0,2
0,1
0,1
0,0
13,7
0,1
9
Дашава-Киев
98,9
0,3
0,1
0,1
0,0
0,4
0,2
10
Рудки-Минск-Вильнюс
Рудки-Самбор
95,6
0,7
0,4
0,2
0,2
2,8
0,1
11
Угерско-Стрый
Угерско-Гнездичи-Киев
Угерско-Львов
98,5
0,2
0,1
0,0
0,0
1,0
0,2
12
Брянск-Москва
92,8
3,9
1,1
0,4
0,1
1,6
0,1
13
Шебелинка-Острогожск
Шебелинка-Днепропетровск
Шебелинка-Харьков
92,8
3,9
1,0
0,4
0,3
1,5
0,1
14
Шебелинка-Брянск-Москва
94,1
3,1
0,6
0,2
0,8
1,2
15
Кумертау-Ишимбай-Магнитогорск
81,7
5,3
2,9
0,9
0,3
8,8
0,1
16
Промысловка-Астрахань
97,1
0,3
0,1
0,0
0,0
2,4
0,1
17
Газли-Коган
95,4
2,6
0,3
0,2
0,2
1,1
0,2
18
Хаджи-Абад-Фергана
85,9
6,1
1,5
0,8
0,6
5,0
0,1
19
Джаркак-Ташкент
95,5
2,7
0,4
0,2
0,1
1,0
0,1
20
Газли-Коган-Ташкент
94,0
2,8
0,4
0,3
0,1
2,0
0,4
21
Ставрополь-Невинномыск-Грозный
98,2
0,4
0,1
0,1
0,0
1,0
0,2
22
Карабулак-Грозный
68,5
14,5
7,6
3,5
1,0
3,5
1,4
23
Саушино-Лог-Волгоград
96,1
0,7
0,1
0,1
0,0
2,8
0,2
24
Коробки-Лог-Волгоград
93,2
1,9
0,8
0,3
0,1
3,0
0,7
25
Коробки-Жирное-Камыши
81,5
8,0
4,0
2,3
0,5
3,2
0,5
26
Карадаг-Тбилиси-Ереван
93,9
3,1
1,1
0,3
0,1
1,3
0,2
27
Бухара-Урал
94,9
3,2
0,4
0,1
0,1
0,9
0,4
28
Урицк-Сторожовка
91,9
2,4
1,1
0,8
0,1
3,2
0,5
29
Линево-Кологривовка-Вольск
93,2
2,6
1,2
0,7
2,0
0,3
30
Средняя Азия-Центр
93,8
3,6
0,7
0,2
0,4
0,7
0,6
31
Игрим-Пунга-Серов-НижнийТагил
95,7
1,9
0,5
0,3
0,1
1,3
0,2
32
Оренбург-Совхозное
91,4
4,1
1,9
0,6
0,2
0,7
1,1
Газопровод
Qpa6,
ккал/нмЗ
Qpa6,
МДж/нм
3
Vo
нмЗ/нмЗ
VR02
нмЗ/нмЗ
VoN2
нмЗ/нмЗ
VoH20
нмЗ/нмЗ
Vor
нмЗ/нмЗ
Плотность сухого газа кг/нмЗ
1
Саратов-Москва
8550
35,80
9,52
1,04
7,60
2,10
10,73
0,838
2
Первомайск-Сторожовка
6760
28,30
7,51
0,82
6,24
1,64
8,70
0,954
3
Саратов-Горький
8630
36,13
9,57
1,03
7,59
2,13
10,76
0,785
4
Ставрополь-Москва (1)
8620
36,09
9,58
1,02
7,60
2,14
10,76
0,764
5
Ставрополь-Москва (2)
8730
36,55
9,68
1,04
7,67
2,16
10,86
0,773
6
Ставрополь-Москва (3)
8840
37,01
9,81
1,06
7,78
2,18
11,01
0,786
7
Серпухов-Ленинград
8940
37,43
10,00
1,08
7,93
2,21
11,22
0,796
8
Гоголево-Полтава
7400
30,98
8,26
0,87
6,66
1,86
9,39
0,793
9
Дашава-Киев
8570
35,88
9,52
1,00
7,52
2,15
10,68
0,724
10
Рудки-Минск-Вильнюс
Рудки-Самбор
