Разрешенные выбросы загрязняющих веществ, тн
по котлам дквр  10 — 13.

МЕСЯЦ

ВСЕГО

МАЗУТНАЯ ЗОЛА

СЕРНИСТЫЙ
АНГИДРИД

ДВУОКИСЬ
АЗОТА

ОКИСЬ
УГЛЕРОДА

январь

69.81

0.333

55.092

11.138

3.247

февраль

57.754

0.264

45.306

9.282

2.902

март

45.488

0.215

35.520

7.426

2.327

апрель

32.317

0.159

26.458

4.332

1.368

май

28.227

0.14

23.196

3.713

1.178

июнь

—

—

—

—

июль

—

—

—

—

август

—

—

—

—

сентябрь

8.215

0.039

6.527

1.238

0.411

октябрь

42.162

0.205

33.826

6.188

1.943

ноябрь

46.255

0.225

37.088

6.807

2.135

декабрь

78.991

0.380

63.186

11.756

3.669

год

409.22

1.960

326.199

61.880

19.180

Расчетные
данные: А^р
= 0.015 % , S^р = 1.07 % , Q_н = 9708 ккал/кг, W^р
= 1.41 % , O^p = 0.2 % , C^p = 83.8 % , N^г =
0.31 % .

Тепловые
потери: q₂
и q₅ ( данные приводятся выше )

Расчеты
массовых выбросов СО и БП не производились из — за отсутствия данных q₃ и q₄
( СО ), а так же из — за нецелесообразности расчета массовых выбросов БП, 
ввиду ничтожно малых объемов его выброса и отсутствия необходимых данных для
расчета.    

Расчеты
производятся для:

a). 3 котла ДКВР 10-13;

b). 1 котел ПТВМ — 30, согласно схеме подключения к одной дымовой трубе;

c). В целом по котельной.

 М_тв=
0.01 ´
В ´
( а_ун ´ А^р q₄ ´ Q_н / 32680 ) =

a). 0.01 ´ 558.3 ´ 0.015 = 0.08 г/с;

b). 0.01 ´ 625 ´ 0.015 = 0.09375 г/с;

c). 0.01 ´ 29026 ´ 0.015 = 4.35 т/год,  где :

— В — расход
натурального топлива на парогенераторы, г/с; 

— А^р —
зольность топлива на рабочую массу, %;

— а_ун
— доля золовых частиц и недожога, уносимых из котла = 1.00;

— q₄ —
потери теплоты с уносом от механической неполноты сгорания топлива, %;

— Q_н —
теплота сгорания топлива на рабочую массу, кДж / кг.

Количество
окислов серы, поступающих в атмосферу с дымовыми газами в пересчете на SO₂,
г/с

Мso₂ = 0.02 ´ В ´ S^p ´ ( 1 — hso₂  ) =

a). 0.02 ´ 558.3 ´ 1.07 ´ ( 1- 0.02 ) = 11.7 г/с;

b). 0.02 ´ 625 ´ 1.07 ´ ( 1 — 0.02 ) = 13.1 г/с;

c). 0.02 ´ 29026 ´ 1.07 ´ ( 1 — 0.02 ) = 608.733
т/год, где:

— В — расход
натурального топлива на парогенераторы, г/с;

— S^p —
содержание серы в топливе на рабочую массу, % ;

      — hso₂  — доля окислов серы, связываемых летучей золой в
газоходах парогенераторов, зависит от зольности топлива и содержания окиси
кальция в летучей золе = 0.02 .

Количество
окислов ванадия для котлов, сжигающих жидкое топливо, в пересчете на пятиокись
ванадия ( V₂O₅ ), г/с.

