СН 350-66. Строительные нормы. Указания по проектированию котельных установок

(утв. Госстроем СССР 14.06.1966)

ИСТОРИЯ ИЗМЕНЕНИЙ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИХ АКТОВ

flowchart LR
  n0["СН 350-66"]:::rst
  click n0 "https://bukva.ai/docs/sn-stroitelnye-normy-sn-350-66" "СН 350-66. Строительные нормы. Указания по проектированию котельных установок (утв. Госстроем СССР 14.06.1966)"
  n1["СНиП II-35-76"]:::doc
  click n1 "https://bukva.ai/docs/snip-ii-35-76" "СНиП II-35-76. Строительные нормы и правила. Котельные установки (утв. Постановлением Госстроя СССР от 31.12.1976 N 229)"
  n2["СНиП 2.04.14-88*"]:::rst
  click n2 "https://bukva.ai/docs/snip-2-04-14-88" "СНиП 2.04.14-88*. Строительные нормы и правила. Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов (утв. Постановлением Госстроя СССР 09.08.1988 N 155)"
  n3["СП 89.13330.2012"]:::rst
  click n3 "https://bukva.ai/docs/sp-svod-pravil-sp-89-13330-2012" "СП 89.13330.2012. Свод правил. Котельные установки. Актуализированная редакция СНиП II-35-76 (утв. Приказом Минрегиона России от 30.06.2012 N 281)"
  n4["СНиП 41-03-2003"]:::rst
  click n4 "https://bukva.ai/docs/snip-41-03-2003" "СНиП 41-03-2003. Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов (приняты и введены в действие Постановлением Госстроя РФ от 26.06.2003 N 114)"
  n5["СП 61.13330.2012"]:::doc
  click n5 "https://bukva.ai/docs/sp-svod-pravil-sp-61-13330-2012" "СП 61.13330.2012. Свод правил. Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов. Актуализированная редакция СНиП 41-03-2003 (утв. Приказом Минрегиона России от 27.12.2011 N 608)"
  n6["СП 89.13330.2016"]:::doc
  click n6 "https://bukva.ai/docs/sp-89-13330-2016" "СП 89.13330.2016. Свод правил. Котельные установки. Актуализированная редакция СНиП II-35-76 (утв. Приказом Минстроя России от 16.12.2016 N 944/пр)"
  n0 --> n1
  n1 --> n2
  n1 --> n3
  n2 --> n5
  n2 --> n4
  n3 --> n6
classDef rst fill:#FFEBEB,stroke:#8B0000,color:#000;
classDef doc fill:#EBFFEB,stroke:#006400,color:#000;
classDef notEnt fill:#FFFFEB,stroke:#FF8C00,color:#000;

14 июня 1966 года

СТРОИТЕЛЬНЫЕ НОРМЫ

УКАЗАНИЯ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК

СН 350-66

1 января 1967 года

Внесены Государственным проектным институтом «Сантехпроект» Госстроя СССР и ЦКТИ им. Ползунова Министерства тяжелого, энергетического и транспортного машиностроения.

Утверждены Государственным комитетом Совета Министров СССР по делам строительства 14 июня 1966 г.

«Указания по проектированию котельных установок» (СН 350-66) разработаны Государственным проектным институтом «Сантехпроект» Госстроя СССР при участии Центрального котлотурбинного института имени И.И. Ползунова Министерства тяжелого, энергетического и транспортного машиностроения, Государственного проектно-изыскательского института «Трансэлектропроект» Министерства транспортного строительства, Государственного института по проектированию газоочистных сооружений «Гипрогазоочистка» Министерства нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности СССР, Государственного проектного института «Промэнергопроект» Министерства энергетики и электрификации СССР.

Редакторы — инженеры Ю.Б. Александрович и И.Д. Терешенков (Госстрой СССР), инженеры Я.Ю. Зильберштейн, Н.Б. Либерман и М.Т. Нянковская (Сантехпроект), д-р техн. наук Н.С. Рассудов и инж. А.В. Чубарова (ЦКТИ им. Ползунова), инж. Я.Б. Паин (Промэнергопроект) и инж. И.А. Шелион (Гипрогазоочистка).

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящие указания составлены в развитие главы СНиП II-Г.9-65 «Котельные установки. Нормы проектирования» и распространяются на проектирование вновь строящихся и реконструируемых котельных установок с чугунными секционными котлами, паровыми котлами с давлением пара <= 23 ати, паропроизводительностью до 75 т/ч и водогрейными котлами с температурой нагрева воды до 200 °C, теплопроизводительностью до 50 Гкал/ч включительно.

Примечание. Указания не распространяются на котельные электростанций, на котельные с пиковыми водогрейными котлами, предназначенными для работы в блоке с ТЭЦ, на котельные с котлами-утилизаторами, а также на передвижные котельные установки.

1.2. При проектировании котельных, кроме требований настоящих указаний, следует руководствоваться соответствующими главами СНиП, правилами и другими нормативными документами.

1.3 В зависимости от характера тепловых нагрузок котельные установки условно подразделяются на три основных типа:

отопительные — вырабатывающие тепло для отопления, вентиляции и горячего водоснабжения жилых, общественных, промышленных и других зданий и сооружений;

отопительно-производственные — вырабатывающие тепло для отопления, вентиляции, горячего водоснабжения и технологических целей;

производственные — вырабатывающие тепло для технологических целей.

1.4 Расчетные теплопроизводительности котельных определяются:

для отопительных — суммой максимальных часовых расходов тепла на отопление, вентиляцию и расчетных часовых расходов тепла на горячее водоснабжение;

для отопительно-производственных и производственных — максимальным часовым расходом тепла исходя из суточного графика теплопотребления (с учетом работы аккумуляторов горячей воды и пара).

Примечание. При определении расчетной теплопроизводительности котельной должны также учитываться потери тепла тепловыми сетями и расходы тепла на собственные нужды котельной.

1.5. Максимальные часовые расчетные расходы тепла на собственные нужды котельных рекомендуется принимать в размере до 3% от установленной теплопроизводительности котлов.

1.6. Выбор теплоносителя и определение расходов тепла на отопление и вентиляцию зданий и сооружений производится по данным глав СНиП II-Г.10-62 «Тепловые сети. Нормы проектирования» и II-Г.7-62 «Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха. Нормы проектирования». Расходы тепла на бытовое горячее водоснабжение определяются по данным главы СНиП II-Г.8-62 «Горячее водоснабжение. Нормы проектирования».

1.7. Тепловые нагрузки для расчета и выбора оборудования котельных должны быть определены для четырех характерных режимов:

максимально зимнего — при расчетной температуре наружного воздуха для проектирования отопления (расчетная теплопроизводительность котельной);

наиболее холодного месяца — при средней температуре этого месяца;

средне-отопительного — при средней температуре наружного воздуха за отопительный период;

летнего — определяемого величинами расхода тепла на технологические цели и горячее водоснабжение.

1.8 Число котлов и их единичную теплопроизводительность следует принимать:

для отопительных котельных — по величине расчетной теплопроизводительности котельной без установки резервных котлов;

для отопительно-производственных и производственных котельных — по величине расчетной теплопроизводительности с тем, чтобы при выходе из строя одного котла оставшиеся обеспечивали выработку тепла в количестве, определенном режимом «наиболее холодного месяца».

В котельной надлежит, как правило, предусматривать установку однотипных котлоагрегатов одинаковой теплопроизводительности.

1.9. В котельных, от которых не требуется непрерывной подачи тепла, допускается установка одного котла.

1.10. При необходимости увеличения теплопроизводительности котельной следует рассмотреть целесообразность установки дополнительных котлов, модернизации существующих для увеличения их теплопроизводительности или замены существующих котлов котлами большей производительности.

1.11. Состав, содержание, порядок разработки, согласования и утверждения проектов и смет котельных определяются «Инструкцией по разработке типовых проектов для промышленного строительства» (СН 227-62) и «Инструкцией по разработке проектов и смет для промышленного строительства» (СН 202-62).

2. ТОПЛИВО

2.1. Вид топлива для вновь проектируемых и реконструируемых котельных устанавливается планирующими органами.

2.2. Проектирование котельных со слоевым сжиганием антрацитов и тощих углей, поставка которых для слоевого сжигания не предусматривается действующими ГОСТами на угли соответствующих месторождений, не допускается ввиду чрезвычайно больших потерь топлива.

2.3. Учитывая, что слоевое сжигание высоковлажных бурых углей с Q_{\text{н}}^{\text{р}}<2500\text{ккал}/\text{кг} и сланцев связано с большими потерями топлива и усложнением эксплуатации, применение этих топлив может быть допущено только как исключение.

2.4. Для котельных, располагаемых в жилых районах, рекомендуется применять газ, высокосортное твердое топливо и малосернистый мазут.

2.5. Расчетные характеристики топлив принимаются по данным нормативного метода теплового расчета котельных агрегатов, разработанного ВТИ и ЦКТИ, или по характеристике топлива конкретного месторождения, указанного в задании на проектирование.

2.6. Для котельных с годовым расходом природного газа до 10 млн. м3 работа на другом виде топлива не предусматривается.

При годовом расходе природного газа более 10 млн. м3 необходимость работы котельной на другом виде топлива (мазут или твердое) устанавливается планирующими организациями.

2.7. При переводе работы котельной с твердого топлива на газообразное при необходимости следует сохранять в качестве другого вида топлива твердое. Применение в этом случае мазута должно быть обосновано.

3. ТОПОЧНЫЕ УСТРОЙСТВА <1>

<1> В разделе «Топочные устройства» производительность котлов условно указана по пару (в т/ч); рекомендации настоящего раздела также относятся и к водогрейным котлам эквивалентной теплопроизводительности.

3.1. В отопительных и отопительно-производственных котельных, работающих с переменной тепловой нагрузкой, рекомендуется, как правило, слоевое сжигание топлива.

3.2. Выбор топочных устройств, в зависимости от вида сжигаемого топлива и производительности котельного агрегата, рекомендуется производить:

для котлов производительностью от 2,5 т/ч и выше со слоевыми топками — по табл. 1;

для котлов с камерными топками — по табл. 2 и 3.