8480
35,51
9,45
1,00
7,49
2,12
10,62
0,749
11
Угерско-Стрый
Угерско-Гнездичи-Киев
Угерско-Львов
8480
35,51
9,43
0,99
7,46
2,13
10,59
0,725
12
Брянск-Москва
8910
37,31
9,91
1,06
7,84
2,20
11,11
0,772
13
Шебелинка-Острогожск
Шебелинка-Днепропетровск
Шебелинка-Харьков
8910
37,31
9,96
1,07
7,88
2,21
11,16
0,775
14
Шебелинка-Брянск-Москва
9045
37,87
9,98
1,07
7,90
2,22
11,19
0,771
15
Кумертау-Ишимбай-Магнитогорск
8790
36,80
9,74
1,06
7,79
2,13
10,98
0,856
16
Промысловка-Астрахань
8370
35,05
9,32
0,98
7,38
2,11
10,47
0,731
17
Газли-Коган
8740
36,59
9,72
1,04
7,69
2,18
10,91
0,751
18
Хаджи-Абад-Фергана
9160
38,35
10,03
1,09
7,97
2,20
11,26
0,829
19
Джаркак-Ташкент
8760
36,68
9,74
1,04
7,70
2,18
10,92
0,749
20
Газли-Коган -Ташкент
8660
36,26
9,64
1,03
7,64
2,16
10,82
0,761
21
Ставрополь-Невинномыск-Грозный
8510
35,63
9,47
1,00
7,49
2,14
10,63
0,728
22
Карабулак-Грозный
10950
45,85
12,21
1,41
9,68
2,54
13,63
1,027
23
Саушино-Лог-Волгоград
8390
35,13
9,32
0,98
7,39
2,10
10,48
0,739
24
Коробки-Лог-Волгоград
8560
35,84
9,51
1,02
7,54
2,13
10,69
0,769
25
Коробки-Жирное-Камыши
9900
41,45
10,95
1,22
8,68
2,35
12,25
0,893
26
Карадаг-Тбилиси-Ереван
8860
37,10
9,85
1,05
7,79
2,19
11,04
0,765
27
Бухара-Урал
8770
36,72
9,73
1,04
7,70
2,18
10,91
0,753
28
Урицк-Сторожовка
8710
36,47
9,70
1,04
7,69
2,16
10,89
0,784
29
Линево-Кологривовка-Вольск
8840
37,01
9,81
1,05
7,77
2,18
11,00
0,773
30
Средняя Азия-Центр
8970
37,56
9,91
1,07
7,84
2,21
11,11
0,770
31
Игрим-Пунга-Серов-НижнийТагил
8710
36,47
9,68
1,03
7,66
2,17
10,86
0,746
32
Оренбург-Совхозное
9080
38,02
10,05
1,08
7,94
2,23
11,25
0,778
Таблица 33 РасчетныеМонтаж мазута различных классов
Класс мазута
Wpa6
%
Араб
%
Spa6
%
Сраб
%
Нраб
%
Npa6
%
Ораб
%
Qраб
ккал/кг
Qpa6
МДж/кг
Vo
нмЗ/кг
VR02
нмЗ/кг
VoN2
нмЗ/кг
VoH2O
нмЗ/кг
Vor
нмЗ/кг
Малосернистый
3,0
0,05
0,3
84,65
11,7
0,3
9620
40,28
10,63
1,58
8,39
1,51
11,48
Сернистый
3,0
0,10
1,4
83,80
11,2
0,5
9490
39,73
10,45
1,57
8,25
1,45
11,28
Высокосернистый
3,0
0,10
2,8
83,00
10,4
0,7
9260
38,77
10,20
1,57
8,06
1,36
10,99
РасчетныеМонтаж слоевых топок для котлов производительностью ³1кг/с [1].