Мv₂o₅
= 10^-6  ´ Gv₂o₅ ´ B ´ ( 1 — h_ос ) = 

Gv₂o₅
= 4000 ´ А^р = 0.015 ´ 4000 = 60

a). 10^-6 ´ 60 ´ 558.3 ´ ( 1 — 0.05 ) = 0.03182 г/с;

b). 10^-6 ´ 60 ´ 625 ´ ( 1 — 0.05 ) = 0.03562 г/с;

c). 10^-6 ´ 60 ´ 29026 ´ ( 1 — 0.05 ) = 1.65 т/год, где:

— В — расход
натурального топлива на парогенераторы, г/с;

— Gv₂o₅
— содержание окислов ванадия в жидком топливе в пересчете на V₂O₅,
г/т;

— h_ос  — коэффициент оседания
окислов ванадия на поверхностях парогенераторов = 0.05;

Количество
окислов азота  поступающих в атмосферу с дымовыми газами в пересчете на NO₂,
г/с

МNO₂ = 0.001 ´ В ´ Q_н  ´ КNO₂  ´ ( 1 — m ) ´ ( 1 — 0.01 ´ q₄ )

a).0.001 ´ 558.3 ´ 40.6 ´ 0.08 = 1.8 г/с;

b).0.001 ´ 625 ´ 40.6 ´ 0.08 = 2.03 г/с;

c). 0.001 ´ 29026 ´ 40.6 ´ 0.08 = 94.276, где:

— Q_н —
теплота сгорания натурального топлива, МДж / кг;

— КNO₂  — количество окислов азота,
образующихся на 1 ГДж тепла, =  0.08 кг/ГДж;

— m — коэффициент, учитывающий
степень снижения выбросов азота в результате применения технических решений. В
настоящее время для малых котлов = 1

В настоящее время
минимальная высота дымовой трубы, при которой обеспечивается значение
максимальной приземной концентрации вредного вещества С_м, равное
предельно допустимой концентрации ( ПДК ) для нескольких труб одинаковой высоты
при наличии фоновой загрязненности С_ф от других источников, рассчитывается
по формуле 1

1).          H=, где :

— А —
коэффициент, зависящий от температурной стратификации атмосферы для
неблагоприятных метеорологических условий ( НМУ ), определяющий условия горизонтального
и вертикального рассеивания вредных веществ в атмосферном воздухе, с^2/3
´ мг ´ К^1/3 / г ;

— F —
безразмерный коэффициент, учитывающий скорость оседания вредных веществ в
атмосферном воздухе; значение безразмерного коэффициента F = 1 т.к. скорость
упорядоченного оседания газообразных вредных веществ и мелкодисперсных
аэрозолей практически равна нулю;

— М — масса
вредного вещества, выбрасываемого  в атмосферу в единицу времени;

— m и n —
безразмерные коэффициенты, учитывающие условия выхода газов из дымовой трубы;

— h — безразмерный коэффициент,
учитывающий влияние рельефа местности; в случае ровной или слабопересеченной
местности с перепадом высот, не превышающим 50 м на 1 км, h = 1;

— N — число
одинаковых дымовых труб;

— V₁ —
объем дымовых газов приходящийся на дымовые трубы, м³ / с;

— DТ = Т_г — Т_в
— разность температур выбрасываемых дымовых газов Т_г и окружающего
атмосферного воздуха Т_в, К. Т_в — температура окружающего
атмосферного воздуха равная средней максимальной температуре наружного воздуха
наиболее жаркого месяца, для г. Иркутска = 27 ⁰С; 

— п д к —
предельно допустимая концентрация вещества, лимитирующего чистоту воздушного
бассейна, мг/м³. Так ПДКSO₂ = 0.5 мг/м³, а ПДКNO₂ = 0.085 мг/м³ .

При выбросе
сернистого ангидрида и двуокиси серы учитывается их совместное действие на
атмосферу. В этом случае выброс приводится к выбросу по сернистому ангидриду по
выражению : М = МSO₂ 5.88 ´ МNO₂

и, таким образом
формула 1), для определения высоты дымовой трубы, принимает следующий
вид:

      2).
 H=,

Для определения
коэффициентов и значений, используемых в формуле 2), необходимо произвести
расчет теоретически необходимого для полного сгорания топлива воздуха ( V₀
), теоретического объема азота ( VN₂ ), объема трехатомных газов ( VRO₂ ), теоретического объема водяных
паров ( VH₂O ) исходя из того, что к
одной дымовой трубе подключены 3 котла ДКВР 10-13 и   1 котел ПТВМ — 30.

