Размещение емкостей для жидкого топлива в котельных. Расчеты нормативных запасов аварийных (резервных) видов топлива. Требования к объемно-планировочным и конструктивным решениям

Описание

При строительстве котельных, у которых основным или резервным топливом является дизель, отдельное внимание уделяется парку хранения дизельного топлива, так как от него зависит безопасность всего объекта, бесперебойность топливоснабжения котельной, а значит, теплоснабжение и горячее водоснабжение Потребителей.

Парки хранения жидкого топлива проектируются в соответствии с СП 89.13330.2012 "Котельные установки. Актуализированная редакция СНиП II-35-76", а также другими нормами*, регулирующими взрыво-и пожаробезопасную эксплуатацию групп горизонтальных и вертикальных резервуаров, нефтебаз, нефтехранилищ, складов нефтепродуктов.

Устройство парка хранения дизельного топлива

Основой парка хранения являются резервуары для дизельного топлива, которые могут располагаться как наземно, так и подземно в зависимости от проекта котельной, условий ее эксплуатации и требований к взрыво- и пожаробезопасности объекта.

Минимальное количество резервуаров зависит от того, является ли дизельное топливо основным, аварийным или резервным: если является основным, то резервуаров должно быть не менее двух; если аварийным или резервным, то допустимо устанавливать один.

Общая вместимость резервуарного парка и объем каждого резервуара рассчитывается исходя из мощности котельной, назначения топлива (основное, аварийное/резервное), способа его доставки. Так, вместимость резервуаров дизельного топлива в качестве основного должна обеспечивать автономное топливоснабжение котельной от 3-х до 10-ти суток; в качестве резервного - в течение 2-3-х суток.

В зависимости от объема парка хранения, резервуары могут располагаться как вблизи котельной, так и на расстоянии. При размещении наземного склада хранения топлива вблизи котельной резервуары должны отделяться от самой котельной противопожарной железобетонной стеной.

Дополнительно внутри котельной может быть установлен промежуточный расходный бак объемом до 1 м 3 , из которого топливо подается непосредственно в котел. Если основные резервуары находятся вблизи котельной, а также если мощность котельной не более 10 МВт, дополнительные расходные емкости можно не устанавливать.

Для подачи топлива в котельную устанавливаются два насоса, один из которых - резервный.

Состав склада хранения топлива дизельных котельных производства Завода ГазСинтез Ⓡ

В состав парка хранения дизельного топлива входят следующие компоненты:

• наземные или подземные емкости для хранения топлива
• расходный бак (емкость) объемом до 1 м 3
• площадка для разгрузки, которая должна иметь наклон для сбора разлившегося топлива в резервуар аварийного пролива
• наземные топливопроводы
• запорная арматура
• основной и резервный автоматические всасывающие насосы

Проектирование парка и расчет объема емкостей специалисты Завода осуществляют на основании Опросного листа или технического задания.

Приводим пример выполненного проекта парка хранения топлива в .

Техническое задание на проектирование склада хранения топлива

В результате проведенных расчетов были изготовлены три подземных горизонтальных резервуара каждый объемом по 100 м 3 и один резервуар аварийного слива топлива объемом 25 м 3 .

Принципиальная схема расположения объектов в дизельной котельной с подземным размещением емкостей

*СП 155.13130.2014 "Склады нефти и нефтепродуктов. Требования пожарной безопасности"; ВНТП 5-95 Нормы технологического проектирования предприятий по обеспечению нефтепродуктами(нефтебаз) и др.

Необходимость резервного или аварийного топлива для котельной обусловлена объективной необходимостью обеспечить бесперебойную работу котельной в случае отключения либо непоставки основного топлива. Во исполнение этой задачи на котельной создается не снижаемый запас резервного (аварийного) топлива в соответствии с регламентирующими документами. Документами, регламентирующими необходимость резервного топлива для котельных являются:

• Правила технической эксплуатации тепловых энергоустановок, утвержденные Приказом Минэнерго Российской Федерации от 24 марта 2003 г. № 115, (п. 4.1.1);
• Правила пользования газом и предоставления услуг по газоснабжению в Российской Федерации, утверждены Постановлением Правительства России от 17 мая 2002 г. № 137, (п.49) ;
• СНиП II-35-76 «Котельные установки», утвержден Постановлением Государственного комитета Совета Министров СССР по делам строительства от 31 декабря 1976 г. № 229, (п.4.1);
• СП 89.13330.2012 «Котельные установки» . Актуализированная редакция СНиП II-35-76», утвержден Приказом Министерства регионального развития Российской Федерации от 30 июня 2012 г. № 281, (п.4.5).

Вид топлива и его классификация: основное, а при необходимости и аварийное, устанавливается с учетом категории котельной, исходя из местных условий эксплуатации, и определяется по согласованию с региональными уполномоченными органами власти.

Е.А. Карякин, директор по развитию, ГК «Газовик», г. Саратов

Особенности применения СУГ

Во многих развитых странах (США, Канада и др.) использование сжиженных углеводородных газов (СУГ) в качестве источника резервного питания для работающих на природном газе котельных является стандартным решением. Несмотря на очевидные преимущества перед традиционными альтернативными источниками резервного питания (дизельное топливо, топочный мазут, уголь), оно, тем не менее, недостаточно широко распространено в России.

СУГ дешевле мазута и дизтоплива, при этом значительно экологичнее их. Парк хранения СУГ зимой не нужно обогревать, что уменьшает эксплуатационные расходы. При использовании смесительной системы (подробнее о системе см. ниже. - Прим. ред.) переход с природного газа на смесь воздуха с паровой фазой СУГ осуществляется практически мгновенно и незаметно для потребителя.