Примечание. Рекомендации указанных таблиц не исключают применения других топочных устройств, целесообразность установки которых должна быть обоснована.

Таблица 1

Рекомендуемые типы слоевых механизированных топок

<1> Рекомендуемый тип топочного устройства.

<2> Заменяющий тип топочного устройства.

Примечание. Здесь и далее то тексту значение \text{А}^{\text{п}} — приведенная зольность топлива \frac{\%}{\text{тыс}.\text{ккал}/\text{кг}} .

Таблица 2

Рекомендуемые типы камерных топок для твердого топлива

Примечания. 1. Под пылеугольными топками понимаются топки, оборудованные пылеугольными горелками, в том числе и при размоле топлива в молотковых мельницах.

2. Шахтно-мельничными названы топки, снабженные открытыми амбразурами с различными рассекателями.

3. При попеременном сжигании пыли, газа или мазута применяются комбинированные горелки.

Таблица 3

для сжигания мазута и природного газа

<1> Применяются при необходимости сохранения работы котла на твердом топливе.

<2> Форсунки данного типа производительностью свыше 150 кг/ч требуют разработки и серийного освоения.

<3> При небольшом диапазоне изменения нагрузок котла или при возможности выключения части горелок.

Примечания. 1. При переменном сжигании газа и мазута применяются комбинированные газомазутные горелки.

2. Рекомендации по горелочным устройствам для чугунных секционных и вертикально-цилиндрических котлов даны при их теплопроизводительности не более 1 Гкал/ч.

3.3. Топочные устройства котлов принимаются в соответствии с заводской компоновкой.

3.4. Выбор конструктивных размеров топок производится на основании тепловых расчетов котельных агрегатов.

3.5. Объем топки и площадь зеркала горения определяются исходя из расчетной (максимально длительной) тепловой нагрузки котлоагрегатов.

3.6 Нормативные значения расчетных характеристик топочных устройств для различных видов сжигаемого топлива приведены:

для слоевых топок с ручным забросом топлива на неподвижную решетку — в табл. 4 - 6;

для слоевых механических и полумеханических топок — в табл. 5 - 7;

для камерных топок — в табл. 5, 6 и 8.

Таблица 4

с неподвижной решеткой и ручным забросом топлива

Примечания. 1. Расчетные характеристики слоевых топок с неподвижной решеткой приведены по данным ЦКТИ им. Ползунова.

2. Сжигание спекающихся углей в топках с ручным обслуживанием не рекомендуется.

3. Расчетные характеристики даны для топок с неподвижными решетками без опрокидных колосников.

4. При применении топок с качающимися или опрокидными колосниками значение теплового напряжения зеркала горения увеличивается на 10 — 15%, соответственно изменяются тепловые потери.

5. Температура воздуха для дутья принимается 25 °C.

6. Расчетные характеристики не распространяются на топки чугунных секционных и вертикально-цилиндрических котлов.

7. \text{А}^{\text{п}} и W^{\text{п}} — приведенные зольность и влажность топлива в \frac{\%}{\text{тыс}.\text{ккал}/\text{кг}} .

Таблица 5

Расчетные характеристики топок чугунных секционных котлов

Примечания. 1. Температура воздуха для дутья принимается 25 °C.

2. Расчетные характеристики топок приняты по данным НИИСТ.

Таблица 6

вертикально-цилиндрических котлов

Примечания. 1. Расчетные характеристики внутренних топок приведены по данным ЦКТИ им. Ползунова.

2. При сжигании мазута и природного газа во внутренней топке значение \frac{BQ_{\text{н}}^{\text{р}}}{V_{\text{т}}} может быть принято 800 тыс. ккал/м3 x ч.

3. Температура воздуха для дутья принимается 25 °C.

4. В случае применения выносных топок расчетные характеристики принимать по табл. 1 и 4.

Таблица 7

Расчетные характеристики слоевых механизированных топок

Продолжение табл. 7

Продолжение табл. 7

Продолжение табл. 7

<1> Меньшее значение для котлов D > 10 т/ч.

<2> Значения потерь с уносом в случаях сжигания каменных и бурых углей даны для рядового топлива с содержанием пылевых частиц 0 — 0,09 мм — 2,5% при отсутствии возврата уноса и острого дутья. Для кузнецкого угля ГСС содержание пылевых частиц принято 5%. В общем случае потеря с уносом изменяется прямо пропорционально содержанию пылевых частиц в топливе. При наличии возврата уноса и острого дутья потеря с уносом уменьшается в 2 — 3 раза.

<*> Сжигание каменных углей с легкоплавкой золой в топках данного типа не рекомендуется.

<**> Меньшее значение для котлов D > 20 т/ч.

<***> Меньшее значение для котлов D > 10 т/ч; за расчетную площадь зеркала принята площадь открытой части зажимающей решетки.

Примечания: 1. Для котлов паропроизводительностью до 10 т/ч, оборудованных топками с пневматическими забрасывателями и цепной решеткой обратного хода, температура дутьевого воздуха допускается 25 °C.

2. Табличные значения теплонапряжений решетки относятся к режиму работы топочного устройства при максимальном к.п.д. котла. Возможно длительное увеличение тепловых нагрузок на 20%.

Таблица 8

для котлов производительностью 15 т/ч и выше

<1> При сухом шлакозолоудалении.

<*> Значения величин, приведенных в скобках, даны для топок двухкамерного типа.

Примечание. Выбор значения \frac{BQ_{\text{н}}^{\text{р}}}{V_{\text{т}}} зависит от числа часов использования установки, графика нагрузки и конфигурации топки. При этом большее значение теплонапряжения топочного объема принимается для котельных с меньшим числом часов использования установленной мощности (<= 1500 ч в год), а также при реконструкции котлоагрегатов.

3.7. Для исключения шлакования конвективных поверхностей нагрева котлов температуры газов на выходе из камерных топок (при номинальной паропроизводительности котла) рекомендуется принимать равными средним температурам начала деформации золы t_{1} = 900 - 1150^{\circ}C .

Для нешлакующихся твердых топлив с тугоплавкой золой температура газов на выходе из топки должна приниматься на основе соответствующих технико-экономических расчетов.

Для топлив, для которых по опытным данным допустимые температуры газов на выходе из топки существенно отличаются от средних температур начала деформации золы, температуру газов на выходе из топки следует принимать по табл. 9.

Таблица 9

Допустимые температуры газов на выходе из топки

4. КОТЛЫ И "ХВОСТОВЫЕ" ПОВЕРХНОСТИ НАГРЕВА

Котлы

Водогрейные котлы

4.1 В качестве водогрейных котлов рекомендуется принимать:

для нагрева воды до температуры 115 °C - чугунные секционные котлы, выпускаемые промышленностью;

для нагрева воды до температуры 200 °C - стальные водогрейные котлы, выпускаемые промышленностью.

Примечание. Чугунные секционные котлы при оборудовании их паросборниками могут быть использованы в качестве паровых с давлением пара не свыше 0,7 ати.

4.2. Типы и основные параметры чугунных секционных котлов поверхностью нагрева более 4 м2 с топками для сжигания твердого топлива следует принимать по данным ГОСТ 10617-63 "Котлы отопительные чугунные с топками для сжигания твердого топлива".

Теплопроизводительность этих котлов при сжигании различных видов топлива принимается по паспортным данным завода-изготовителя.

4.3. Сжигание высокозольных и высоковлажных бурых углей с теплотой сгорания Q_{\text{н}}^{\text{р}} \leq 2800\text{ккал}/\text{кг} , а также сланцев, торфа и других видов топлива с содержанием S^{\text{п}} \geq 0,2 \cdot 10^{3}\%\text{кг}/\text{ккал} для котельных со стальными водогрейными котлами не рекомендуется.

Во избежание коррозии поверхностей нагрева стальных водогрейных котлов следует предусматривать мероприятия, обеспечивающие температуру воды на входе в котел выше точки росы для сжигаемого вида топлива.

Стальные водогрейные котлы с температурой нагрева воды до 200 °C, по мере освоения их промышленностью, следует принимать в проектах в соответствии со шкалой типоразмеров, приведенной в табл. 10 <*>.

<*> Утверждена бывш. Государственным комитетом тяжелого, энергетического и транспортного машиностроения при Госплане СССР 25 июня 1965 г.

Таблица 10

Выписка из шкалы типоразмеров стальных водогрейных котлов

Паровые котлы

4.4. При проектировании котельных, как правило, следует применять паровые котлы, серийно выпускаемые промышленностью.

4.5. Номинальные значения паропроизводительности котла и температуры пара, указанные в ГОСТ 3619-59 "Котлы паровые стационарные. Типы и основные параметры", должны обеспечиваться при сжигании топлива, принятого при конструировании котла.

При поставке этих котлов для работы на пониженном давлении пара, а также при значениях температур пара и питательной воды, отличающихся от принятых для номинальной паропроизводительности котлов, соответствующая паропроизводительность устанавливается расчетом и согласовывается с заводом - изготовителем котлов.

4.6. Производительность котлов, рассчитанных для работы на твердом топливе, при переводе их на сжигание газа или мазута может быть повышена.

Увеличение производительности котла должно быть обосновано расчетом и согласовано с заводом-изготовителем.

4.7. При проектировании котельных следует исходить из условий комплектной и блочной поставки котлоагрегатов, включая топочные устройства, хвостовые поверхности нагрева, тяго-дутьевые установки, золоуловители, КИП, автоматику и др. Бесперебойная работа котлоагрегата, его производительность и коэффициент полезного действия должны гарантироваться поставщиком.

4.8. При проектировании котельных с котлами, серийно выпускаемыми промышленностью, тепловые расчеты последних не производятся. Параметры работы котла принимаются по данным завода-изготовителя.

Тепловые расчеты котлоагрегатов при их реконструкции выполняются в соответствии с указаниями нормативного метода теплового расчета котельных агрегатов.

Хвостовые поверхности нагрева

4.9. Хвостовые поверхности нагрева - воздухоподогреватели и водяные экономайзеры следует устанавливать за всеми котлами паропроизводительностью 2,5 т/ч и более при температуре газов за котлами более 250 °C.