· V⁰ = 0.0889 ( С^р
0.375 ´ S^p ) 0.265 ´ H^p — 0.0333 ´  O^p = 0.0889 ´ ( 83.8 0.375 ´ 1.07 ) 0.265 ´ 11.2 — 0.0333 ´ 0.2 = 10.44 м³ /
кг

· VN₂ = 0.79 ´ V⁰ 0.8 ´ ( N^p / 100 ) =
0.79 ´
10.44 0.8 ´ ( 0.31 / 100 ) = 8.25 м³ / кг

· VRO₂ = 1.866 ´ (( C^p 0.375 ´ S^p ) / 100 ) =
1.866 ´
(( 83.8 0.375 ´ 1.07 ) / 100 ) = 1.571 м³ / кг

· VH₂O = 0.111 ´ H^p 0.0124 W^p
0.0161 V⁰ = 0.111 ´ 11.2 0.0124 ´ 1.41 0.0161 ´ 10.44 = 1.43 м³ /
кг

Расчет объема
дымовых газов при a > 1 ( т.к. у ДКВР 10 -13 a = 1.7, а у ПТВМ — 30 — a = 1.2 ) определяется по
формуле:

· V_г = VRO₂ VN₂ VH₂O (a — 1 ) ´ V⁰ 0.0161 (a — 1 ) ´ V⁰.

Для котлов ДКВР
10 — 13:

· V_г = 1.571 8.25
1.43 ( 1.7 -1 ) ´ 10.44 0.0161 ´ ( 1.7 — 1 ) ´ 10.44 = 18.7 м³ /
кг.

Для котлов ПТВМ —
30:

· V_г = 1.571 8.25
1.43 ( 1.2 -1 ) ´ 10.44 0.0161 ´ ( 1.2 — 1 ) ´ 10.44 = 13.5 м³ /
кг.

Расчет объема
дымовых газов, выбрасываемых в атмосферу, определяется по формуле :

· V₁ = B ´ ( 1 — 0.01 ´ q₄ ) ´ V_г ´ ( Т_г / 273 ) = В_р
´ V_г ´ ( Т_г / 273 ).

Для котлов ДКВР
10-13:

· V_д = 0.5583 ´ 18.7 ´ ( 467 / 273 ) = 17.86 м³
/ кг.

Для котлов ПТВМ —
30:

· V_п = 0.625 ´ 13.5 ´ ( 473 / 273 ) = 14.62 м³
/ кг.

По данным,
полученным из предыдущей формулы, считается температура газов в устье дымовой
трубы:

· Т_г = (V_д
´ T_д V_п
´ Т_п ) / ( V_д
V_п ) = ( 17.86 ´ 467 14.62 ´ 473 ) / ( 17.86 14.62 ) =
469.7 К » 197 ⁰С;

Разность
температур выбрасываемых дымовых газов Т_г и окружающего атмосферного
воздуха Т_в, К.

· DТ = Т_г  — Т_в
= 197 — 27 = 170.

Т_в —
температура окружающего атмосферного воздуха равная средней максимальной
температуре наружного воздуха наиболее жаркого месяца, для г. Иркутска = 27 ⁰С; 

Средняя скорость
дымовых газов в устье дымовой трубы, м/с;

· w₀ = ( 4 ´ ( В_р ´ V_г[1] В_р ´ V_г[2] ) ´ Т_г ) / p ´ D² ´ 273 = ( 4 ´ ( 0.5583 ´ 18.7 0.625 ´ 13.5 ) ´ 470 ) / 3.14 ´ 1.8² ´ 273 = 12.8 м/с;

Безразмерные
коэффициенты m и n определяются в зависимости от параметров f и n_м :

· f = 1000 ´ ((w² ´ D ) / ( H² ´ DT )) = 1000 ´ (( 12.8² ´ 1.8 ) / ( 45² ´ 170 ) = 0.8566, где:

— w² — средняя скорость дымовых газов в
устье дымовой трубы, м/с ;

— D — диаметр
устья дымовой трубы, м.

· n_м = 0.65 ´= 0.65 ´= 3.23 Þ n = 1

Коэффициент m
определяется в зависимости от f по формуле:

· m =  = 0.92 .

Коэффициент n
в случае если n_м³ 2 , равен 1.