Почему в России такое решение оказывается невостребованным? Одна из причин - недостаток практики применения смесительных систем в советское время. В теории они известны достаточно хорошо, описание принципов их работы есть во многих советских и российских учебниках по газо- и теплоснабжению. Но поскольку подобное оборудование у нас почти не выпускалось, опыт его использования крайне ограничен.

В настоящее время ситуация начала меняться. Так, за последние годы более 20 крупных объектов, применяющих СУГ в качестве резервного топлива, было спроектировано, построено и запущено в эксплуатацию специалистами нашей компании.

Экономика затрат на строительство и эксплуатацию систем резервного питания позволяет говорить о хороших перспективах применения СУГ в России. И тут нельзя обойти стороной действующую сегодня нормативную базу.

Резервное топливо для котельных предназначено для использования при ограничении или прекращении подачи природного сетевого газа в течение длительного периода времени (в рамках «Правил поставки газа в Российской Федерации»), что связано с сезонной неравномерностью потребления газа во время пиковых нагрузок.

Согласно пп. 4.1 , виды основного, резервного и аварийного топлива, а также необходимость резервного или аварийного топлива для котельных устанавливаются с учетом категории котельной, исходя из местных условий эксплуатации и по согласованию с топливоснабжающими организациями.

На практике резервирование топлива применяется в котельных социально значимых объектов с особыми требованиями санитарных правил и нормативов к системам центрального теплоснабжения и горячего водоснабжения (в первую очередь, это больницы, школы, детские дошкольные учреждения и т.п.).

В качестве резервного топлива наибольшее распространение получили жидкие углеводороды (дизельное топливо, мазут), сжиженные углеводородные газы (СУГ), реже - твердое топливо (каменный уголь, торф, дрова). Ниже мы предлагаем рассмотреть концепцию применения сжиженных углеводородных газов (обычно это пропан-бутановая смесь в различных пропорциях) в сравнении с наиболее часто применяемым дизельным топливом.

В котельных с относительно небольшим запасом дизтоплива бак монтируется в дополнительном вспомогательном отсеке, герметично отделенном от основного. В котельных большей мощности и/или с большим аварийным запасом хранилище топлива устраивается в специальных емкостях наземного или подземного исполнения (рис. 1). При этом подача топлива к горелкам осуществляется при помощи насосов. При наземном расположении емкостей возможно также наличие нагревательных элементов для подогрева дизтоплива в холодный период.

Рис. 1. Схема котельной с резервным дизельным топливом.

В котельных установках с использованием СУГ емкости для хранения запаса топлива располагаются ниже уровня поверхности земли (рис. 2). В составе оборудования такой котельной основными элементами являются также технологическая обвязка емкостей, насосная группа, испарительная и смесительная системы, часто объединенные в один блок. Подача паровой фазы к горелкам котельной осуществляется посредством термоизолированных трубопроводов.

Рис. 2. Схема котельной с резервом топлива СУГ.

Наиболее эффективный способ применения СУГ в качестве резервного топлива - его смешивание с воздухом для достижения показателей теплотворной способности природного газа. В англоязычной литературе такую смесь СУГ и воздуха называют SNG (сокращ. от англ. synthetic natural gas - синтетический природный газ. - Прим. ред.). При этом в момент перехода автоматики с природного газа на SNG аппаратура котельной «не замечает» подобной смены, т.к. оба вида топлива практически идентичны.

Рис. 3. Установка по производству SNG Metan на складе завода.

На рис. 3 показана смесительная установка для получения SNG.

Среди реализуемых проектов с использованием смесительной системы резервного топливного хозяйства - реконструкция системы теплоснабжения пос. Несветай-ГРЭС и четырех микрорайонов г. Красный Сулин Ростовской области. В новой блочно-модульной котельной мощностью 19,3 МВт котлы оборудованы горелками, не позволяющими использовать жидкое топливо, поэтому дизельное или мазутное топливо применять в качестве резервного не представлялось возможным. В результате для нее было запроектировано резервное топливное хозяйство (РТХ) на основе СУГ. На первом этапе была обеспечена работа котельной на природном газе из сетевого газопровода, а на втором - ввод в эксплуатацию РТХ (работы находятся на завершающей стадии). Оборудование, входящее в состав РТХ, располагается на примыкающем к основному земельном участке и представляет собой резервуарный парк хранения СУГ объемом 225 м 3 с установкой смесительной системы мощностью 708 м 3 /ч по пропану (рис. 4-6).

Рис. 4. Строительство системы резервного питания котельной в г. Красный Сулин Ростовской области.

Рис. 5. Обвязка резервуаров СУГ

Рис. 6. Насосный узел для перекачки жидкой фазы СУГ .

В качестве резервного (аварийного) топлива используется газо-воздушная смесь (56% СУГ + 44% воздух). Процентное соотношение СУГ/воздух принято таким образом, чтобы обеспечить правильное горение газо-воздушной смеси в горелках для природного газа без какой-либо перенастройки.

Согласно технологической схеме на территории РТХ выполняются следующие операции:

■ прием доставляемого в автомобильных цистернах СУГ и слив в подземные резервуары;

■ хранение сжиженного газа;

■ подача СУГ на испарительную установку;

■ испарение жидкой фазы СУГ;

■ редуцирование паровой фазы СУГ;

■ смешивание паровой фазы СУГ с воздухом;

■ подача смеси в ресивер;

■ подача смеси из ресивера в котельную.

Затраты на реализацию проекта РТХ составили около 40 млн руб. Стоимость СУГ, заправляемого в резервуары, - около 2,5 млн руб. Этого объема резервного топлива достаточно для 3-х суток автономной работы котельной с максимальной мощностью.

Сравнение с котельной на дизельном топливе

Рассмотрим дизельное топливо и СУГ с точки зрения объема и стоимости суточного потребления при максимальной загрузке котлов в расчете на 1 МВт, условно приняв равными КПД котлов, стоимость оборудования, монтажа и эксплуатации котельных одинаковой мощности с резервным топливом в виде дизтоплива и СУГ. В качестве СУГ будем рассматривать пропан- бутановую смесь марки ПБТ с содержанием пропана не более 60% по ГОСТ Р 52087-2003.