Установка котлов производительностью менее 2,5 т/ч без хвостовой поверхности нагрева при температуре газов за котлом более 250 °C должна быть обоснована.

Примечание. Для котлов типа ДКВР в случае, если произведение стоимости 1 т условного топлива (в руб.) на годовое число часов использования установленной мощности котельной менее 10000, допускается установка этих котлов без хвостовых поверхностей нагрева.

4.10. В котельных должны применяться чугунные или стальные водяные экономайзеры.

Воздухоподогреватели следует применять в случаях, когда подогрев воздуха необходим для интенсификации и устойчивости процесса горения, сушки топлива или повышения экономичности работы топки.

Для более глубокого использования тепла уходящих газов рекомендуется предусматривать применение комбинированных хвостовых поверхностей нагрева (в сочетании водяного чугунного экономайзера с воздухоподогревателем или со стальным трубчатым экономайзером).

4.11. При слоевом сжигании всех видов углей для котлов паропроизводительностью 20 т/ч и выше следует применять комбинированные хвостовые поверхности нагрева, состоящие из водяного чугунного экономайзера и воздухоподогревателя.

4.12. Хвостовые поверхности нагрева устанавливаются непосредственно за котлом, перед золоуловителем и дымососом.

4.13. Установка хвостовых поверхностей нагрева, общих для всех или группы котлов, допускается в котельных с котлами производительностью менее 2,5 т/ч или при реконструкции котельных.

4.14. Схема включения хвостовых поверхностей нагрева в газовый тракт должна исключать применение обводных газоходов и перепусков.

Обводные газоходы следует применять при установке групповых поверхностей нагрева. В этом случае на обводных газоходах должны устанавливаться последовательно два плотных шибера или две заслонки.

4.15. Водяные экономайзеры применяются для нагрева как питательной воды котлов, так и сетевой.

Установка экономайзера с переключением с нагрева питательной воды на нагрев сетевой воды не рекомендуется.

4.16. Скорость газов в чугунном экономайзере при максимальной (расчетной) нагрузке котла рекомендуется принимать 7 - 10 м/сек.

4.17. Включение экономайзера питательной воды должно предусматривать направление потока воды снизу вверх.

Движение воды и газов, как правило, должно быть противоточное.

4.18. При двухколонковых экономайзерах питательной воды холодная вода подводится во вторую по ходу газов колонку; движение питательной воды осуществляется снизу вверх в обеих колонках экономайзера.

В экономайзерах сетевой воды направление движения воды может быть как снизу вверх, так и сверху вниз.

4.19. При выборе температуры уходящих газов за экономайзером питательной воды следует стремиться к оптимальному значению разности между температурами газов на выходе и воды на входе в экономайзер ( \Delta t_{\text{хк}} - разность температур "холодного" конца).

Оптимальные значения \Delta t_{\text{хк}} при противотоке составляют:

для котельных с произведением годового числа часов использования на стоимость 1 т условного топлива (в руб.) более 25000 \Delta t_{\text{хк}} = 30 \div 50^{\circ}C ;

для котельных с произведением годового числа часов использования на стоимость 1 т условного топлива (в руб.) 25000 - 10000 \Delta t_{\text{хк}} = 50 \div 80^{\circ}C .

Температура уходящих газов за экономайзерами питательной воды должна быть не ниже: для сухого малозольного топлива - 120 °C; для остальных видов топлива - 140 °C и сернистого мазута - 160 °C.

4.20. При определении поверхности нагрева водяного экономайзера температуру питательной воды на выходе из группового экономайзера и экономайзеров старых конструкций (ЦККБ, Грина и др.) следует принимать не менее чем на 40 °C ниже температуры насыщения, а на выходе из индивидуального (из труб конструкции ВТИ) - на 20 °C.

4.21. Верхний коллектор водяного "неотключаемого" экономайзера (по воде и газам) должен располагаться ниже оси барабана котла для обеспечения свободного отвода пароводяной эмульсии из экономайзера в барабан.

4.22. В верхнем газоходе экономайзера должен быть предусмотрен лаз для чистки труб от загрязнения, а для котлов, предназначенных для работы на угольной пыли, газе или мазуте, - также и взрывные клапаны.

4.23. Водяные экономайзеры должны быть снабжены устройствами для периодической очистки поверхности нагрева.

4.24. В качестве первой по ходу газов ступени комбинированных хвостовых поверхностей нагрева, а также основной хвостовой поверхности нагрева при сжигании высоковлажных несернистых топлив (S^{p} \leq 0,2\%) рекомендуется применять стальные трубчатые воздухоподогреватели.

При сжигании высоковлажного и высокосернистого топлива допускается применение чугунных воздухоподогревателей из ребристо-зубчатых труб.

4.25 Скорость газов в воздухоподогревателе при расчетной нагрузке рекомендуется принимать:

для стального трубчатого воздухоподогревателя - 10 - 12 м/сек;

для чугунного ребристо-зубчатого воздухоподогревателя - 13 - 15 м/сек.

4.26 Отношение скорости воздуха к скорости газов для различных воздухоподогревателей рекомендуется принимать:

для стального трубчатого воздухоподогревателя - 0,5;

для чугунного ребристо-зубчатого воздухоподогревателя - 0,7.

4.27. Температуру воздуха на входе в воздухоподогреватель, в целях предотвращения забивания золой поверхности нагрева, следует принимать на 5 - 10 °C выше температуры конденсации водяных паров дымовых газов.

Для твердых топлив этому условию соответствуют температуры воздуха на входе в воздухоподогреватель, приведенные в табл. 11.

Таблица 11

Температура воздуха на входе в воздухоподогреватель

Примечание. При сжигании сернистого топлива температура воздуха на входе в воздухоподогреватель из-за наличия серы принимается без учета повышения температуры точки росы.

4.28. Температуры уходящих газов за воздухоподогревателем выбирают исходя из оптимальной величины разности между температурой газов на входе и воздуха на выходе из воздухоподогревателя ( \Delta t_{\text{г}.\text{к}} - разность температур "горячего" конца).

Оптимальные значения \Delta t_{\text{г}.\text{к}} составляют:

для котельных с произведением годового числа часов использования на стоимость 1 т условного топлива (в руб.) более 25000 \Delta t_{\text{г}.\text{к}} = 35 \div 70^{\circ}C ;

для котельных с произведением годового числа часов использования на стоимость 1 т условного топлива (в руб.) 25000 - 10000 \Delta t_{\text{г}.\text{к}} = 70 \div 140^{\circ}\text{С} .

Если за воздухоподогревателем температура газов выше 220 °C, то после него следует устанавливать водяной экономайзер.

5. ТЯГО-ДУТЬЕВЫЕ УСТАНОВКИ, ГАЗОВОЗДУХОПРОВОДЫ И ДЫМОВЫЕ ТРУБЫ

5.1. Тяго-дутьевые установки принимаются в соответствии с заводской поставкой котлоагрегатов.

5.2. Проектирование газовоздушного тракта котельных (определение сопротивления, конструкции газовоздухопроводов и т.д.) выполняется в соответствии с указаниями нормативного метода аэродинамического расчета котельных установок.

5.3. Газовое сопротивление серийно выпускаемых котлов следует принимать по паспортным данным заводов-изготовителей с корректировкой, учитывающей реальный режим работы (повышение производительности, изменение вида топлива и т.п.).

5.4. Газовое сопротивление паровых котлов малой производительности устаревших конструкций может быть определено по эмпирической формуле

h_{\text{к}} = A(\frac{D}{H_{\text{к}}} \alpha_{\text{к}})^{2} - C мм вод. ст., (1)

где D - паропроизводительность котла в кг/ч;

H_{\text{к}} - поверхность нагрева котла в м2;

\alpha_{\text{к}} - коэффициент избытка воздуха за котлом;

A и C - коэффициенты, принимаемые по табл. 12.

Таблица 12

сопротивления паровых котлов старых конструкций

5.5. Котлоагрегаты, как правило, оборудуются тяго-дутьевыми установками (дымососами и дутьевыми вентиляторами) по агрегатному принципу.

5.6. При проектировании новых котельных с котлами паропроизводительностью до 1 т/ч, а также при реконструкции котельных допускаются групповые (для отдельных групп котлов) или общие (для всей котельной) тяго-дутьевые установки.

5.7. Групповые или общие тяго-дутьевые установки проектируются, как правило, с двумя дымососами и двумя дутьевыми вентиляторами.

Расчетная теплопроизводительность котлов отопительных и отопительно-производственных котельных, обслуживаемых этими установками, обеспечивается параллельной работой двух дымососов и двух дутьевых вентиляторов.

Для производственных котельных один дымосос и один дутьевой вентилятор являются рабочими, вторые - резервными.

5.8. Производительность тяго-дутьевой установки определяется по данным тепловых расчетов котлоагрегатов.

5.9. Тяго-дутьевые машины следует выбирать с коэффициентами запаса, приведенными в табл. 13.

Таблица 13

Коэффициенты запаса для выбора тяго-дутьевых машин

5.10. Тяго-дутьевые машины, как правило, должны оборудоваться направляющими аппаратами осевого типа, воздействующими на характеристику Q - H машины.

5.11. При проектировании тяго-дутьевых установок должны быть предусмотрены мероприятия, обеспечивающие снижение уровня шума до допустимого.

5.12. Детали и элементы газовоздухопроводов, предохранительные клапаны, лазы, мигалки, подвески и опоры, лестницы и площадки, фланцы, переходы, отводы и сектора, клапаны круглые и прямоугольные выполняются по соответствующим нормалям, утвержденным в установленном порядке.

5.13. На участках газопроводов, в которых возможно отложение золы, должны быть запроектированы устройства для их очистки.

5.14. Размещение и конструкция взрывных клапанов на газопроводах должны соответствовать требованиям "Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых котлов" и "Правил взрывобезопасности установок для приготовления и сжигания топлива в пылевидном состоянии".

5.15. Усилия от теплового удлинения газовоздухопроводов не должны передаваться на тяго-дутьевые машины.

5.16 Газовоздухопроводы рекомендуется проектировать круглого сечения.