(Введеныдополнительно, Изм. № 1).
№ п/п
Топливо
Коэффициент избытка воздуха на выходеиз топки ar
Видимое теплонапряжение
Потери тепла
Доля золы уносимой газами aун
Давление воздуха под решеткой Рр,кгс/м2
Температура дутьевого воздуха tВr °C
зеркала горения qFr кВт/м2
объема топки qvr, кВт/м3
от химической неполноты сгорания q3r %
со шлаком q4шл, %
с уносом q4ун, %
суммарная от механического недожога q4r %
1.
Топки с пневматическими забрасывателямии цепными решетками обратного хода
1.1
Каменные угли
типа донецкого, печорского, и др. марокГ, Д, Ж
1.3-1.61)
1390-1750
290-470
до 0.1
2.5
4.5
7.0
15.0
до 50
30
типа сучанского марок Г, Д
1.3-1.61)
1270-1520
290-470
до 0.1
3.0
5.0
8.0
15.0
до 50
30
кузнецкие марок Г, Д
1.3-1.61)
1390-1750
290-470
до 0.1
1.5
2.0-5.02)
4.0-7.02)
15
до 50
30
кузнецкие марок ГСС (выход летучих >20%
1.3-1.61)
1390-1750
290-470
до 0.1
3.0
12.0
15.0
34.0
до 50
30
1.2.
Бурые угли
типа ирша-бородинского
1.3-1.61)
1390-1750
290-470
до 0.1
0.5
4.0
4.5
50.0
до 50
до 200
типа назаровского
1.3-1.61)
1270-1520
290-470
до 0.1
1.0
4.0
5.0
50.0
до 50
до 200
типа азейского
1.3-1.61)
1390-1750
290-470
до 0.1
1.5
4.0
5.5
50.0
до 50
до 200
2.
Топки с пневмомеханическимизабрасывателями и решеткой с поворотными колосниками
2.1.
Донецкий антрацит марок АС, АМ, АО
до 1.6
900-1200
290-470
до 1.0
5.0
6.0
11.0
15.0
до 100
30
2.2.
Каменные угли типа донецкого, печорского и др. марок Г, Д, Ж
до 1.6
900-1200
290-470
до 1.0
4.0
4.0
8.0
15.0
до 100
30
кузнецкие марок Г, Д
до 1.6
900-1200
290-470
до 1.0
3.5
3.0
6.5
20.0
до 100
30
кузнецкие марок ГСС (выход летучих >20%)
до 1.6
900-1200
290-470
до 1.0
4.5
8.0
12.5
20.0
до 100
30
2.3
Бурые угли типа ирша-бородинского
до 1.6
900-1200
290-470
до 1.0
2.0
3.0
5.0
20.0
до 100
до 200
типа назаровского
до 1.6
900-1200
290-470
до 1.0
—
—
—
20.0
до 100
до 200
типа азейского
до 1.6
900-1200
290-470
до 1.0
3.0
3.5
6.5
20.0
до 100
до 200
3
Топки с цепной решеткой прямого хода
3.1
Донецкий антрацит марок АС, АМ, АО
до 1.6
900-1200
290-470
до 1.0
5.0
5.0
10.0
10.0
до 100
30
1) Большее значение – для котлов производительностью менее3 кг/с.
2) Большее значение – для углей марки Г.
Примечания:
1.Применение топокс пневмомеханическими забрасывателями и неподвижной решеткой для вновьпроектируемых котельных допускается для котлов производительностью < 1 кг/с при наличие технико-экономическогообоснования.
2.Для каменныхуглей (кроме марок СС) aун и q4унпропорциональны содержанию в топливе пылевых частиц. В таблице даны величины q4ун присодержании пылевых частиц размером 0-0.09 мм- 2.5%.
3.Значения q4 длятопок с пневмомеханическими забрасывателями при сжигании каменных и бурых углейприведены для рядового топлива с максимальным размером куска 40 мм исодержанием мелочи 0-6.0 мм до 60%.