Суточное потребление топлива рассчитывается по следующей формуле:

Vтс=(Р н.*24)/(КПД к *Q в), где Vтс. - суточный объем потребления топлива; Р н - номинальная мощность котельной, кВт; КПД к - коэффициент полезного действия котлов; Q в - удельная теплота сгорания топлива на расчетную единицу.

При мощности котельной 1 МВт, КПД к =0,95, удельной теплоте сгорания дизтоплива - 11,9 кВтч/кг (42,8 МДж/кг; плотность - 0,85 кг/л), удельной теплоте сгорания смеси СУГ - 12,5 кВтч/кг (45 МДж/кг) (коэффициент плотности СУГ марки ПБТ - 1,76 кг/л при температуре 0 О С) получаем результаты, приведенные в таблице.

Таблица. Стоимость суточного потребления топлива котельной в расчете на 1 МВт мощности.

Из таблицы видно, что при всех иных равных параметрах отапливать котельную сжиженными углеводородными газами почти в 2 раза дешевле, чем дизельным топливом. И, конечно же, положительный эффект от применения СУГ возрастает в периоде прямо пропорционально объемам использования резервного топлива. При этом мы не рассматриваем стоимость подогрева емкостей с дизельным топливом в зимний период, что также может являться серьезной статьей затрат. По сложившейся в регионах практике подогрев емкостей в холодное время года часто вообще не осуществляется, что делает фактически невозможным запуск резервной системы питания.

Кроме того, в сравнении с дизтопливом СУГ имеет ряд других преимуществ:

■ жидкая фаза СУГ, имея те же основные физические свойства жидкости, что и дизтопливо, тем не менее, не подвержена существенному повышению вязкости в условиях низких температур (что негативно сказывается на транспортировке дизтоплива от внешнего хранилища к горелкам);

■ обеспечивается, как уже указывалось выше, возможность автоматического перехода с основного топлива на резервное;

■ отсутствует необходимость применения более дорогих комбинированных горелок в котлах для возможности сжигания как газообразного, так и жидкого топлива;

■ уменьшается стоимость строительства модуля за счет отсутствия вспомогательного помещения (что бывает необходимо в случае размещения емкостей хранения дизтоплива внутри помещения котельной).

Не стоит также забывать и про экологию. Сжигание дизельного топлива влечет за собой несоизмеримо большие выбросы сажи, окислов серы и окислов азота, нежели сжигание SNG.

Также нужно учитывать, к сожалению, типичную для России ситуацию с воровством топлива. Дизтопливо списывается и продается, а вырученные деньги - присваиваются. Украсть и реализовать на «черном» рынке СУГ значительно сложнее.

Не менее важным является аспект, связанный с возможностью более рационального управления лимитами потребления сетевого природного газа. СУГ позволяет более гибко применять в течение отопительного периода так называемую «броню газопотребления», т.е. минимальный объем потребления газа, необходимый для безаварийной работы технологического оборудования, при условии максимального использования резервных видов топлива.

Наиболее перспективным применение СУГ в качестве резерва видится нам в следующих случаях:

■ при модернизации существующих котельных коммунально-бытовых объектов для создания резервного или аварийного запаса топлива;

■ при строительстве новых объектов в условиях ограниченных лимитов на природный газ, а также при гарантированной перспективе роста потребления тепла и горячей воды в будущем.

Устойчивое повышение цен на жидкие углеводороды на внутреннем рынке, их зависимость от ситуации на мировых торговых площадках, а также прогнозируемый к 2020 г. двукратный по отношению к сегодняшнему дню рост рынка внутреннего потребления делают концепцию применения СУГ в качестве резервного топлива наиболее перспективной.

Требования к оборудованию котельных, использующих СУГ

В соответствии с нормативными документами, при модернизации существующих котельных и строительстве новых следует учесть следующие моменты:

■ следует применять для жидкой фазы СУГ стальные бесшовные, для паровой фазы СУГ стальные бесшовные или электросварные трубы, а для газопроводов паровой фазы СУГ низкого давления от резервуарных установок допускается применение полиэтиленовых и многослойных полимерных труб. Материал труб, трубопроводной запорной арматуры, соединительных деталей выбирают с учетом давления газа, расчетной температуры наружного воздуха в районе строительства и температуры стенки трубы при эксплуатации, грунтовых и природных условий, наличия вибрационных нагрузок и т.д.;

■ конструкция запорной арматуры должна обеспечивать стойкость к транспортируемой среде и испытательному давлению. Запорная и регулирующая арматура должна обеспечивать герметичность затворов не ниже класса «В».

Конструкция автоматических быстродействующих предохранительных запорных клапанов перед горелками и предохранительных запорных клапанов на газопроводах жидкой фазы СУГ должна обеспечивать герметичность затворов не ниже класса «А». Классы герметичности затворов должны определяться по ГОСТ 9544;

■ система вентиляции должна обеспечивать 10-кратный воздухообмен в рабочее время, при этом 2/3 объема воздухозабора должны обеспечиваться из нижней зоны помещения и 1/3 - из верхней зоны. При недостаточности воздухообмена работа со сжиженными углеводородными газами не допускается. Электродвигатели вытяжных вентиляторов должны быть во взрывозащищенном исполнении;

■ резервуары перед наполнением должны быть проверены на наличие избыточного давления, которое должно быть не менее 0,05 МПа (кроме новых резервуаров и после технического освидетельствования, диагностирования и ремонта). Резервуары следует заполнять жидкой фазой СУГ не более 85% геометрического объема.

Литература

1. . М.: Минрегион России, 2012.