5.17. Конструкция газовоздухопроводов должна обеспечивать возможность изготовления и монтажа участков газовоздухопроводов в виде транспортабельных блоков.

5.18. На газовоздухопроводах должны быть предусмотрены устройства для установки контрольно-измерительных приборов и крепления изоляции.

5.19. Для котельной, как правило, должна проектироваться одна (общая для всех устанавливаемых котлов) дымовая труба. Устройство нескольких дымовых труб или индивидуальной для каждого котла допускается при соответствующем обосновании.

5.20 Дымовые трубы должны выполняться кирпичными или железобетонными.

Применение металлических дымовых труб D > 1 м допускается только при технико-экономической целесообразности и наличии ресурсов металлопроката необходимого сортамента.

5.21. При проектировании отдельно стоящих кирпичных или железобетонных дымовых труб их размеры рекомендуется принимать согласно унифицированному ряду дымовых труб (рис. 1).

Примечание. Исходя из условий производства работ, диаметр устья трубы должен быть не менее 0,75 м.

5.22. Унифицированные диаметры металлических дымовых труб - 0,4; 0,5; 0,63; 0,8 и 1 м.

5.23. При нескольких вводах газопроводов (боровов) в дымовую трубу от параллельно работающих дымососов следует предусматривать мероприятия, обеспечивающие защиту потоков газа от взаимного влияния.

В дымовых трубах котлов с естественной тягой разделяющие перегородки не предусматриваются.

6. ОЧИСТКА ДЫМОВЫХ ГАЗОВ (золоулавливание и искрогашение)

6.1. Котельные, предназначенные для работы на твердом топливе (уголь, торф, сланцы и древесные отходы), должны быть оборудованы установками для очистки дымовых газов от золы в том случае, когда

где A^{p} - содержание золы в рабочей массе топлива в %;

B - максимальный часовой расчетный расход топлива в кг.

Примечания. 1. При работе котельной на газообразном топливе с использованием твердого топлива в качестве резервного следует предусматривать очистку дымовых газов. В этом случае обводной газоход и золоуловитель должны отключаться заглушками.

2. При применении твердого топлива в качестве аварийного установка золоуловителей не требуется.

6.2. В качестве золоулавливающих устройств при слоевом и камерном сжигании твердого топлива рекомендуется применять сухие и мокрые золоуловители:

блоки циклонов (типа НИИОГАЗ, ЦКТИ) при количестве дымовых газов до 50000 м3/ч;

батарейные циклоны при количестве дымовых газов от 15000 м3/ч и выше;

электрофильтры при количестве дымовых газов свыше 70000 м3/ч;

мокрые золоуловители типа ЦС-ВТИ (скруббер) при количестве дымовых газов свыше 100000 м3/ч.

Рекомендуется принимать к установке золоуловители заводского изготовления.

6.3. В случае, когда при сжигании твердого топлива в пылевидном состоянии одноступенчатые золоуловители не могут обеспечить санитарных требований, следует предусматривать сухую двухступенчатую очистку газов. В качестве второй ступени очистки газов применяют электрофильтры.

6.4 Коэффициенты очистки принимаются:

в циклонах и блоках циклонов при слоевом сжигании топлива - 85 - 90%; при пылевидном сжигании топлива - 70 - 80%;

в батарейных циклонах при слоевом сжигании топлива - 85 - 92%; при пылевидном сжигании топлива - 83 - 90%;

в электрофильтрах при пылевидном сжигании топлива и одноступенчатой очистке газов - 92 - 95%; при двухступенчатой очистке газов - 95 - 98%;

в мокрых золоуловителях при пылевидном сжигании топлива - 87 - 92%.

6.5. Золоуловители устанавливают на всасывающей стороне дымососов. Установка золоуловителей на напорной стороне дымососов не рекомендуется, так как в этом случае дымососы подвергаются золовому износу.

6.6. Золоуловители, как правило, должны предусматриваться индивидуальные к каждому котлоагрегату.

При реконструкции котельных допускается установка на несколько котлов группы золоуловителей или одного секционированного аппарата.

6.7. При работе котельной только на твердом топливе индивидуальные золоуловители не должны иметь обводных газоходов или боровов.

6.8. Золоуловители могут устанавливаться как внутри здания котельной, так и вне его.

6.9. Для предотвращения конденсации водяных паров на стенках золоулавливающих аппаратов и газоходов, а также по соображениям техники безопасности наружные поверхности золоулавливающих аппаратов, подводящих и отводящих газоходов изолируются.

6.10. Скорость газов в подводящем газоходе золоулавливающих установок (во избежание значительного выпадания золы) должна быть 12 - 15 м/с.

6.11. Бункера золоуловителей, как правило, выполняются из металла; форма и внутренняя поверхность бункера должны обеспечивать полный спуск золы самотеком; при этом угол наклона стенок бункера к горизонтали принимается равным 55 - 60°.

6.12 Бункера золоуловителей должны иметь герметичные затворы.

6.13. При непрерывном золоудалении из золовых бункеров применяются затворы типа "мигалка" и золосмывные аппараты, при периодическом - конусные или шиберные затворы.

6.14. Для сухой очистки дымовых газов применяются циклоны типа НИИОГАЗ, ЦКТИ и батарейные, рассчитываемые на номинальную теплопроизводительность котла. Эти аппараты улавливают частицы золы от 5\mu и выше.

6.15. Исходя из технико-экономических соображений и надежности работы циклонов и батарейных циклонов, отношение гидравлического сопротивления \Delta P в кг/м2 к удельному весу газа \gamma_{t} в кг/м3 должно быть в пределах 55 - 75, что практически соответствует сопротивлению механического золоуловителя \Delta P = 50 - 60\text{кг}/\text{м}^{2} .

В указанных пределах находится область оптимальных условий работы золоулавливающих установок.

При отношении \frac{\Delta\text{Р}}{\gamma_{t}} >75 коэффициент очистки не возрастает, но при этом увеличивается расход электроэнергии на транспортировку газа.

При отношении \frac{\Delta\text{Р}}{\gamma_{t}} <55 заметно снижается коэффициент очистки.

6.16 Циклоны и батарейные циклоны должны устанавливаться вертикально.

6.17. Рекомендуются к применению блоки циклонов НИИОГАЗ типа ЦН-15 и ЦКТИ типа Ц-16 диаметром 400 - 800 мм. Эти блоки компонуются в группы, имеющие не более восьми циклонов.

Ориентировочный коэффициент улавливания золы фракции \geq 10\mu для циклонов диаметром 400 мм - 89% и диаметром 800 мм - 85%.

Значения коэффициентов гидравлического сопротивления механических золоуловителей приведены в табл. 14.

Примечание. Коэффициент гидравлического сопротивления единичных циклонов следует принимать на 10% меньше указанных в таблице.

6.18. Мокрые золоуловители типа ЦС-ВТИ применяются при сжигании твердого топлива с приведенной сернистостью не более 1% и температурой дымовых газов не выше 200 °C. При этом кислая вода (после золоуловителей) должна быть нейтрализована.

Применение оборотного водоснабжения не допускается.

6.19. Предусматривать установку мокрых золоуловителей типа ЦС-ВТИ при сжигании топлива, в золе которого содержится значительное количество извести (более 20% CaO по минеральному анализу), не рекомендуется; также не рекомендуется для орошения скрубберов применять воду, не очищенную от механических примесей, с суммарной концентрацией сульфита и бикарбоната, превышающей 15 мг x экв/л.

6.20. Мокрые золоуловители при установке их вне здания в районах с расчетной зимней температурой воздуха ниже -15 °C следует устанавливать с утеплением зоны обслуживания форсунок и нижней части скруббера (пульпоудаления).

При установке золоуловителей на открытом воздухе для предотвращения конденсации водяных паров на стенках подводящих газоходов входные патрубки золоуловителей, сборный короб и отводящие газоходы к дымососам должны изолироваться.

6.21. Расчетная скорость дымовых газов в поперечном сечении скруббера должна быть не более 5 м/с.

При колебании нагрузок (в условиях эксплуатации) допускается увеличение скорости газов против расчетной на 10% или уменьшение на 20%.

На один котел рекомендуется устанавливать не более 4 аппаратов.

6.22. Давление воды у верхних оросительных сопел должно быть от 0,1 до 0,15 ати, а перед смывными соплами периодического действия - не менее 2,5 ати.

6.23. Котельные, сжигающие древесные отходы, во всех случаях, независимо от количества сжигаемого топлива, оборудуются устройствами для искрогашения и устройствами для улавливания летучей золы в соответствии с указаниями п. 6.1.

6.24. Устройства для улавливания золы и гашения искр следует устанавливать после хвостовых поверхностей нагрева.

6.25. В качестве устройств для улавливания золы и гашения искр рекомендуется принимать мокрые и сухие золоуловители и искрогасители.

6.26. Искрогасители устанавливаются, как правило, на дымовых трубах котельных, работающих на естественной тяге. При искусственной тяге искрогасители устанавливаются при наличии сухих механических золоуловителей.

При установке мокрых золоуловителей искрогасители не устанавливаются.

7. ДЕАЭРАЦИОННО-ПИТАТЕЛЬНЫЕ И ТЕПЛООБМЕННЫЕ УСТАНОВКИ, БАКИ-АККУМУЛЯТОРЫ, УСТАНОВКИ СБОРА КОНДЕНСАТА

7.1. В состав деаэрационно-питательной установки входят деаэраторы, насосы питательной воды и охладители выпара.

7.2. В котельных установках для деаэрации питательной воды паровых котлов и воды тепловых сетей следует применять термические деаэраторы. В соответствии с ГОСТ 9654-61 "Деаэраторы термические питательной воды и баки деаэрированной воды для стационарных котельных установок" и ГОСТ 10942-64 "Деаэраторы вакуумные термические для тепловых сетей. Основные параметры и технические требования" термические деаэраторы подразделяются на следующие типы:

смешивающие вакуумные на давление 0,3 кГ/см2;

смешивающие атмосферные на давление 1,2 кГ/см2;

смешивающие среднего давления на давление 3,5 кГ/см2;

смешивающие повышенного давления на давление 6 и 7 кГ/см2;

вакуумные на давление, равное давлению при температуре насыщения деаэрированной воды.