4.Прихарактеристиках топлива, отличных от указанных в таблице, ar и q4оценивают по опытным данным.
РасчетныеМонтаж шахтных и камерных топок [2].
(Введеныдополнительно, Изм. № 1).
№ п/п
Топливо
Коэффициент избытка воздуха на выходе изтопки ar
Видимое теплонапряжение
Температура дутьевого воздуха tBr°C
зеркала горения qFr, кВт/м2
объема топки qV, кВт/м3
1
2
3
4
5
6
1.
Шахтные топки с наклонной решеткой
1.1.
Торф кусковой
1280
230-350
до 250
,
1.2.
Древесные отходы
580
230-350
до 250
2.
Топки скоростного горения
2.1.
Рубленая щепа
1.2
5800-69601)
230-350
до 250
2.2.
Дробленые отходы и опилки
1.3
2320-46401)
230-350
до 250
3.
Камерные топки (при пылевидном сжиганиис твердым шлакоудалением)
Каменные угли
1.2
255
Бурые угли
1.2
290
Фрезерный торф
1.2
255
Мазут
1.1
405
Природный газ
1.1
405
1) Меньшее значение – для котловпроизводительностью менее 10 т/ч
РасчетныеМонтаж топок с решетками типа РПК [3]
(Введеныдополнительно, Изм. № 1).
Наименование Монтаж
Марка решетки
РПК-1-900-915
РПК-1000/915
РПК-1-1000/915
РПК-1-1000-1220
Видимое теплонапряжение зеркала горения(qF),кВт/м2
700-900
700-900
700-900
700-900
Видимое теплонапряжение объема топки (qv), кВт/м3
230-350
230-350
230-350
230-350
Давление воздуха под решеткой, кгс/м2
80-100
80-100
80-100
80-100
Площадь решетки, м2
0.82
0.91
1.01
1.34
Общиесведения о топочных устройствах для сжигания твердого топлива
(Введеныдополнительно, Изм. № 1).
Тип топки
Тип решетки
Общие сведения
С ручным забором топлива
РПК
Предназначена для установки в малых паровых и водогрейных котлахдля слоевого сжигания каменных, бурых углей и антрацитов марок АМ и АС.
С пневматическими забрасывателями и колосниковой решеткой
ЗП-РПК
Предназначены для установки в небольших паровых котлах длясжигания грохоченных и рядовых каменных и бурых углей, а также антрацитовмарок АМ и АС. Содержание мелочи (0-6 мм) в угле не должно превышать 60%.
С пневматическими забрасывателями и цепной решеткой прямого хода
ТЧ
Предназначена для сжигания грохоченных антрацитов марок АМ и АС.
С пневматическими забрасывателями и цепной решеткой обратногохода
ТЛЗМ
Для котлов относительно небольшой теплопроизводительности.
ТЧЗ
Для более мощных котлов.
Используется неравномерность распределения топлива по длинеполотна при подаче его пневмомеханическим ротационным забрасывателем: кускитоплива, пролетая через все топочное пространство
Техническаяхарактеристика котлов КЕ-14С [3]
(Введеныдополнительно, Изм. № 1).
Наименование Монтаж
Марка котла
КЕ-2.5-14С
КЕ-4-14С
КЕ-6.5-14С
КЕ-10-14С
КЕ-25-14С
Производительность, т/ч
2.5
4.0
6.5
10.0
25
Давление, кгс/см2
14
14
14
14
14
Температура пара, °Снасыщенного
194
194
194
194
194
КПД котла (при сжигании каменных углей)
81-83
81-83
81-83
81-83
87
Тип топочного устройства
ЗП-РПК-2 1800/1525
ТЛЗМ-1870/2400
ТЛЗМ-1870/3000
ТЛЗМ-2700/3000
ТЧЗ-2700/5600
Площадь зеркала горения, м2
2.75
3.3
4.4
6.4
13.4
Размерытопочной камеры:
ширина, мм
2270
2270
2270
2874
2730
глубина, мм
1690
1690
1690
2105
объем, м3
61.67
Техническаяхарактеристика котла Е-1/9-1М [3]
(Введеныдополнительно, Изм. № 1).