2. ГОСТ Р 52087-2003. Газы углеводородные сжиженные топливные. Технические условия. Введ. 30.06.2003. - М.: Госстандарт России, 2003.

3. : с изм. от 07.12.05 и 10.05.10. - М., 2010.

4. СП 62.13330.2011 Газораспределительные системы. Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002 (с изменением № 1). Приказ Минрегиона России от 27.12.2010 № 780. - М.: Минрегион России, 2011.

5. ГОСТ 9544-2005. Арматура трубопроводная запорная. Классы и нормы герметичности затворов. Введ. 1.04.2008. - М.: Стандартинформ, 2008.

6. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности для объектов, использующих сжиженные углеводородные газы». Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 21 ноября 2013 г. № 558.

7. Промышленное газовое оборудование: справочник, 6-е изд., перераб. и доп., под ред. Карякина Е.А. - Саратов: Газовик, 2013.

8. Карякин Е.А., Гордеева Р.П. Оборудование для СУГ// Газ России. 2013, № 1. С. 58-64.

9. Зубков С.В., Карякин Е.А., Поляков А.С. Газоснабжение без перерывов//Газ России. 2014, № 1. С. 68-75.

11. РАЗГРУЗКА, ПРИЕМ, СКЛАДИРОВАНИЕ И ПОДАЧА ТОПЛИВА В КОТЕЛЬНУЮ
Твердое топливо

11.1. Требования, изложенные в настоящем разделе, следует выполнять при проектировании сооружений для разгрузки, приемки, складирования и подачи топлива в котельную при его расходе до 150 т/ч.

При расходе топлива более 150 т/ч проектирование должно производиться в соответствии с требованиями Норм технологического проектирования тепловых электрических станций и тепловых сетей, утвержденных Минэнерго СССР.

При проектировании складов твердого топлива следует учитывать также требования Типовой инструкции по хранению каменноугольного топлива на электростанциях, предприятиях промышленности и транспорта, утвержденной Госпланом СССР и Госснабом СССР.

11.2. При доставке топлива железнодорожным транспортом на площадке котельной вагонные весы следует предусматривать только в случае их отсутствия на железнодорожной станции или на площадке предприятия, на которой размещается котельная.

11.3. При доставке топлива автотранспортом на площадке котельной автомобильные весы следует предусматривать только в случае их отсутствия на базисном (центральном) складе.

11.4. Фронт разгрузки разгрузочного устройства и фронт разгрузки склада топлива следует предусматривать совмещенными. Проектирование отдельного фронта разгрузки на складе топлива допускается при специальном обосновании.

11.5. В приемно-разгрузочных устройствах должны предусматриваться устройства для механизированной разгрузки топлива, а также механизированной очистки вагонов от остатков топлива.

11.6. Склады твердого топлива и приемно-разгрузочные устройства, как правило, надлежит проектировать открытыми.

Проектирование закрытых складов топлива и приемно-разгрузочных устройств допускается для районов жилой застройки, при стесненных условиях площадки котельной, по специальным требованиям промышленных предприятий, вызванным особенностями технологии производства, при сжигании топлива, непригодного для открытого хранения.

11.7. Покрытие площадок под открытые склады топлива следует предусматривать в соответствии со строительными нормами и правилами по проектированию электростанций тепловых.

Применение асфальта, бетона, деревянного настила для покрытия площадок под открытые склады топлива не допускается.

11.8. Емкость складов топлива следует принимать:

• при доставке топлива автотранспортом - не более 7-суточного расхода;
• при доставке топлива железнодорожным транспортом - не более 14-суточного расхода.

Емкость склада топлива котельных угледобывающих и углеперерабатывающих предприятий при условии подачи угля конвейерным транспортом должна быть не более 2-суточного расхода.

При доставке топлива только в период навигации водным транспортом величина запаса топлива на складах устанавливается планирующими органами.

11.9. Для котельных, располагаемых на расстоянии до 15 км от торфодобывающих и торфоперерабатывающих предприятий, склады топлива не предусматриваются.

11.10. Механизмы и оборудование, предусматриваемые для складских операций, не должны измельчать топливо, предназначенное для слоевого сжигания.

11.11. Высота штабелей на складах для углей I группы не ограничивается, для углей II группы высота штабелей не должна превышать 12 м, для углей III группы - 6 м, для углей IV группы - 5 м.

Группы углей, а также длина и ширина штабелей устанавливаются в соответствии с Типовой инструкцией по хранению каменноугольного топлива на электростанциях, предприятиях промышленности и транспорта, утвержденной Госпланом СССР и Госснабом СССР.

11.12. Расстояния между смежными штабелями угля следует принимать 1 м при высоте штабелей не более 3 м и 2 м - при большей высоте штабеля.

11.13. Размеры штабелей торфа следует предусматривать по длине не более 125 м, по ширине не более 30 м и по высоте не более 7 м; углы откоса штабелей необходимо предусматривать для кускового торфа - не менее 60°, для фрезерного торфа - не менее 40°.

11.14. Расположение штабелей торфа следует предусматривать попарное с разрывами между подошвами штабелей в одной паре 5 м; между парами штабелей - равными ширине штабеля по подошве, но не менее 12 м. Разрывы между торцами штабелей от их подошвы следует принимать для кускового торфа 20 м, для фрезерного торфа - 45 м.

11.15. Расстояние от подошвы штабеля топлива до ограждения следует принимать 5 м, до головки ближайшего рельса железнодорожного пути - 2 м и до края проезжей части автомобильной дороги - 1,5 м.

11.16. Расчетная часовая производительность топливоподачи котельной определяется исходя из максимального суточного расхода топлива котельной (с учетом перспективы расширения котельной) и количества часов работы топливоподачи в сутки.