Типоразмеры смешивающих деаэраторов, предназначенных для котельных, и полезная емкость баков деаэрированной воды к ним принимаются по действующим государственным стандартам.

7.3. В котельных с паровыми котлами рекомендуется применять смешивающие термические деаэраторы атмосферного типа.

Вакуумные деаэраторы рекомендуются к установке в следующих случаях:

для деаэрации подпиточной воды в котельных с водогрейными котлами;

для деаэрации питательной воды в котельных с паровыми котлами при невозможности обеспечения нормальной работы питательных насосов с температурой воды выше 70 °C, а также в случаях, когда повышение температуры питательной воды до 102 - 104 °C вызывает повышение температуры уходящих газов.

7.4. Деаэрацию питательной воды и воды для подпитки тепловых сетей рекомендуется производить в раздельных деаэраторах. При закрытых системах теплоснабжения допускается установка общих деаэраторов.

7.5. При определении производительности деаэраторов расход воды для подпитки тепловых сетей принимается в соответствии с указаниями главы СНиП II-Г.10-62.

7.6. При проектировании деаэрационно-питательных установок следует предусматривать непрерывную подачу в деаэратор всех потоков воды, в том числе конденсата с производства и от дренажных устройств.

Средневзвешенная температура всех потоков должна быть не менее чем на 10 °C ниже температуры насыщения пара при давлении в деаэраторе.

Потоки воды с температурой ниже температуры насыщения пара должны направляться на верхнюю тарелку колонки деаэратора, а с температурой выше температуры насыщения - непосредственно в бак деаэратора или в барботажный отсек.

7.7. Для создания вакуума в вакуум-деаэрационных установках следует применять водоструйные или пароструйные эжекторы.

Для водоструйных эжекторов следует предусматривать установку специальных насосов.

7.8. При вакуум-деаэрационных установках рекомендуется предусматривать максимально возможный предварительный подогрев воды.

7.9. В котельных, как правило, устанавливается одна деаэрационно-питательная установка.

7.10. Емкость питательного бака (баков) должна быть не менее 20 - 30-минутной максимальной производительности котлов.

7.11. Высота установки термических деаэраторов атмосферного типа или баков питательной воды над осью питательного насоса с электрическим приводом должна исключать возможность парообразования.

7.12. В случае необходимости снижения отметки установки деаэраторов рекомендуется устанавливать охладители деаэрированной воды на всасывающей линии насосов.

Примечание. Тепловая схема котельной должна предусматривать использование воды, нагретой в охладителях деаэрированной воды.

7.13 Определение производительности насосов питательной воды и их количества производится:

для котлов с давлением пара свыше 0,7 ати - в соответствии с "Правилами устройства и безопасной эксплуатации паровых котлов" Госгортехнадзора СССР;

для котлов с давлением пара не свыше 0,7 ати - в соответствии с "Правилами устройства и безопасной эксплуатации водогрейных котлов и паровых котлов с давлением не свыше 0,7 ати".

7.14 Расчетное давление питательных насосов паровых котлов следует определять по формуле

где P_{\text{б}} - наибольшее возможное избыточное давление в барабане котла в кГ/см2;

P_{\text{д}} - избыточное давление в деаэраторе в кГ/см2;

\text{Н}_{\text{с}} - суммарное сопротивление всасывающего и напорного тракта питательной воды в м вод. ст.;

\text{Н}_{\text{г}} - геометрическая разность уровней воды в барабане котла и деаэраторе в м.

7.15. Питательные насосы, присоединенные к общей магистрали, должны иметь характеристики, допускающие их параллельную работу.

7.16. Установки для подогрева сетевой воды в котельных с паровыми котлами проектируются, как правило, общими для всех котлов.

В отопительных котельных с паровыми котлами допускается, по согласованию с заводом - изготовителем котлов, подогрев сетевой воды в теплообменниках, встроенных в барабаны котлов, а также надстроенных над ними, включенных в циркуляционный контур котла. В этих котельных водяной экономайзер используется для подогрева сетевой воды или воды для горячего водоснабжения.

7.17. Количество устанавливаемых теплообменников для подогрева сетевой воды определяется расчетом, но их должно быть не менее двух. Поверхности нагрева теплообменников принимаются с запасом в 10%. Резервные теплообменники не устанавливаются.

7.18. Теплопроизводительность теплообменников для подогрева воды, включая охладители конденсата, принимается равной сумме максимальных часовых расходов тепла на отопление и вентиляцию и расчетного расхода тепла на горячее водоснабжение.

В зависимости от системы теплоснабжения расчетный расход тепла на горячее водоснабжение принимается по данным главы СНиП II-Г.10-62.

7.19. В котельных с водогрейными или с паровыми котлами и теплообменниками для подогрева сетевой воды должно быть установлено не менее двух насосов для циркуляции воды в системе теплоснабжения. Один из насосов является рабочим, другой - резервным. Потребная производительность насосной установки определяется на основе принятого графика регулирования и графика расчетных расходов воды в тепловой сети.

Количество циркуляционных насосов и их единичную производительность следует определять исходя из наиболее экономичной работы их в течение года.

Необходимое давление сетевых насосов определяется как сумма потерь давления в котельной, в подающем и обратном трубопроводах наружной тепловой сети и потерь давления в местных системах теплопотребления (включая потери давления в тепловом пункте или узле).

При установке двух и более рабочих насосов их характеристики должны допускать параллельную работу этих насосов.

7.20. Рекомендуется установка специальных насосов для работы в летний период; допускается использование для работы в этот период подпиточных насосов.

7.21. Подпитка тепловых сетей должна осуществляться непрерывно при помощи подпиточных насосов или непосредственно из подпиточных емкостей. Число подпиточных насосов должно быть не менее двух, один из них резервный.

7.22. Выбор подпиточных насосов, определение емкости баков-аккумуляторов горячей воды, а также проектирование установок сбора конденсата производятся в соответствии с требованиями главы СНиП II-Г.10-62.

8. ТРУБОПРОВОДЫ

8.1. Трубопроводы котельных, качество применяемых материалов и их характеристики должны удовлетворять требованиям действующих правил Госгортехнадзора СССР.

Трубопроводы рассматриваемых котельных относятся к 3-й и 4-й категориям.

8.2. Общие сборные трубопроводы пара и горячей воды, а также паропроводы к редукционным, водонагревательным и другим установкам, как правило, должны проектироваться одинарными.

8.3. Между паровым котлом и сборным паропроводом котельной, водогрейным котлом и подводящим и отводящим водоводами следует предусматривать запорную арматуру (вентиль или задвижку). При наличии у парового котла пароперегревателя запорная арматура должна быть установлена за ним.

Примечание. При присоединении нескольких котлов к сборным трубопроводам, в целях облегчения условий эксплуатации, на присоединительном к котлу паропроводе (водоводе) допускается установка второй запорной арматуры, расположенной у сборного трубопровода. У водогрейных котлов вместо второй запорной арматуры допускается устанавливать обратный клапан.

8.4. При необходимости редуцирования пара в котельной следует предусматривать одну редукционную установку (РОУ) на каждое давление редуцируемого пара. Редукционную установку (РОУ) допускается резервировать байпасом, на котором следует устанавливать две задвижки (одна запорная и одна регулирующая), два манометра (один после запорной, другой после регулирующей задвижки) и расчетное количество предохранительных клапанов.

8.5. Отводные трубы от предохранительных клапанов должны быть выведены за пределы котельной и иметь устройство для отвода воды (штуцер с вентилем). Площадь сечения отводной трубы должна быть не менее двойной площади сечения предохранительного клапана.

8.6. Отключаемые участки, а также нижние и концевые точки паропроводов должны иметь устройства для периодической продувки и отвода конденсата (штуцер с вентилем).

8.7. На спускных, продувочных и дренажных линиях, независимо от давления пара в паропроводе, следует предусматривать установку одного запорного вентиля (задвижки).

8.8. Тупиковые участки трубопроводов пара давлением P >= 0,7 ати должны иметь устройства, обеспечивающие непрерывный отвод конденсата.

8.9. В котельных, оборудованных котлами давлением свыше 0,7 ати и паропроизводительностью 4 т/ч и более со слоевым сжиганием топлива, а также котлами, у которых барабаны обогреваются газами, при любом способе сжигания топлива трубопроводы для питания котлов выполняются двойными. В остальных случаях питательные трубопроводы выполняются одинарными.

В котельных, оборудованных котлами с давлением пара не более 0,7 ати, питательные трубопроводы следует выполнять одинарными.

Примечание. В котельных с котлами, оборудованными надстроенными или встроенными в барабан котла теплообменниками, с давлением пара свыше 0,7 ати допускается устройство по согласованию с органами Госгортехнадзора СССР одинарных питательных трубопроводов.

8.10. При групповой установке питательных насосов питательные трубопроводы для котлов давлением пара свыше 0,7 ати, как правило, выполняются двойными.

При установке котлоагрегатов с индивидуальными питательными насосами питательные трубопроводы должны предусматриваться одинарными.

8.11. Установка групповых и так называемых "отключаемых" водяных экономайзеров должна обеспечивать возможность отключения их как по газу, так и по воде.

Индивидуальные "отключаемые" экономайзеры допускается устанавливать без обводного газохода, предусматривая в этом случае сгонные линии или другие устройства, позволяющие прокачивать воду через экономайзер помимо котла.

На обводных питательных линиях предусматривается запорная арматура для возможности питания котла, минуя экономайзер.

8.12. На сгонном трубопроводе котлоагрегата при присоединении к общему сгонному трубопроводу котельной следует устанавливать кроме запорной арматуры и обратный клапан.

8.13. При установке "не отключаемого" по воде индивидуального водяного экономайзера запорная арматура (вентиль или задвижка), обратный клапан и регулятор питания должны устанавливаться на питательном трубопроводе на входе в экономайзер. При установке чугунного "не отключаемого" по воде экономайзера на трубопроводе между котлом и экономайзером следует дополнительно устанавливать обратный клапан.