Т.о., подставляя
найденные значения в формулу 2), получим следующие результаты:

· H== 44.6 м

Одним из основных
источников загрязнения воздушного бассейна городов России являются топочные
устройства ТЭЦ, технологических котельных и печей, сжигающих газовое, жидкое и
твердое топливо. Их газовые выбросы характеризуются большими объемами, сильной
запыленностью, невысокими температурами, содержанием сажи, оксидов углерода,
азота, серы, ванадия и других. Установка каталитических фильтров в этих случаях
технически и экономически нецелесообразна. В этом случае, на наш взгляд
необходим другой подход. Он состоит в том, что в топочное устройство
непосредственно с топливом вводятся микроскопические количества КАГТ — ультрадисперсных
каталитических материалов ( УДКМ ), прошедших предварительную специальную
обработку. УДКМ, благодаря очень малым размерам частиц ) менее 0.01 мкм ),
большой удельной поверхности (50 — 500 м² / г ) и особому фазовому
состоянию, обладают высокими каталитическими и химическими свойствами. Введение
в топливо КАГТ позволит иметь в каждой капле распыленного топлива и в каждой
точке топочного устройства большое количество каталитически и химически
активных частиц УДКМ и даст возможность с самого начала управлять механизмами
горения топлива, а так же образования и ликвидации вредных веществ. Применение
КАГТ обеспечит более полное сгорание топлива, позволит реализовывать
взаимодействие между собой различных вредных соединений с образованием
безвредных или значительно менее вредных веществ, что в обычных условиях
неосуществимо. Так в присутствии КАГТ возможно взаимодействие между собой
оксидов углерода и азота с образованием безвредных углекислого газа и
молекулярного азота. Выполнив свою каталитическую роль КАГТ будет связывать
окислы серы с образованием значительно менее вредных сульфатов металлов.

Данный подход
может быть применен и для ликвидации вредных веществ топочными устройствами
ТЭЦ, котельных установок и технологических печей работающих на угле и газе.

В таблице 1.
приведены расчетные значения дополнительных тепловых эффектов от сгорания  (
взаимодействия ) вредных веществ в топочных устройствах в присутствии КАГТ в
пересчете на теплотворную способность мазутного топлива марки М-100.

Таблица 1.

РЕАКЦИИ

ТЕПЛОВОЙ
ЭФФЕКТ РЕАКЦИИ В ПЕРЕСЧЕТЕ НА МАЗУТ

 МАРКИ М
— 100

1. С 0.5 О₂ =
СО

1 т. С  эквивалентна 0.24 т. М-100

2. СО 0.5 О₂ =
СО₂

1 т. СО  эквивалентна  0.58 т.
М-100

3. С О₂ = СО₂

1 т. С  эквивалентна 0.82 т. М-100

4. СО 2NО = N₂О
СО₂

5.СО N₂О = N₂
СО₂

6. 2СО 2NO = N₂
2 CO₂

1 т. СО 1.1 т NO эквивалентна
0.33 т. М-100

7. SO₂  О₂
Ме = МеSO₄

где Ме — Fe, Ni, Cu, Al, Ca
и др.

В таблице 2.
приведены расчетные значения содержания вредных веществ в промвыбросах
котельных установок ряда предприятий г. Томска, а также расчетные значения
экономии топлива за счет применения КАГТ.

Таблица 2.

ПРЕДПРИЯТИЯ

РАСХОД

МАЗУТА

ВЫБРОСЫ
ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ,

всего т.
/ на 1 т. мазута, кг

РАСЧЕТНАЯ
ЭКОНОМИЯ

М-100,
т/год

С

СО

No_x

SO₂

ТОПЛИВА, т/ %

Завод ДСП

16558

16.56

1.0

215.8

13.03

53.38

3.22

279.1

16.85

217.7
/ 1.3

ТЗРО

21000

9.00

0.428

275.1

13.1

91.67

4.365

526.0

25.40

312.9
/ 1.5

Сибкабель

2500

0.875

0.35

32.5

13.0

11.13

4.45

58.8

23.52

36.2
/ 1.45

Это расчетные
данные для условий, когда осуществляется качественное распыление топлива и
выдерживается оптимальное соотношение воздух / топливо. При реальных условиях
эксплуатации эти выбросы ( особенно сажи и окиси углерода ) могут быть
значительно выше. Следовательно выше будет и экономия топлива.

В настоящее время
плановые платежи в местный бюджет за природопользование составляют около одного
процента от стоимости 1 тонны топлива. Таким образом, в идеальном случае
применение КАГТ даст потребителю экономии. с каждой тонны топлива около 2.5 %.