11.17. В проекте топливоподачи, как правило, следует предусматривать установку дробилки для угля и фрезерного торфа. При работе на мелком топливе (0-25 мм) дробилки предусматриваться не должны.

11.18. Перед молотковыми и валково-зубчатыми дробилками следует предусматривать устройства для отсева мелких фракций топлива и электромагнитные сепараторы.

В системах пылеприготовления со среднеходными и молотковыми мельницами магнитные сепараторы следует предусматривать также после дробилок.

11.19. Для котельных, предназначенных для работы на фрезерном торфе, после приемного устройства топливоподачи следует предусматривать удаление пней и коряг.

11.20. Емкость топливных бункеров котлов и соответствующий режим работы топливоподачи, а также целесообразность устройства общих топливных бункеров котельной определяется на основании сравнения технико-экономических показателей возможных вариантов. Запас угля в бункерах каждого котла принимается не менее чем на 3 ч его работы, запас фрезерного торфа - не менее чем на 1,5 ч.

11.21. Системы топливоподачи, как правило, предусматриваются однониточными; допускается дублирование отдельных узлов и механизмов. При работе топливоподачи в три смены предусматривается двухниточная система, при этом часовая производительность каждой нитки принимается равной расчетной часовой производительности топливоподачи.

11.22. Пересыпные рукава и течки следует предусматривать круглого сечения, без переломов и изгибов.

11.23. Для районов с расчетной температурой для проектирования отопления минус 20°С и ниже установка ленточных конвейеров должна предусматриваться в закрытых галереях. Высота галереи в свету по вертикали принимается не менее 2,2 м. Ширина галереи выбирается исходя из устройства среднего продольного прохода между конвейерами шириной не менее 1000 мм и боковых (ремонтных) проходов вдоль конвейеров шириной не менее 700 мм.

При одном конвейере в галерее проходы должны быть шириной не менее 700 мм.

Допускаются местные сужения (на длине не более 1500 мм) основных проходов до 600 мм, боковых - до 350 мм; при этом в указанных местах конвейеры должны иметь ограждения.

В галереях через каждые 100 м необходимо предусматривать устройство переходных мостиков через конвейеры.

11.24. Для районов с расчетной температурой для проектирования отопления выше минус 20°С допускается предусматривать открытую установку ленточных конвейеров с ограждением, предотвращающим пыление.

При этом должны применяться транспортерные ленты, рассчитанные на эксплуатацию при соответствующих минимальных температурах наружного воздуха.

11.25. Бункера для твердого топлива надлежит проектировать с гладкой внутренней поверхностью и формой, обеспечивающей спуск топлива самотеком. Угол наклона стенок приемных и пересыпных бункеров для углей следует принимать не менее 55°, а для торфа и замазывающихся углей - не менее 60°.

Угол наклона стенок бункеров котлов, конусной части силосов, а также пересыпных рукавов и течек для угля следует принимать не менее 60°, а для торфа - не менее 65°.

Внутренние грани углов бункеров должны быть закруглены или скошены. На бункерах угля и торфа следует предусматривать устройства, предотвращающие застревание топлива.

11.26. Угол наклона ленточных конвейеров для транспортирования угля принимается не более 18°, для торфа - не более 20°.

11.27. При проектировании установок пылеприготовления для котельных с камерным сжиганием твердого топлива следует руководствоваться методическими материалами по проектированию пылеприготовительных установок котельных агрегатов тепловых электростанций.

Проект пылеприготовления должен быть согласован с заводом-изготовителем котлоагрегатов.

Жидкое топливо

11.28. Масса топлива, поступающего в топливохранилище, определяется путем обмера. Установка весов для определения массы топлива не предусматривается.

11.29. Длина фронта разгрузки мазута, применяемого в качестве аварийного или растопочного топлива, рассчитывается из условий:

• на одну железнодорожную цистерну - длякотельных производительностью до 100 Гкал/ч;
• на две железнодорожные цистерны - для котельных производительностью более 100 Гкал/ч.

11.30. Сливные устройства для мазута, доставляемогоавтомобильным транспортом, следует предусматривать на разгрузку одной автомобильной цистерны.

11.31. Сливные устройства легкого нефтяного топлива должны предусматриваться для приема одной железнодорожной или автомобильной цистерны.

11.32. По всей длине фронта разгрузки мазута на уровне верха железнодорожных цистерн следует предусматривать эстакады для обслуживанияразогревательногоустройства.

11.33. Для слива топлива из железнодорожных цистерн следует предусматривать приемные лотки, располагаемые между рельсами. По обеим сторонам приемных лотков предусматриваются бетонные отмостки с уклоном не менее 0,05 в сторону лотков.

При доставке топлива автотранспортом слив его в приемную емкость или непосредственно в топливохранилище следует предусматривать пo приемным лоткам или через воронки.

11.34. Уклон лотков и труб, по которым предусматривается слив топлива в топливохранилище или приемную емкость, должен быть не менее 0,01.

Между лотком (трубой) сливных устройств и приемной емкостью или в самой емкости следует предусматривать установку гидравлического затвора и подъемной сетки для очистки топлива.

11.35. Емкость приемного резервуара для топлива, доставляемого железнодорожным транспортом, должна обеспечивать при аварийной остановке перекачивающих насосов прием топлива в течение 30 мин. Расчет емкости резервуара производится исходя из нормативного времени слива в летний период.

11.36. Для перекачки топлива из приемного резервуара в топливохранилище должно предусматриваться не менее двух насосов (оба рабочие). Производительность насосов выбирается исходя из количества топлива, сливаемого в одну ставку, и нормативного времени слива.

11.37. Для хранения мазута следует предусматривать железобетонные резервуары (подземные и наземные с обсыпкой). Применение стальных резервуаров для хранения мазута допускается только с разрешения Госстроя СССР. Для хранения легкого нефтяного топлива и жидких присадок следует предусматривать стальные резервуары.