Наименование
Показатель
Номинальная паропроизводительность, т/ч
1.0
Давление пара, кгс/см2
9.0
КПД котла, %
80-81
Объем топочного пространства, м3
2.2.
Техническаяхарактеристика котлов ДЕ-14-ГМ [3]
(Введеныдополнительно, Изм. № 1).
Наименование Монтаж
Марка котлов
ДЕ-4-14ГМ
ДЕ-6.5-14ГМ
ДЕ-10-14ГМ
ДЕ-16-14ГМ
ДЕ-25-14ГМ
Мазут
Газ
Мазут
Газ
Мазут
Газ
Мазут
Газ
Мазут
Газ
Производительность, т/ч
4.14
6.73
10.35
16.56
26.88
Давление, кгс/см2
14
14
14
14
14
Температура пара, °Снасыщенного
194
194
194
194
194
КПД котла %
89
91
89
91
89
92
90
92
91
93
Тип топочного устройства
Горелки ГМ-2.5
Горелки ГМ-4.5
Горелки ГМ-7
Горелки ГМ-10
Горелки ГМП-16
Объем топочной камеры, м3
8.01
11.20
17.14
22.5
29.0
Коэффициент избытка воздуха на выходе изтопки ar
1.1
1.05
1.1
1.05
1.1
1.05
1.1
1.05
1.1
1.05
Видимое теплонапряжение топочного объемаqv, кВт/м3
385
380
445
440
440
435
540
535
645
640
Температура воды на выходе изэкономайзера, °С
147
142
143
139
133
130
143
138
152
145
Температура газов за экономайзером, °С
192
156
191
155
172
143
194
157
172
140
Техническаяхарактеристика котлов КВ-ГМ [3]
(Введеныдополнительно, Изм. № 1).
Наименование Монтаж
Марка котла
КВ-ГМ-4
КВ-ГМ-6.5
КВ-ГМ-10
КВ-ГМ-20
Мазут
Газ
Мазут
Газ
Мазут
Газ
Мазут
Газ
Производительность, Гкал/ч
4.0
6.5
10.0
20.0
Расход топлива, м3/ч, кг/ч
500
515
800
830
1220
1260
2450
2520
Температура уходящих газов, °С
245
150
245
153
230
185
242
190
КПД котла, %
86
90
87
91
88
92
88
92
Размеры топочной камеры:
ширина, мм
2040
2040
2580
2580
глубина, мм
2496
3520
3904
6384
Техническая характеристикакотлов КВ-ТС со слоевым сжиганием твердого топлива [3]
(Введеныдополнительно, Изм. № 1).
Наименование Монтаж
Марка котла
КВ-ТС-4.0
КВ-ТС-6.5
КВ-ТС-10
КВ-ТС-20
КВ-ТС-10 с воздухоподогревателем
КВ-ТС-20 с воздухоподогревателем
Производительность, Гкал/ч
4.0
6.5
10.0
20.0
10.0
20.0
КПД котла, %
81-82
81-82
81-82
81-82
82-83
82-83
Температура уходящих газов, °С
225
225
220
230
205
218
Объем топочной камеры, м3
16.3
22.7
38.5
61.6
38.5
61.6
Температура горячего воздуха, °С
—
—
—
—
210
226
Длина цепной решетки, мм
3000
4000
4000
6500
4000
6500
Ширина цепной решетки, мм
1870
1870
2700
2700
2700
2700
Присосы воздуха в котлах исистемах пылеприготовления на номинальной нагрузке [1]
А. Присосы воздуха по газовому трактукотла
(Введеныдополнительно, Изм. № 1).