8.14. Для предотвращения повышения давления и температуры воды в водогрейном котле при аварийной остановке циркуляционных насосов на трубопроводе или коллекторе отвода горячей воды из котла должно быть предусмотрено, до запорной арматуры, спускное устройство диаметром не менее 50 мм с запорной арматурой (вентиль или задвижка) для отвода воды.

8.15. Трубопроводы для спуска воды и продувки котла должны присоединяться к соответствующим штуцерам, предусмотренным конструкцией котла. Предусматривать в проекте дополнительные спускные и продувочные штуцера не разрешается.

8.16. На каждом спускном и продувочном трубопроводе котла должна быть установлена запорная арматура (вентиль или задвижка). Диаметр условного прохода опускного и продувочного трубопровода, а также запорной арматуры следует принимать равным диаметру соответствующего штуцера котла.

8.17. Для периодической продувки котлов давлением выше 8 ати на трубопроводах продувки должно быть установлено последовательно по два вентиля.

Для продувки камер пароперегревателей допускается установка одного вентиля.

8.18. На трубопроводе непрерывной продувки кроме специального регулирующего устройства (последовательно за ним) должна быть установлена запорная арматура (вентиль или задвижка).

8.19. Для периодического спуска воды или периодической продувки котла следует предусматривать общие сборные спускные и продувочные трубопроводы.

8.20. На общих сборных продувочных или спускных трубопроводах установка запорной арматуры запрещается. Допускается установка запорной арматуры на сборном спускном или продувочном трубопроводе, объединяющем несколько спускных или продувочных точек только одного котла.

8.21. Для непрерывной продувки следует предусматривать отдельные продувочные трубопроводы для каждого котла.

8.22. На участках трубопроводов, где возможно скопление воздуха, должны быть установлены устройства для его удаления.

8.23. Расстояние от изолированной поверхности трубопроводов до колонн, оборудования и т.п. должно обеспечивать удобство монтажа, ремонта и обслуживания (с учетом величины теплового перемещения) и быть не менее 25 мм.

Трубопроводы должны прокладываться с уклоном не менее 0,001; свободный проход под трубопроводами должен быть не менее 2 м.

8.24. Для удобства обслуживания трубопроводов и арматуры допускается устройство лестниц и площадок.

8.25. Определение диаметров трубопроводов пара и воды следует производить исходя из максимальных расчетных расходов теплоносителя и допустимой скорости транспортируемой среды (табл. 15).

Скорость воды в трубопроводах рекомендуется принимать до 2,5 м/с.

8.26. При проектировании трубопроводов следует предусматривать компенсацию тепловых удлинений за счет самокомпенсации или установки компенсаторов.

Гибкие компенсаторы, как правило, должны устанавливаться в горизонтальной плоскости; в отдельных случаях допускается устанавливать их в вертикальной или наклонной плоскости.

При расчете гибких компенсаторов следует учитывать их предварительную растяжку, равную половине величины компенсирующей способности.

8.27. Для трубопроводов следует предусматривать неподвижные и подвижные опоры.

При наличии вертикальных тепловых перемещений трубопроводов следует применять пружинные опоры и подвески.

8.28. Нагрузки от трубопроводов для расчета конструкций подвижных и неподвижных опор принимаются по рекомендациям главы СНиП II-Г.10-62.

8.29. Трубопроводы должны соединяться сваркой. На фланцах собираются трубопроводы, выполнение которых сваркой не представляется возможным по монтажным соображениям.

Применение муфтовых соединений допускается на трубопроводах диаметром не более 50 мм.

8.30. При разработке монтажных чертежей трубопроводов котельных следует исходить из условия блочного заводского изготовления трубопроводов и их блочной поставки.

9. ВОДОПОДГОТОВКА

9.1 При проектировании котельных установок в части водоподготовки должны быть решены вопросы:

обработки воды для котлов, тепловых сетей и в отдельных случаях для производственных потребителей;

организации химической лаборатории и оборудование мест для отбора проб, обеспечивающих надежный воднохимический контроль котельной;

организации реагентного хозяйства.

9.2. Методы обработки воды и схема водоподготовительной установки выбираются в зависимости от требований потребителей к химически очищенной воде, качеству исходной воды, санитарных требований, технико-экономических соображений и величины потерь пара и конденсата.

9.3 Докотловая обработка воды, как правило, должна предусматриваться для следующих котлов:

паровых экранированных водотрубных независимо от их паропроизводительности и вида сжигаемого топлива;

паровых неэкранированных водотрубных при сжигании газа и мазута;

всех водогрейных;

паровых чугунных секционных.

Примечание. При питании паровых чугунных секционных котлов водой, в которой преобладает карбонатная жесткость, допускается магнитная обработка воды.

9.4 Внутрикотловая обработка воды допускается для следующих котлов, работающих без пароперегревателей:

паровых неэкранированных водотрубных паропроизводительностью менее 0,7 т/ч с давлением пара до 14 ати, работающих на твердом топливе;

газотрубных и жаротрубных;

вертикальных водотрубных.

При жесткости питательной воды более 3 мг x экв/л применение внутрикотловой обработки не рекомендуется.

9.5. Выбор метода обработки воды и технологические расчеты оборудования водоподготовки должны выполняться на основе анализов исходной воды, результаты которых должны содержать данные в соответствии с п. 12 ГОСТ 2761-57* "Источники централизованного хозяйственно-питьевого водоснабжения. Правила выбора и оценки качества".

Для вод открытых источников выполняется ряд анализов, характеризующих наиболее худшие показатели, например, максимальные солесодержание, жесткость и пр. в предпаводковый период (март, апрель) или в период пересыхания источника водоснабжения; максимальное содержание взвешенных веществ и окисляемость, характерные в период паводка или ливневых дождей.

Разнообразие поверхностных вод требует проведения пробной коагуляции и обезжелезивания их с целью установления оптимальных: температуры, дозировки реагентов, наиболее благоприятной среды (pH) для коагуляции и обезжелезивания и т.п.

Для артезианских вод достаточно двух анализов, взятых в различное время и подтверждающих постоянство качественных показателей.

9.6. Для решения вопроса о необходимости обработки конденсата, возвращаемого с производства, должно быть известно его качество: щелочность, жесткость, солесодержание, концентрация аммиака, железа, меди, масел, нефтепродуктов и пр.

9.7 Солесодержание насыщенного пара для котлов с пароперегревателями следует принимать:

а) для номинального давления 8 - 13 ати - 1000 мкг/кг;

б) для номинального давления 23 ати - 300 мкг/кг, если к качеству пара не предъявляются специальные требования.

Примечание. Солесодержание определяется электрометрическим методом с предварительной дегазацией, методом пламяфотометрии или концентрирования ионов (достаточно катионов) на ионитных фильтрах.

9.8 Содержание углекислоты в паре не должно превышать 20 мг/кг.

9.9. Влажность пара для котлов без пароперегревателей не должна превышать 1%, если к качеству пара не предъявляются специальные требования.

9.10. Качество котловой (продувочной) воды при выборе схем обработки воды для паровых котлов нормируется по общему солесодержанию (сухому остатку), которое принимается в зависимости от конструкции котла (сепарирующих устройств) и устанавливается заводом-изготовителем.

9.11. Расчетный сухой остаток котловой (продувочной) воды для котлов типов ДКВР, ДКВ и КРШ принимается по табл. 16 в зависимости от типа сепарационных устройств, которыми оборудован котел.

Примечания. 1. Сепарационные устройства, которыми оборудуется котел, выбираются с учетом качества питательной воды и допускаемой величины продувки котлов.

2. Котлы с пароперегревателями, как правило, оборудуются ступенчатым испарением и выносными циклонами.

3. В котлах со ступенчатым испарением сухой остаток котловой воды в чистом отсеке S_{\text{к}}\prime_{.\text{в}} должен быть не выше 1500 мг/л; величина его определяется по формуле

где S_{\text{к}}\prime_{.\text{в}} и S_{\text{к}}\prime\prime_{.\text{в}} - солесодержание котловой воды в чистом и соленом отсеках котла в мг/л;

K_{c} - солевая кратность, определяемая по формуле

h - паропроизводительность солевого отсека в % от общей паропроизводительности котла; принимается по паспортным данным котла;

P_{\text{п}}^{\text{р}} - расчетная величина продувки котла в %.

4. Нормы качества котловой воды, указанные в табл. 16, учитывают нагрузку котлов до 150% от номинальной.

5. Качество котловой (продувочной) воды нормируется только по общему солесодержанию (сухому остатку) без учета абсолютной щелочности котловой воды.

9.12. Абсолютная общая щелочность котловой воды в чистом отсеке, а также в котле без ступенчатого испарения при питании котлов умягченной водой принимается не менее 1 мг x экв/л.

Максимальное значение абсолютной щелочности котловой (продувочной) воды не нормируется.

9.13. Относительная щелочность котловой воды для котлов, имеющих заклепочные соединения и работающих на давлении более 8 ати, не должна превышать 20%.

9.14. Для сварных котлов на давление более 10 ати при относительной щелочности котловой воды от 20 до 50% следует предусматривать обработку воды нитратами или аналогичными пассиваторами.

Дозировка нитратов в химически очищенную воду определяется по формуле

где N - дозировка нитратов в химически очищенную воду в г/м3;

\text{Щ}_{\text{х}} - щелочность химически очищенной воды в мг x экв/л.

Относительная щелочность котловой воды более 50% не допускается.

9.15. Расчетные нормы качества котловой воды при внутрикотловой обработке для котлов давлением более 0,7 ати приведены в табл. 17.

Примечание. С целью более полного осаждения накипеобразователей в виде шлама минимальную щелочность котловой воды при внутрикотловой обработке рекомендуется поддерживать для всех котлов не ниже 7 - 10 мг x экв/л.

9.16. Общая щелочность и сухой остаток питательной воды не нормируются, а обусловливаются выбранными в соответствии с нормами и методами обработки воды.

Щелочность питательной воды определяется по формуле

где \text{Щ}_{\text{п}.\text{в}} - щелочность питательной воды в мг x экв/л;

\text{Щ}_{\text{к}} - щелочность конденсата в мг x экв/л; при отсутствии данных по качеству конденсата щелочность принимается равной 0,05 x экв/л;

\alpha_{\text{х}} - доля химически очищенной воды в питательной.