Для наземных металлических резервуаров, устанавливаемых в районах со средней годовой температурой наружного воздуха до 9°С, должна предусматриваться тепловая изоляция из несгораемых материалов.

11.38. Емкость хранилищ жидкого топлива в зависимости от суточного расхода следует принимать по таблице.

11.39. Для хранения основного и резервного топлива должно предусматриваться не менее двух резервуаров. Для хранения аварийного топлива допускается установка одного резервуара.

Общая емкость резервуаров для хранения жидких присадок определяется условиями их доставки (емкостью железнодорожных или автомобильных цистерн), но должна составлять не менее 0,5% емкости мазутохранилища. Количество резервуаров принимается не менее двух.

(К) Для встроенных и пристроенных индивидуальных котельных на жидком топливе следует предусматривать склад топлива, расположенный вне помещения котельной и отапливаемых зданий, вместимостью, рассчитанной из условий хранения не менее 5 суточного расхода топлива, определенного для режима, соответствующего тепловой нагрузке котельной в режиме самого холодного месяца, количество резервуаров при этом не ограничивается.

11.40. Температуру разогрева жидкого топлива в железнодорожных цистернах следует принимать для мазута марки 40-30°С, для мазута марки 100-60°С, для легкого нефтяного топлива - 10°С. Разогрев топлива, доставляемого в автомобильных цистернах, не предусматривается. В приемных емкостях, лотках и трубах, по которым сливается мазут, следует предусматривать устройства для поддержания указанных температур.

11.41. В местах отбора жидкого топлива из резервуаров топливохранилища должна поддерживаться температура мазута марки 40 не менее 60°С, мазута марки 100 - не менее 80°С, легкого нефтяного топлива - не менее 10°С.

11.42. Для разогрева топлива в железнодорожных цистернах следует использовать пар давлением 6-10 кгс/см 2 . Для разогрева мазута в подогревателях, резервуарах топливохранилища, приемных емкостях и сливных лотках может применяться пар давлением 6-10 кгс/см 2 или высокотемпературная вода температурой не менее 120°С.

(К) Для жидкого топлива встроенных и пристроенных котельных при необходимости его подогрева в наружных емкостях применяется теплоноситель этих же котельных.

11.43. Для поддержания температуры мазута в резервуарах топливохранилища, в соответствии с п. 11.41 настоящего раздела, следует применять циркуляционную систему разогрева.

При циркуляционном разогреве мазута может применяться независимая схема, предусматривающая установку специальных насосов и подогревателей, или могут использоваться подогреватели и насосы подачи мазута в котельную.

Выбор способа циркуляционного разогрева мазута производится на основании сравнения технико-экономических показателей вариантов.

Змеевиковые подогреватели устанавливаются в резервуарах только в месте отбора мазута.

11.44. Подачу топлива в резервуары следует предусматривать под уровень топлива.

11.45. Для разогрева мазута до температуры, требуемой по условиям сжигания в топках котлов, следует предусматривать не менее двух подогревателей, в том числе один резервный.

11.46. Подача мазута в котельные должна предусматриваться по циркуляционной схеме, легкого нефтяного топлива - по тупиковой схеме.

11.47.(К) Количество насосов для подачи топлива к котлам должно приниматься для котельных первой категории не менее трех, в том числе один - резервный, для котельных второй категории - не менее двух, без резервного.

11.48. Для очистки топлива от механических примесей следует предусматривать фильтры грубой очистки (до насосов) и тонкой очистки (за подогревателями мазута). Устанавливается не менее двух фильтров каждого назначения, в том числе один резервный.

При трубопроводной подаче топлива фильтры грубой очистки не предусматриваются.

11.49. (К) В котельных залах (но не над котлами или экономайзерами) отдельно стоящих котельных допускается предусматривать установку закрытых расходных баков жидкого топлива емкостью не более 5 м 3 для мазута и 1 м 3 для легкого нефтяного топлива. Для встроенных и пристроенных индивидуальных котельных общая вместимость расходных баков, устанавливаемых в помещении котельной, не должна превышать 0,8 м 3 .

При yстановке указанных баков в помещениях котельных следует руководствоваться строительными нормами и правилами по проектированию складов нефти и нефтепродуктов.

11.50. Температура разогрева мазута в расходных баках, устанавливаемых в помещениях котельной, не должна превышать 90°С.

Разогрев легкого нефтяного топлива в расходных баках не допускается.

11.51. Допускается предусматривать установку резервуаров для топлива в помещениях, пристроенных к зданиям котельных. При этом общая емкость топливных резервуаров должна быть не более 150 м 3 для мазута и 50 м 3 для легкого нефтяного топлива.

Установку насосов подачи топлива к горелкам и подогревателям топлива в этих случаях следует предусматривать в помещении котельной.

11.52. В котельных, предназначенных для работы только на жидком топливе, подача топлива от топливных насосов до котлов должна предусматриваться по двум магистралям для котельных первой категории и по одной магистрали для котельных второй категории.

В случаях когда жидкое топливо применяется в качестве резервного, аварийного или растопочного, подача его к котлам предусматривается по одинарным трубопроводам независимо от категории котельной.

Подача теплоносителя к установкам для топливоснабжения котельных предусматривается по одному или двум трубопроводам в соответствии с количеством магистралей подачи топлива к котлам.

При подаче топлива и теплоносителя по двум магистралям каждая из магистралей рассчитывается на пропуск 75% топлива и теплоносителя, расходуемых при максимальной нагрузке рабочих котлов.

(К) Для котельных, работающих на легком нефтяном топливе, на топливопроводах следует предусматривать:

• отключающее устройство с изолирующим фланцем и быстродействующим запорным клапаном с электроприводом на вводе топлива в котельную;
• запорную арматуру на отводе к каждому котлу или горелке;
• запорную арматуру на отводе к сливной магистрали.