Следует также
иметь ввиду, что плановые платежи за природопользование растут из года в год.
Например, в г. Томске эти платежи по сравнению с 1993 г. возросли в 1994 г. в
10 раз, а в 1995 — в 17 раз.

Проведем оценку
удорожания одной тонны топлива за счет применения КАГТ. Как видно из таблицы 3,
удорожание 1 т. топлива составляет менее 2 %  при соотношениях мазут / КАГТ
более 20 т. / кг

Таблица 3.

СООТНОШЕНИЕ МАЗУТ / КАГТ,

 т / кг

ЦЕНА

 ЗА
1 кг. КАГТ,

тыс.
руб.

ЦЕНА

ЗА
1 т. ТОПЛИВА,

тыс.руб.

УДОРОЖАНИЕ

1 т. ТОПЛИВА,

%

10
: 1

100.0

300.0

3.33

20
: 1

100.0

300.0

1.67

30
: 1

100.0

300.0

1.11

40
: 1

100.0

300.0

0.83

50
: 1

100.0

300.0

0.67

Введение КАГТ в
топливо не потребует от потребителя дополнительных затрат на переделку
имеющегося оборудования. КАГТ представляет из себя пастообразную суспензию,
которая долго хранится ( не менее года ) и достаточно быстро и равномерно “
растворяется         “ при перемешивании в больших объемах топлива. Как
правило, топливо приходит потребителю в цистернах ( железнодорожных  или 
автомобильных  )  и  перед перекачкой         ( сливом ) в резервуары
подвергается в течении 4 — 10 часов интенсивному прогреву и перемешиванию
водяным паром. Ввод КАГТ в цистерны на этой стадии позволит достаточно хорошо
смешать его с топливом. Из резервуаров топливо поступает в топочное устройство
с помощью топливного насоса. Однако до топочного устройства доходит только
часть топлива, большая его часть через        “ оборотку “ постоянно
возвращается в резервуар и таким образом осуществляется постоянное
дополнительное смещение КАГТ с топливом.

Имеющийся задел по работе :

К настоящему
времени проведены испытания опытных образцов КАГТ на технологической котельной
АО “ Сибкабель “    ( котлы ДЕ — 10 ), работающей на мазутном топливе, которые
показали принципиальную возможность ликвидации вредных веществ в газовых
выбросах.

Получен патент
Российской Федерации № 2022524 от 15. 08. 94 г. “ Способ получения катализатора
для очистки отходящих газов технологических процессов и выхлопных газов
автотранспорта “.

Далее приведена
оценка эффективности применения КАГТ для РК “ Свердловская “, работающей на
мазуте. Данные по эффективности и стоимости КАГТ взяты по информации разработчиков
данного катализатора. Расчеты производились на минимальную экономию топлива (
1.3 % )

1. Годовой расход топлива по
котельной за 1996 г. составил: 29026 тонн мазута.

2. При средней минимальной
стоимости мазута 500 тыс. руб./т. годовые затраты на топливо:

U_т = В_год
´ Ц_т = 0.5 ´ 29026 = 14513 млн. руб. /
год

3. Экономия стоимости мазута
составит:

Э_м = DВ ´ Ц_м = 377.3 ´ 0.5 = 188.669 млн. руб.

4. Снижение вредных выбросов за
счет уменьшения расход топлива составит:

DМ_тв = 0.01 ´ DВ ´ ( 1 ´ 0.015 ) = 0.05 т/год

DМSO₂ = 0.02 ´ 377.3 ´ 1.07 ´ ( 1 — 0.02 ) = 8 т/год

DМV₂O₅ = 10^-6 ´ 4000 ´ 0.015 ´ 377.3 = 0.02 т/год

DМNO₂ = 0.001 ´ 40.6 ´ 377.3 ´ 0.08 = 1.2 т/год

5. Удельная плата за выбросы 1
т вредных веществ:

Ц NO₂ = 14525 руб./т

Ц SO₂ = 11550 руб./т

6. Расчетная годовая плата за
выбросы вредных веществ при работе котельной на мазуте по составляющим:

U_тв= 0.0066
т/ч ´
6600 ´
8.52 ´
11500 ´
10^-9=4.26 млн. руб.

U NO₂ = 0.0143 ´ 6600 ´ 8.52 ´ 14525 =11.6 млн. руб.