Элементы газового тракта котла
Величина
Топочные камеры пылеугольных и газомазутных котлов
Газоплотные
0.02
С металлической обшивкой труб экрана
0.05
С обмуровкой и металлической обшивкой
0.07
С обмуровкой без обшивки
0.10
Топочные камеры слоевых топок
Механические и полумеханические
0.10
Ручные
0.30
Газоходы конвективных поверхностей нагрева
Газоплотный газоход от топки до воздухоподогревателя (величинаприсоса распределяется равномерно по расположенным в газоходе поверхностямнагрева)
0.02
Негазоплотные газопроводы:
Фестон, ширмовый перегреватель
0
Первый котельный пучок котловпроизводительностью £50 кг/с
0.05
Второй котельный пучок котловпроизводительностью £50 кг/с
0.10
Первичный перегреватель
0.03
Промежуточный перегреватель
0.03
Переходная зона прямоточного котла
0.03
Экономайзер котлов производительностью >50 кг/с(каждая ступень)
0.02
Экономайзер котлов производительностью £50кг/с (каждая ступень)
Стальной
0.08
Чугунный с обшивкой
0.10
Чугунный без обшивки
0.20
Трубчатые воздухонагреватели
Котлов производительностью >50 кг/с(каждая ступень)
0.03
Котлов производительностью £50кг/с (каждая ступень)
0.06
Регенеративные воздухоподогреватели (вместе «горячая» и«холодная» набивки)
Котлов производительностью >50 кг/с(каждая ступень)
0.15
Котлов производительностью £50кг/с (каждая ступень)
0.20
Пластинчатые воздухоподогреватели(каждая ступень)
0.10
Золоуловители
Электрофильтры
Котлов производительностью >50 кг/с(каждая ступень)
0.10
Котлов производительностью £50кг/с (каждая ступень)
0.15
Циклонные и батарейные
0.05
Скрубберы
0.05
Газоходы за котлом
Стальные (каждые 10 п.м.)
0.01
Кирпичные борова (каждые 10 п.м.)
0.05
Б.Присосы воздуха в системы пылеприготовления
(Введеныдополнительно, Изм. № 1).
С бункером пыли под разрежением
Среднее значение Daпп
С горячим вдуванием пыли в топку
при работе под разрежением
среднее значение Daпп
при работе под давлением
среднее значение Daпп
С шаровыми барабанными мельницами присушке горячим воздухом
0.10
С молотковыми мельницами
0.04
С молотковыми мельницами
0.00
С шаровыми барабанными мельницами присушке смесью воздуха и дымовых газов
0.12
Со среднеходными мельницами
0.04
Со среднеходными мельницами
0.00
С молотковыми мельницами при сушкесмесью воздуха и дымовых газов
0.06
С мельницами-вентиляторами и устройствомнисходящей сушки
0.20-0.251)
Со среднеходными мельницами
0.06
1)Верхний предел для высоковлажных топлив
РасчетныеМонтаж жидких топлив [1]
(Введеныдополнительно, Изм. № 1).
№ п/п
Марка топлива
Класс
Рабочая масса топлива, состав, %
Низшая теплота сгорания
Предельные значения, %
Сr
Нr
Nr
Or
средняя
минимальная
Sr
МДж/кг
Ккал/кг
МДж/кг
Ккал/кг
1
Мазут 40 и 100
Низкосернистый
0.15
0.03
0.39
87.33
11.90
0.201)
41.68
9955
40.82
9749
1.0
0.14
0.5
2
Мазут 40 и 100
Малосернистый
0.20
0.03
0.85
86.58
12.04
0.301)
40.53
9680
39.21
9365
1.0
0.14
1.0
3
Мазут 40 и 100
Сернистый
0.49
0.05
1.80
85.71
11.45
0.501)
39.57
9451
38.29
9145
1.0
0.14
2.0
4
Мазут 40 и 100
Высокосернистый
1.00
0.06
2.55
85.04
10.64
0.711)
39.06
9329
37.57
8973
1.0
0.14
3.5
РасчетныеМонтаж твердых топлив [1]
(Введеныдополнительно, Изм. № 1).