11.53. Прокладку топливопроводов следует предусматривать надземной. Допускается подземная прокладка в непроходных каналах со съемными перекрытиями с минимальным заглублением каналов без засыпки. В местах примыкания каналов к наружной стене зданий каналы должны быть засыпаны песком или иметь несгораемые диафрагмы.

(К) Топливопроводы должны прокладываться с уклоном не менее 0,003. Запрещается прокладка топливопроводов непосредственно через газоотходы, воздуховоды и вентиляционные шахты.

Газообразное топливо

11.54. Газооборудование котельных следует проектировать в соответствии со строительными нормами и правилами по проектированию внутренних и наружных устройств газоснабжения и Правилами безопасности в газовом хозяйстве, утвержденными Госгортехнадзором СССР, с учетом указаний настоящего раздела.

11.55. Для поддержания необходимого давления газа перед котлами следует предусматривать газорегуляторные установки (ГРУ), размещаемые непосредственно в котельных. Допускается устройство газорегуляторных пунктов (ГРП).

11.56. Выбор основного оборудования ГРУ и ГРП следует производить исходя из расчетного расхода газа при максимальной производительности устанавливаемых котлов (без учета производительности резервных котлов).

При выборе регулятора давления расход газа должен приниматься с коэффициентом запаса 1,15 к расчетному расходу.

11.57. Для котельных, предназначенных для работы только на газообразном топливе, подвод газа от ГРУ (ГРП) до котлов должен предусматриваться по двум трубопроводам для котельных первой категории и по одному трубопроводу для котельных второй категории.

В случаях когда предусматривается возможность работы котельных на двух видах топлива, подача газа производится по одному трубопроводу независимо от категории котельной.

11.58. В котельных производительностью более 150 Гкал/ч в ГРУ (ГРП) следует предусматривать две нитки редуцирования.

В остальных котельных в ГРУ (ГРП) следует предусматривать одну нитку редуцирования и обводную линию.

11.59. (К) Для встроенных, пристроенных и крышных котельных следует предусматривать подвод природного газа давлением до 5 КПа. При этом открытые участки газопровода должны прокладываться по наружной стене здания по простенку шириной не менее 1,5 м.

11.60. (К) На подводящем газопроводе к котельной должны быть установлены:

• отключающее устройство с изолирующим фланцем на наружной стене здания на высоте не более 1,8 м;
• быстродействующий запорный клапан с электроприводом внутри помещения котельной;
• запорная арматура на отводе к каждому котлу или газогорелочному устройству.

Компания "Схид-будконструкция", Киев изготавливает на заказ металлические емкости и резервуары для хранения топлива. В Украине, при децентрализованном теплоснабжении используют, как правило, дизельное топливо и легкие сорта мазута. Прежде всего, это обусловлено удобством их транспортировки и хранения, невысокой вязкостью, облегчающей задачу эффективного сжигания, а также низким содержанием серы и золы, что решает проблему загрязнения окружающей среды и сохранности оборудования.

За рубежом котельное топливо принято разделять на дистиллятное (печное) и остаточное (мазут). Первое получают при термическом и каталитическом крекинге нефтепродуктов и коксовании остаточного топлива. Около 60% его расходуется на отопление зданий. В Великобритании печное топливо иногда называют бытовым, во Франции – легким, в США – форсуночным.

В Украине термин «печное топливо» часто употребляют, подразумевая дизтопливо, что не совсем корректно. По фракционному составу печное бытовое топливо (ТУ 38. 101656-87) может быть несколько тяжелее дизельного, выпускаемого по ГОСТ 305-82. Сравнение характеристик того и другого горючего предопределяет выбор в пользу дизтоплива, но в теплоснабжении используют оба.
ГОСТ 305-82 устанавливает три вида дизтоплива; летнее (Л), зимнее (З) и арктическое (А). По содержанию серы дизтопливо подразделяют на топливо с содержанием серы (по массе) не более 0,2 и не более 0,5%.
Сведения о виде дизтоплива и количестве в нем серы указываются в обозначении марки горючего. Для летнего топлива в маркировке обозначена также температура вспышки, а для зимнего – температура застывания. Например, кодом Л-0,2-40 обозначено летнее топливо с количеством серы до 0,2% и температурой вспышки 40 (градусов по С). Код 3-0,2-35 говорит о том, что мы имеем дело с зимним дизтопливом; серы в нем содержится до 0,2%; температура застывания составляет -35(градусов по С). Дизтопливо марки А-0,4 является арктическим (может использоваться при температуре до -50 (градусов по С); доля серы составляет в нем 0,4%. Главная особенность всех марок дизельного топлива – низкая вязкость: даже при летних марок кинематическая вязкость при 20 (градусов по С) оставляет 3-6 сСт.
Качество котельного топлива за рубежом и в Украине оценивают одними и теми же физико-химическими показателями. Отличаются только методы определения некоторых констант и их оценка. Подбирать аналог того или иного отечественного топлива следует прежде всего по величине условной вязкости.
В последние годы в западных странах растет рынок жидкого топлива с низким (не более 0,005% по массе) содержанием серы. Такое горючее дороже, но характеризуется более полным и чистым сгоранием. Кроме того, оно облегчает применение конденсационных котлов (в частности, отпадает необходимость в нейтрализации конденсата). В итоге обеспечиваются экономия топлива, снижение затрат на обслуживание техники и сокращение вредных выбросов в атмосферу. В 2006 г. Парламентом ФРГ было принято решение форсировать с 1 января 2009 г. Переход в теплоснабжении на горючее с низким содержанием серы. Кроме того, с 1 января текущего года в два раза снижена норма содержания серы в обычном топливе марки EL (в DIN-51603 внесены соответствующие поправки). Теперь она составляет 0,1% (ранее – 0,2).