U SO₂ = 0.09 ´ 6600 ´ 8.52 ´ 11550 ´ 10^-9 = 58.2 млн.
руб.

7. Суммарная плата за выбросы

U_вр= U_тв
U NO₂
U SO₂ = 74.06 млн. руб.

8. Суммарные годовые издержки
на топливо и плату за выбросы

U_сум=
74.06 14513=14587.06

Экономия затрат
при применении КАГТ

9. Затраты на КАГТ

U_к=29026
´ 0.01 ´ 200000=58.52

10. Экономия мазута за счет
более полного его сгорания составит:

DВ_к = 0.013 ´ В_г = 0.013 ´ 29026 = 377.3 т/год

11. Экономия топлива при
повышении к.п.д. котельной  до 92% за счет снижения температуры уходящих газов
при снижении концентрации окислов серы в дымовых газах. Приблизительный к.п.д.
котельной 89%

DВ_кпд=29026-29026 ´ ( 0.89 / 0.92 ) =421.26
т/год

12.
Экономия затрат
на топливо

DU_т= ( 377.3
421.26) ´ 0.5 =399.28 млн. руб.

13.
Экономия платы
за выбросы при снижении выбросов на 60%

DU_выбр.= 0.6 ´ U_вр =  0.6 ´ 74.06 = 44.436 млн. руб.

14.
Суммарная
экономия издержек.

DU=DU_т DU_выбр.-U_к=399.28 44.436-58.52=385.196
млн. руб.

а). Каталитический активатор горения топлива ( КАГТ ) способен реально
снизить выбросы вредных веществ в дымовых газах.

б). Экономия средств, благодаря использованию КАГТ, многократно превосходит
затраты на сам КАГТ.

в). Реально использовать  КАГТ уже сейчас, т.к. использование КАГТ не
требует кардинальной технологической переделки оборудования.

1. Растопка котла производится под руководством старшего машиниста
или машиниста, а после выхода из капитального или среднего ремонта —  под руководством
начальника цеха или инженера.

2.
Перед пуском
котла из ремонта или длительного резерва ( более 3-х суток ) должны быть
проверены исправность и готовность к включению основного оборудования, КИП и А,
средств диспетчерского управления арматурой и механизмами, авторегуляторов,
защит и средств оперативной связи. Выявленные  при этом неисправности,
действующие на останов котла, необходимо устранить. В случае неисправностей,
пуск котла производить, естественно, запрещается.

3.
Наружный осмотр
котла перед растопкой необходимо производить в следующем порядке:

3.1. проверить исправность топки,
обмуровки котла, газоходов.

3.2.
после осмотра (
через лазы газоходов котла ) плотно закрыть все лазы, лючки и гляделки.

3.3.
проверить путем
закрытия и открытия легкость хода и исправность газовых и воздушных шиберов,
соответствие надписей, указывающих их положение ( открыто, закрыто ),
исправность дистанционных приводов.

3.4.
проверить
исправность предохранительных клапанов на барабане и исправность взрывных
клапанов на котле и экономайзере. Предохранительные клапана должны быть оборудованы
устройствами позволяющим возможность проверки исправности их действия в рабочем
состоянии путем принудительного открытия клапана.

3.5.
проверить
исправность всех задвижек и вентилей котла. Штоки вентилей, задвижек должны
быть очищены от накипи и ржавчины, болты сальников должны иметь запас для
подтяжки. Убедится в исправности водоуказательных стекол, приборов, в хорошем
их освещении. Проверить исправность водоуказательных колонок     ( КИП и А ).

3.6.
проверить
отсутствие посторонних предметов и мусора на площадках, лестницах оборудования.

3.7.
осмотреть
готовность к пуску всего вспомогательного оборудования( дымососа, дутьевого
вентилятора ). Проверить уровень масла в масляных ваннах, на дымососе открыть
охлаждение, проверить наличие видимого контура ( заземления ) э/двигателя.

3.8.
проверить
освещение котла и КИП и А (основное и аварийное ).