№ п/п
Бассейн, месторождение
Марка
Класс или продукт обогащения
Рабочая масса топлива, состав, %
Низшая теплота сгорания
Выход летучих
Сr
Нr
Nr
Or
МДж/кг
Ккал/кг
Vdaf,%
Эстония
142
Эстон-сланец Россия
сланец
0-300 мм
12.0
44.4+16.72)
1.0
0.4
19.9
2.6
0.1
2.9
9.00
2150
90.0
143
Ленинград-сланец
сланец
0-300 мм
11.0
48.2+17.42)
1.0
0.3
17.3
2.2
0.1
2.5
7.66
1830
85.9
144
Кашпирское
сланец
0-300 мм
14.0
58.9+8.32)
1.2
1.2
10.9
1.4
0.3
3.8
4.60
1100
80.0
145
Коцебинское и Перелюбское1)Украина
сланец
пласт 1
35.0
32.5+8.52)
0.6
1.7
15.6
1.9
0.2
4.0
6.30
1500
87.8
146
Болтышское1)
сланец
—
32.0
45.7+1.42)
0.6
0.3
13.5
1.9
0.3
4.3
5.74
1370
81.0
147
Росторф
фрезторф
—
50.0
6.3
0.1
24.7
2.6
1.1
15.2
8.12
1940
70.0
1) Месторождение не разрабатывается, Монтаж топливаприведены по анализам геологических проб.
2)Первое слагаемое – зола, второе – диоксид углерода карбонатов.
Объемывоздуха и продуктов сгорания твердых и жидких топлив [1]
(Введеныдополнительно, Изм. № 1).
№ п/п
Бассейн, месторождение
Марка
Класс или продукт обогащения
м3/кг при a=1, t=0°С и r=101.3 кПа
142
Эстон-сланец
сланец
0-300 мм
2.41
0.38
1.90
0.48
2.76
143
Ленинград-сланец
сланец
0-300 мм
2.08
0.33
1.65
0.41
2.39
144
Кашпирское
сланец
0-300 мм
1.29
0.22
1.02
0.35
1.59
145
Коцебинское и Перелюбское
сланец
пласт 1
1.83
0.31
1.45
0.67
2.43
146
Болтышское1)
сланец
—
1.59
0.26
1.26
0.63
2.15
147
Росторф (фрезторф)
торф
—
2.38
0.46
1.89
0.95
3.30
Жидкие топлива
1
Мазут
40 и 100
Низкосернистый
10.92
1.63
8.63
1.50
11.76
2
Мазут
40 и 100
Малосернистый
10.91
1.62
8.62
1.52
11.76
3
Мазут
40 и 100
Сернистый
10.70
1.61
8.45
1.45
11.51
4
Мазут
40 и 100
Высокосернистый
10.44
1.61
8.25
1.36
11.22
1) Месторождение не разрабатывается, Монтаж топливаприведены по анализам геологических проб.
[1] Температура 273 К идавление 101,3 кПа.
[2]
[3]
Услуги по монтажу отопления водоснабжения
ООО ДИЗАЙН ПРЕСТИЖ 8(495)744-67-74
Кроме быстрого и качественного ремонта труб отопления, оказываем профессиональный монтаж систем отопления под ключ. На нашей странице по тематике отопления > resant.ru/otoplenie-doma.html < можно посмотреть и ознакомиться с примерами наших работ. Но более точно, по стоимости работ и оборудования лучше уточнить у инженера.
Для связи используйте контактный телефон ООО ДИЗАЙН ПРЕСТИЖ 8(495) 744-67-74, на который можно звонить круглосуточно.
Отопление от ООО ДИЗАЙН ПРЕСТИЖ Вид: водяное тут > /otoplenie-dachi.html
Обратите внимание
Наша компания ООО ДИЗАЙН ПРЕСТИЖ входит в состав некоммерческой организации АНО МЕЖРЕГИОНАЛЬНАЯ КОЛЛЕГИЯ СУДЕБНЫХ ЭКСПЕРТОВ. Мы так же оказываем услуги по независимой строительной технической экспертизе.