Еще одна мировая тенденция – развитие биотопливного направления.

Доставку топлива на объекты теплоснабжения осуществляют специализированные предприятия. Выбирая поставщика, заказчику следует отдавать предпочтение проверенным фирмам, долгосрочно работающим на рынке данных услуг. Качество горючего должно быть подтверждено паспортом и отвечать требованиям, предъявляемым изготовителями горелок.
Использование недостаточно качественного топлива оборачивается ростом затрат на сервисное обслуживание системы – чаще появляется необходимость в замене форсунок, топливного фильтра, чистке топливных баков от осадков, перенастройке горелки.

Хранение топлива в резервуарах для котельных

Жидкое топливо – экологически опасный и горючий материал. Требования к размещению и устройству работающих на нем установок обусловлены соображениями защиты от загрязнения природных вод и пожарной безопасности.
Хранение необходимого запаса жидкого топлива осуществляется в специальных баках – стальных емкостях и резервуарах . Ранее за рубежом выпускались также железобетонные резервуары для подземной установки. В настоящее время из уже не производят, хотя они и находятся в эксплуатации.
Как правило, металлические емкости горизонтальные имеют объем от 2,5 м3 до 75м3 и могут с помощью специальных фикспакетов объединяться в батареи. Распространены одно и двустенные модели.
Одностенные баки предназначены для наземной установки и должны размещаться таким образом, что бы в случае утечки топливо удерживалось на месте до его удаления – в помещениях с герметичным полом и нижней частью стен или в герметичных поддонах. (Объем улавливания рассчитывается на всё содержащееся в баке горючее, а при наличии нескольких не сообщающихся баков – на емкость самого большого резервуара.) К хранилищу с двустенными баками такое требование не предъявляется. Они оснащаются устройствами контроля утечки топлива в пространство между внутренней и внешней оболочками.
По заявлениям ведущих западных производителей, современным экологическим нормам отвечают именно двустенные емкости . В Германии, например, установка двустенного бака с системой контроля герметичности предписывается сегодня во всех случаях, когда объем хранения превышает 1000 л. Это обязательно и в случае подземного размещения резервуара.
В целом, за последнее время в европейских странах заметно изменился подход к организации резервуарного хозяйства. Производители предлагают рынку всё более надежные, компактные, гибко комбинируемые в эргономичные батареи модели баков.
Конечно, реальность далека от повсеместного использования «евробака». Но в любом случае резервуар для хранения топлива должен быть прочным (особенно при подземной установке), устойчивым к химическим, температурным и другим возможным воздействиям (например, ультрафиолетовыми лучами), оснащенным всеми необходимыми элементами обвязки.
Все баки для жидкого топлива должны соответствовать действующим нормам и требованиям по качеству. После окончания монтажа системы специализированной организацией должно быть проведено ее испытание с выдачей свидетельства о приемке. В дальнейшем емкости нуждаются в периодических обследованиях.
В зарубежной практике при выборе места установки емкости для топлива в индивидуальном и малосемейном доме предпочтение часто отдается подвалу. Согласно немецким нормативам, при наземной установке баки не должны размещаться над топочными устройствами, дымовыми трубами, дымоходами, дымовыми трубами, дымоходами, каналами теплого воздуха.

Запрещено также устанавливать баки в проходах и проездах, на лестничных клетках (кроме жилых зданий с не более чем двумя квартирами), в доступных холлах, на крышах жилых домов, больниц, офисных и других подобных зданий, а также на их чердаках и в рабочих помещениях (можно – в специальных шкафах и в объеме до 5000л).
Согласно СНиП II-35-76* «Котельные установки» не допускается использовать жидкое горючее для крышных котельных. Котлы, работающие на жидком топливе с температурой вспышки ниже 45* С, запрещается также размещать в подвалах.
Если котельная распологается в отдельной постройке, резервуары для хранения дизтоплива можно размещать в пристроенном к ней помещении. При этом общая емкость резервуара должна быть не более 150м3 - для мазута и 50м3 – для легкого нефтяного топлива. В самой котельной (но не над котлами или экономайзерами) допускается устанавливать закрытый расходный бак для жидкого топлива емкостью не более 5 м3 – для мазута и 1 м3 – для легкого нефтяного топлива.
Для встроенных и пристроенных автономных котельных следует предусматривать закрытые склады жидкого топлива, расположенные вне помещения котельной и здания, для помещения которого она предназначена. Емкость расходных баков, устанавливаемых непосредственно в котельной, не должна превышать 800 л; размещать их следует в герметичных поддонах, на расстоянии не менее 1 м от топки.
Оснастка топливной емкости включает ряд элементов. Крышки приемной горловины резервуара могут меть разливное исполнение. Одной из простейших можно считать крышку, снабженную креплением для навесного замка. Более сложная крышка – универсальная – герметична, предполагает крпление к ней измерительной линейки и вполне пригодна для заполнения емкости так называемым методом газового маятника. Существуют также крышки с дыхательным клапаном и приемные шаровые клапаны, имеющие дистанционную спираль или специальную «лапку». Для предотвращения контактной коррозии спираль выполняется из пружинной стали, а шарик клапана – из нержавеющей.
Стандартный арматурный узел для отбора топлива снабжен обратными шаровыми клапанами на подающем и обратном трубопроводах. Он может иметь регулируемый ограничитель уровня, а также (в однотрубных системах) поплавок, обеспечивающий забор чистого топлива с глубины 4-6 см ниже его уровня.
Кроме того, в емкости входят указатели и ограничители уровня топлива с сигнальными устройствами. Они могут быть механическими (настройка по высоте емкости – 0-2 м), пневматическими (1-3 м) или другой конструкции.
На всасывающем и измерительном трубопроводах устанавливается датчик герметичности резервуара, в некоторых вариантах комбинирующийся на крышке горловины емкости.