3.9.
открыть на
верхнем барабане котла воздушник. Заполнить котел деаэрированной водой , до
отметки нижнего уровня в водоуказательных стеклах. Время заполнения — 2-3 часа.
Заполнение неостывшего барабана для проведения растопки разрешается при
температуре металла верха опорожненного барабана не выше 160 ⁰ С. Во
время заполнения котла водой, необходимо проверить плотность фланцевых соединений
и сальников арматуры. При появлении течи необходимо подтянуть их. Если течь не
прекращается, прекратить заполнение, спустив нужное количество воды устранить
дефекты. После  заполнения котла водой проверить плотность питательных,
продувочных и спускных вентилей. Понижение уровня воды в барабане котла
указывает на неплотность закрытия питательных вентилей.  Неисправности
устранить.

3.10
Подготовить
экономайзер. Открыть вентиль — воздушник. После того как через вентиль
воздушник пойдет вода, закрыть его ( в случае работающих котлов ).

3.12. Собрать схему мазутопровода
до форсунок. Убедится внешним осмотром в исправности мазутопровода. Давление
мазута   должно   быть равно 20 кгс/см² , температура равна 120 ¸ 135 ⁰С.

3.13
Подготовить
форсунки. Форсунки перед установкой на котле должны испытываться на водяном
стенде с целью проверки их производительности, качества распыла и угла
раскрытия факела.

3.14.
Доложить
старшему машинисту о готовности к работе.

1.
Получив
распоряжение от старшего машиниста, включить дымосос, вентилятор при закрытых
шиберах газовоздушного тракта. Провентилировать топку не менее 10 мин. с
расходом воздуха не менее 25% от номинального. Перед растопкой котлов из
неостывшего состояния при сохранившемся избыточном давлении в пароводяном
тракте вентиляция должна начинаться не ранее чем за 15 мин. до розжига горелок.

2.
С момента
растопки, установить контроль за уровнем воды в барабане котла. Сниженные
указатели воды должны быть сверены с водоуказательными приборами в процессе растопки
( с учетом поправки ).

3.
Установить
форсунку. Отрегулировать подачу воздуха с помощью шибера на горелочном устройстве
так, чтобы не сорвало факел. Ввести в растопочное отверстие факел, подать
топливо на пламя растопочного факела.

4.
Если мазут не
загорается, необходимо немедленно прекратить подачу топлива на форсунки, убрать
из топки растопочный факел

5.
Снова
провентилировать топку перед повторной растопкой в течении 10 мин.

6.
Устранить
причины незагорания мазута ( низкая температура или низкое давление мазута
перед форсункой, засорение форсунки, обводненный мазут).

7.
Вновь разжечь
форсунку согласно п.3

8.
Разжигая
форсунку не стоять против растопочных люков, чтобы избежать ожогов при
возможном выбросе пламени.

9.
Отрегулировать
горение подачей воздуха. Следить за тем, чтобы факел не отрывался потоком
воздуха от форсунки. Давление мазута установить 15 кгс/см² ( 1.5 МПа
). Поставить котел на защиту.

10. Растопка котла должна
производиться в течении 3-х часов, при этом растопка и прогрев котла до начал
подъема давления должны вестись не менее 1.5 часа. Подъем давления в котле
необходимо вести по следующему графику:

— через 1.5
часа ( 90 мин. ) после растопки — 1 ата ( 0.1 МПа)

— через 2.5
часа ( 150  мин. ) после  растопки — 4¸5 ата (0.4¸0.5  МПа )

— через 3 часа
( 180 мин. ) после растопки 13 ата ( 1.3 МПа )

11.
Произвести
продувку нижних коллекторов всех экранов с целью равномерного прогрева всей
трубной системы при давлении в барабане котла 0.5 ¸ 1 кгс/см² ( 0.05 ¸ 0.1 МПа ). Время продувки
котла 1-2 мин. каждой точки. Произвести продувку водоуказательных стекол и
убедится в правильности их работы. Продувку водоуказательных стекол производить
в следующем порядке:

— открыть
дренажный вентиль;

— закрыть
нижний ( водяной вентиль ) ;

— продуть
стекло паром в течении 8-10 сек.;

— открыть
верхний ( паровой ) вентиль;

— закрыть
дренажный
вентиль.                                                                                                                     

Во время продувки
находится следует сбоку от водоуказательного стекла. Все операции выполнять в
очках и брезентовых рукавицах, следить за уровнем воды во втором стекле.