Сухой остаток питательной воды S_{\text{п}.\text{в}} определяется по формуле

где S_{\text{к}} - сухой остаток конденсата в мг/л; при отсутствии данных по качеству конденсата сухой остаток принимается равным 5 мг/л;

S_{\text{х}} - сухой остаток химически очищенной воды в мг/л.

9.17. Нормы качества питательной воды для паровых котлов при докотловой обработке воды принимаются по табл. 18.

<*> Жесткость питательной воды для котлов, работающих на твердом топливе, - 0,5 мг x экв/л, для котлов, работающих на газе и мазуте, - 0,03 мг x экв/л.

Примечание. Свободная углекислота в питательной воде должна отсутствовать.

9.18. Нормы качества подпиточной воды для тепловых сетей закрытых и открытых систем теплоснабжения, а также систем централизованного горячего водоснабжения, при подогреве сетевой воды в бойлерах или водогрейных котлах принимаются по табл. 3 главы СНиП II-Г.10-62.

9.19. Для водогрейных чугунных секционных котлов нормы подпиточной воды для закрытых систем теплоснабжения принимаются по табл. 19.

Примечание. Карбонатная жесткость свыше 0,7 мг x экв/л допускается при окисляемости воды более 6 мг/л \text{О}_{2} .

9.20. В водоподготовительных установках котельных, как правило, используется вода хозяйственно-питьевого водопровода.

При необходимости использовать в котельной воду непосредственно из открытых источников ее следует подвергать обработке в соответствии с рекомендациями п. 9.21.

9.21. Для удаления из воды открытых источников взвешенных и органических веществ рекомендуются следующие методы обработки воды:

а) фильтрование и коагуляция воды на осветлительных фильтрах (фракция антрацита 0,5 - 1,2 мм) для вод с содержанием взвешенных веществ до 50 мг/л;

б) то же, с двухслойной загрузкой: из кварцевого песка (фракции 0,5 - 1,2 мм) и антрацита (фракции 0,8 - 1,8 мм) для вод с содержанием взвешенных веществ до 100 мг/л;

в) обработка воды в осветлителях при содержании в воде взвешенных веществ более 100 мг/л;

г) известкование с коагуляцией в осветлителях, когда исходная вода требует снижения щелочности, коагуляции и осветления.

Примечания. 1. Величина концентрации взвешенных веществ принимается для периода с максимальной мутностью (паводкового).

2. Коагуляция исходной воды производится при окисляемости более 15 мг/л \text{О}_{2} и концентрации железа более 1 мг/л в нефильтрованной пробе.

9.22 Для умягчения и снижения щелочности исходной воды рекомендуются следующие методы:

натрий-катионирования, когда не требуется снижения щелочности исходной воды, а качество пара удовлетворяет требованиям по содержанию углекислоты и увеличение солесодержания химически очищенной воды за счет катионного обмена (кальция и магния на натрий) допустимо; для получения глубоко умягченной воды применяется двухступенчатое натрий-катионирование;

натрий-аммоний-катионирования, когда одновременно с умягчением требуется снижение щелочности котловой воды и защита пароконденсатного тракта от углекислотной коррозии. Этот метод не следует применять, если:

а) имеется опасность аммиачной коррозии оборудования, изготовленного из латуни и других медных сплавов;

б) применяющийся для технологических целей пар не допускает содержания аммиака;

в) вода или пар используется для "открытых" систем теплоснабжения;

водород-катионирования с последующим удалением углекислоты (декарбонизацией), когда необходимо снижение относительной щелочности и содержания углекислоты в паре. Этот метод следует применять в прямоточных схемах водоподготовки для артезианской или водопроводной воды, прошедшей очистные сооружения. Возможно также применение метода водород-катионирования с "голодной" регенерацией фильтров;

натрий-хлор-ионирования, когда необходимо одновременно с умягчением снижать щелочность исходной воды и содержание углекислоты в паре;

известкование с коагуляцией - когда обработке подвергается вода из открытого источника и требуется снижение щелочности, солесодержания, окисляемости, а также осветление и обезжелезивание;

едконатровый, содо-едконатровый, содо-известковый и термохимический - допускаемые в отдельных случаях.

9.23. Основными критериями для выбора схемы обработки воды для паровых котлов являются величина продувки котлов (пп. 9.24 - 9.26), относительная щелочность котловой воды (пп. 9.13; 9.14 и 9.28) и содержание углекислоты в паре (пп. 9.29 и 9.30).

9.24. Расчетная величина продувки паровых котлов по сухому остатку не должна быть более 10% от паропроизводительности котельной.

Потери пара и конденсата в расчете продувки принимаются по максимальной величине потерь, выраженной в процентах от паропроизводительности котельной.

Для снижения величины продувки котлов рекомендуется:

а) улучшение сепарации - внутрибарабанные циклоны, ступенчатое испарение, ступенчатое испарение с выносными циклонами;

б) выбор схемы водоподготовки, обеспечивающей снижение солесодержания.

9.25 Величина продувки котлов определяется по формуле

где \text{Р}_{\text{п}} - величина продувки котлов в %;

\Pi_{\text{к}} - суммарные потери пара и конденсата в долях от паропроизводительности котельной;

S_{\text{х}} - сухой остаток химически очищенной воды в мг/л;

S_{\text{к}.\text{в}} - сухой остаток котловой воды в мг/л, принимаемый по нормам, установленным для принятого в проекте типа котла.

9.26. При величине продувки более 2% от паропроизводительности котельной и при условии, что продувка больше 0,5 т/ч, кроме периодической, должна предусматриваться непрерывная продувка.

При величине продувки менее 0,5 т/ч экономическая целесообразность непрерывной продувки устанавливается расчетом.

При величине непрерывной продувки котлов более 1 т/ч рекомендуется использование тепла продувочной воды путем установки сепаратора непрерывной продувки и теплообменника.

При величине непрерывной продувки котлов от 0,5 до 1 т/ч устанавливается только сепаратор непрерывной продувки.

9.27 После решения вопроса о целесообразности непрерывной продувки величина последней рассчитывается по формуле

где S_{\text{к}.\text{в}} - сухой остаток котловой воды; принимается по паспортным данным котла или по табл. 16;

\beta - доля пара, отсепарированного в сепараторе непрерывной продувки, определяемая по формуле

i_{\text{к}.\text{в}} , i_{\text{с}.\text{в}} , i_{\text{п}} - теплосодержание котловой, отсепарированной воды и пара в ккал/кг.

9.28. Относительная щелочность котловой воды должна отвечать условиям, изложенным в пп. 9.13 и 9.14.

Величина относительной щелочности котловой воды равна относительной щелочности химически очищенной воды и определяется по формуле

где \text{Щ}_{\text{о}.\text{т}}^{\text{к}.\text{в}} - щелочность относительная котловой воды в %;

\text{Щ}_{\text{о}.\text{т}}^{\text{х}} - щелочность относительная химически очищенной воды в %;

\text{Щ}_{\text{х}} - щелочность химически очищенной воды в мг x экв/л;

S_{\text{х}} - сухой остаток химически очищенной воды в мг/л.

Щелочность химически обработанной воды следует принимать для схем:

а) натрий-катионирования, равной щелочности исходной воды

б) коагуляции - натрий-катионирования

в) с предварительным известкованием

г) водород-натрий-катионирования и аммоний-натрий-катионирования

где \text{Щ}_{\text{х}} - щелочность химически обработанной воды в мг x экв/л;

\text{Щ}_{\text{и}.\text{в}} - щелочность исходной воды в мг x экв/л;

K - доза коагулянта, вводимого в обрабатываемую воду, в мг x экв/л.

9.29. Концентрация углекислоты в паре в мг/кг при отсутствии деаэрации питательной воды и обработке добавочной воды по схеме натрий-катионирования определяется по формуле

где \text{С}_{\text{уг}} - концентрация углекислоты в паре в мг/кг;

\text{Щ}_{\text{х}} - щелочность (бикарбонатная) химически очищенной воды в мг x экв/л;

\sigma - доля разложения Na_{2}CO_{3} в котле при соответствующем давлении принимается по рис. 2;

\alpha_{\text{х}} - доля химически очищенной воды в питательной воде.

Для выбора схемы обработки воды количество углекислоты в паре для безбарботажных деаэраторов следует определять также по формуле (13).

При наличии деаэратора с барботажем концентрация углекислоты в паре определяется по формуле

где \sigma_{1} - доля разложения NaHCO_{3} в котле, равная \sigma_{1} = 1 - \sigma_{\text{д}} ;

\sigma_{\text{д}} - доля разложения NaHCO_{3} в барботажном деаэраторе, ориентировочно можно принять \sigma_{\text{д}} = 0,6 .

9.30. При содержании свободной углекислоты в паре более 20 мг/кг выбираются схемы обработки воды, снижающие бикарбонатную щелочность исходной воды.

В случаях, когда потребители пара допускают наличие в нем аммиака, рекомендуется амминирование химически очищенной воды из расчета 0,4 мг аммиака на 1 мг/л свободной углекислоты.

Независимо от содержания свободной углекислоты (при отсутствии амминирования) следует предусматривать дегазацию конденсата в пароиспользующих аппаратах путем вентиляции их паровых объемов.