12.
Подтяжку болтов
фланцевых соединений следует производить при давлении не выше 5 кгс/см²
( 0.5 МПа ). Добивку сальников производить при избыточном давлении не более
0.02 Мпа (0.2  кгс/см²),при температуре теплоносителя не выше 45⁰
С. Заменять сальниковую набивку  разрешается после полного опорожнения
трубопровода. На всех фланцевых соединениях болты затягивать поочередно с
диаметрально  противоположных сторон

13.
Перед включением
котла в главный паропровод проверить исправность действия предохранительных
клапанов; КИП и А.

1.
Останов котла во
всех случаях, кроме аварийных, производится по распоряжению старшего машиниста
котельного оборудования.

2.
При выводе котла
в резерв или ремонт должны быть приняты меры для консервации поверхностей
нагрева котла в соответствии с действующими указаниями по консервации теплоэнергетического
оборудования.

3.
При останове
котла необходимо:

3.1. перекрыть подачу топлива на
форсунки;

3.2.
закрыть вентиля
на горелочных устройствах;

3.3.
вынуть форсунки;

3.4.
перейти на
ручную подпитку котла;

3.5.
через 5 мин.
после прекращения горения в топке выключить дутьевой вентилятор, а через 10
мин. — дымосос;

3.6. доложить старшему машинисту
об останове котла.

4. Пуск дымососа для
расхолаживания разрешается не ранее чем через 10 часов. Расхолаживание котла
после его останова производится при закрытых шиберах газовоздушного тракта.

5. Спуск воды из остановленного
котла разрешается после снижения давления в нем до атмосферного и при
температуре не выше 80 ⁰ С.

6. Надзор дежурного персонала
за остановленным котлом должен вестись до полного снижения  в нем давления и
снятия напряжения с э/двигателей.

1. Об аварийном случае сообщать
старшему машинисту в следующих случаях, если:

1.1. Перестало действовать более
50%  предохранительных клапанов.

1.2. Давление поднялось выше
разрешенного более чем на 10% и продолжает расти несмотря на прекращение подачи
топлива, и усиленное питание котла водой, уменьшение тяги и дутья.

1.3. Произошел упуск воды из котла
( ниже нижней кромки водоуказательного стекла ). Подпитка при этом категорически
запрещается.

1.4. Уровень быстро снижается
несмотря на усиленное питание котла водой.

1.5.
Уровень поднялся
выше верхней кромки водоуказательного стекла и продувкой котла не удается
снизить его.

1.6. Прекращено действие всех
питательных насосов ( устройств ).

1.7. Прекращено действие всех
водоуказательных приборов.

1.8. Разрыва труб пароводяного
тракта или обнаружения трещин, вспучин в основных элементах котла, в паропроводах,
питательных трубопроводах и пароводяной арматуре.

1.9. Взрыва в топке, взрыва или
загорания горючих отходов в газоходах, разогрева докрасна несущих балок
каркаса, при обвале обмуровки, а также других повреждениях, угрожающих
персоналу или оборудованию.

1.10. Исчезновения напряжения на
устройствах дистанционного или автоматического управления, а также на всех КИП.

1.11. Пожара, угрожающего
персоналу, оборудованию или цепям дистанционного и автоматического управления отключающей
арматуры, входящей в систему защиты котла.

1.12.
Погас факел в
топке котла.

1.13. Произошел останов дымососа
или вентилятора.

1.14. Недопустимого понижения
давления мазута ( ниже 5  кгс/см² ).

1.15. Разрыва мазутопровода в
пределах котла.

1. Котел должен быть остановлен
в случаях:

1.1. Обнаружения свищей в трубах
поверхностей нагрева, пароводоперепускных, а также водоопускных трубах котла,
паропроводах, коллекторах, и различных соединениях.

1.2. Недопустимого превышения
температуре металла поверхности нагрева, если снизить температуру изменением режима
работы котлоагрегата не удается.

1.3. Выхода из строя всех
дистанционных указателей уровня воды в барабане котла.

1.4. Резкого ухудшения качества
питательной воды против установленных норм.

Д.Я. Борщов “ Устройство и эксплуатация отопительных котельных малой
мощности “.

В.С. Вергазов “ Спутник машиниста отопительных котельных “.

В.А. Бочкарев “ Охрана окружающей среды.  Методические указания“.

disighn by CLASSIC CLUB