9.31 Для паровых котлов рекомендуются следующие схемы обработки воды:

а) натрий-катионирование - для воды хозяйственно-питьевого водопровода, если оно допустимо по величине продувки котлов, содержанию углекислоты в паре и относительной щелочности; для котлов, требующих глубокого умягчения, применяется, как правило, двухступенчатое натрий-катионирование;

б) натрий-катионирование с обработкой воды нитратами - для воды хозяйственно-питьевого водопровода, если выдерживаются требования по продувке котлов, содержанию углекислоты в паре, а относительная щелочность химически очищенной воды более 20% (см. п. 9.14);

в) водород-натрий-катионирование параллельное или последовательное с "голодной" регенерацией водород-катионитных фильтров - для воды хозяйственно-питьевого водопровода, когда требуется снижение щелочности, солесодержания и количества углекислоты в паре;

г) аммоний-натрий-катионирование - для воды хозяйственно-питьевого водопровода, когда требуется снижение щелочности, содержания углекислоты в паре, солесодержания и одновременно допускается наличие в паре аммиака;

д) натрий-хлор-ионирование - для воды хозяйственно-питьевого водопровода при необходимости снижения щелочности, углекислоты в паре и допустимо по величине продувки котлов;

е) осветление и коагуляция в соответствии с п. 9.21 ("а" - "в") - для вод из открытых источников в сочетании со схемами, изложенными в п. 9.31 ("а" - "д");

ж) известкование с коагуляцией - для вод открытых источников в случаях, когда требуется снижение щелочности исходной воды, окисляемости, содержания железа;

з) внутрикотловая обработка с дозировкой щелочных реагентов - для котлов, допускающих внутрикотловую обработку в соответствии с п. 9.4;

и) термохимическое умягчение - для вод из открытых источников с преимущественно карбонатной жесткостью для котлов, допускающих внутрикотловую обработку в соответствии с п. 9.4;

к) магнитная обработка - для воды хозяйственно-питьевого водопровода, в которой преобладает карбонатная жесткость, для котлов в соответствии с п. 9.4.

9.32. Выбор схемы водоподготовки для подпитки тепловых сетей обусловливается требованиями к качеству подпиточной воды согласно табл. 3 главы СНиП II-Г.10-62.

9.33. Подпиточная вода тепловых сетей с закрытой системой теплоснабжения, в зависимости от качества исходной воды, должна подвергаться осветлению, коагуляции, деаэрации и снижению карбонатной жесткости до 0,7 - 1,5 мг x экв/л, а при подогреве сетевой воды в водогрейных котлах - до 0,4 мг x экв/л.

Для приготовления подпиточной воды тепловых сетей с закрытой системой теплоснабжения рекомендуются нижеперечисленные схемы обработки воды с последующей деаэрацией:

а) одноступенчатое натрий-катионирование - для воды хозяйственно-питьевого водопровода с карбонатной жесткостью менее 6 мг x экв/л;

б) водород-катионирование с "голодной" регенерацией фильтров - для воды хозяйственно-питьевого водопровода с карбонатной жесткостью более 6 мг x экв/л;

в) коагуляция и осветление в соответствии с п. 9.21 ("а" - "в") с последующим осуществлением схем, указанных в п. 9.33 ("а", "б"), для воды из открытых источников;

г) известкование и коагуляция с последующим подкислением для стабилизации - для вод открытых источников, требующих снижения карбонатной жесткости.

Примечания. 1. При частичной подпитке тепловых сетей продувочной водой котлов вся остальная подпиточная вода должна быть глубоко умягчена, для чего наиболее целесообразным является применение натрий-катионирования.

2. При небольшом расходе воды на подпитку тепловых сетей в котельных с паровыми котлами рационально в качестве подпиточной воды использовать питательную деаэрированную воду.

9.34. Подпиточная вода тепловых сетей с открытой системой теплоснабжения в зависимости от качества исходной воды должна подвергаться осветлению, коагуляции, деаэрации, обеззараживанию и снижению карбонатной жесткости до 0,7 - 1,5 мг x экв/л, а при подогреве сетевой воды в водогрейных котлах - до 0,4 мг x экв/л.

Качество подпиточной воды тепловых сетей с открытой системой теплоснабжения должно отвечать требованиям ГОСТ 2874-64 "Вода питьевая".

Для приготовления подпиточной воды тепловых сетей с открытой системой теплоснабжения рекомендуются схемы обработки воды с последующей деаэрацией и обеззараживанием:

а) натрий-катионирование - для воды хозяйственно-питьевого водопровода с карбонатной жесткостью \text{Н}_{\text{к}}<4\text{мг} \cdot \text{экв}/\text{л} ;

б) водород-катионирование с "голодной" регенерацией фильтров - для воды хозяйственно-питьевого водопровода с карбонатной жесткостью \text{Н}_{\text{к}}>4\text{мг} \cdot \text{экв}/\text{л} ;

в) коагуляция и осветление - для воды из открытых источников в соответствии с п. 9.21 ("а" - "в") с последующим применением схем для обработки воды согласно п. 9.34 ("а" - "в");

г) известкование и коагуляция с последующим подкислением - для стабилизации вод открытых источников, требующих снижения карбонатной жесткости.

Обеззараживание подпиточной воды достигается путем хлорирования или бактерицидного излучения при ее термической деаэрации.

9.35. Оборудование водоподготовительной установки должно обеспечить пропуск в головной части дополнительного количества воды, идущей на собственные нужды водоочистки: промывку механических фильтров, отмывку от продуктов регенерации катионитных фильтров, сброс воды со шламом и т.п.

В расчете производительности химводоочистки учитываются суммарные максимальные потери пара и конденсата, при этом потери производственного конденсата принимаются с учетом коэффициента запаса, равного 1,2.

9.36. Температура обрабатываемой воды должна быть не ниже 15 - 20 °C во избежание запотевания оборудования, но не выше 40 °C - для катионитов и 30 °C - для анионитов по условиям химической прочности применяемых ионообменных материалов.

Колебания температуры воды, поступающей в осветлители, работающие со взвешенным шламом, не должны превышать 1° в час.

9.37. Оборудование и трубопроводы, подвергающиеся постоянному воздействию коррозионной среды (слабая серная кислота, раствор коагулянта, поваренная соль, сульфат аммония и пр.), должны выполняться из коррозионно-стойких материалов либо иметь коррозионно-защитные покрытия.

9.38. Хранение реагентов: соли, сернокислого аммония (глинозема) и др. следует предусматривать в мокром виде.

При расходе реагентов менее 3 т в месяц допускается предусматривать для их хранения сухие склады.

9.39. Для котельных, не имеющих центральных реагентных складов (складов предприятий), реагентные склады при котельной должны быть рассчитаны на хранение не менее 30-суточного запаса реагентов при доставке по железной дороге и 10-суточного - при доставке автомобильным транспортом исходя из периода максимального расхода реагентов.

9.40. При доставке реагентов (соли, коагулянта, серной кислоты и др.) по железной дороге на реагентных складах должны предусматриваться емкости, вмещающие большегрузные 50 - 60-т вагоны (цистерны).

9.41. Объем баков для "мокрого" хранения соли и коагулянта следует принимать из расчета 1,5 м3 на 1 т.

Баки мокрого хранения коагулянта целесообразно оборудовать устройством для барботирования раствора.

При расположении резервуаров для мокрого хранения вне здания следует предусматривать устройства, предохраняющие их от замерзания.

9.42. Помещение для хранения активированного угля и сульфоугля должно отвечать требованиям к складам для легковоспламеняющихся материалов.

Склад для хранения фильтрующих материалов должен иметь запас материала, равный 10% годового износа.

Выгрузка фильтрующего материала производится через штуцер для гидроперегрузки, имеющийся в фильтрах, в специальный бак, оборудованный дренажной системой и водо-водяным насосом для обратной перегрузки фильтрующего материала в фильтр.

10. РАЗГРУЗКА, ПРИЕМ, СКЛАДИРОВАНИЕ И ПОДАЧА ТВЕРДОГО ТОПЛИВА В КОТЕЛЬНУЮ

10.1. В топливное хозяйство котельной входят устройства и сооружения для разгрузки, приема, складирования и подачи топлива к котлам.

10.2. При доставке топлива железнодорожным транспортом для его учета и взвешивания предусматриваются вагонные весы, устанавливаемые, как правило, на железнодорожной станции. При отсутствии весов на железнодорожной станции они должны быть предусмотрены на территории котельной или промышленной площадки.

При доставке топлива в котельную автотранспортом взвешивание его должно производиться на базисном (центральном) складе.

При отсутствии весов на базисном складе на территории котельной следует предусматривать установку автомобильных весов. Для котельных с суточным расходом топлива менее 20 т эти весы могут не устанавливаться.

Примечание. Суточный расход топлива определяется для режима, соответствующего тепловой нагрузке котельной при средней температуре самого холодного месяца.

10.3. Для котельных с суточным расходом топлива более 250 т в основном тракте топливоподачи следует предусматривать вторичное взвешивание.

10.4. Длина фронта разгрузки и емкость приемных устройств должны обеспечивать разгрузку топливных маршрутов заданной весовой нормы.

Для котельных с суточным расходом топлива от 250 до 750 т включительно весовая норма железнодорожного маршрута не должна превышать 1000 т.

Для котельных с суточным расходом топлива от 750 до 1500 т весовая норма не должна превышать 2000 т.

Для котельных с суточным расходом топлива менее 250 т величина весовой нормы железнодорожного маршрута должна согласовываться с управлением железной дороги.

Для котельных, проектируемых для отдаленных районов, длина фронта разгрузки и емкость приемных устройств могут приниматься более указанных выше пределов в увязке с фактической весовой нормой железнодорожных маршрутов для данного района.

10.5. Приемно-разгрузочные устройства должны обеспечивать прием железнодорожных маршрутов с топливом с учетом коэффициента 1,2 на неравномерность их прибытия.

10.6. Фронт разгрузки приемно-разгрузочного устройства и склада топлива, как правило, совмещается. Сооружение на складе топлива двух фронтов разгрузки допускается при специальном обосновании.

10.7. В приемно-разгрузочных устройствах должна предусматриваться механизированная очистка полувагонов от остатков топлива, а также механизация разгрузки смерзшегося топлива.

10.8. Все работы на складах должны быть механизированы. Выбор механизмов производится в соответствии с технико-экономическими обоснованиями.

Примечание. Применение для складских операций механизмов и оборудования не должно приводить к значительному измельчению топлива, предназначенного для слоевого сжигания.

10.9. Суммарная часовая производительность механизмов топливного склада должна обеспечивать расчетную часовую производительность топливоподачи котельной.

10.10. При снабжении котельной углем, требующим дробления, в тракте топливоподачи следует предусматривать установку дробильных устройств.

При поступлении угля, добываемого открытым способом, с размером кусков более 300 мм предусматривается установка дробилок предварительного дробления.

10.11 В зависимости от вида топлива и способа его сжигания рекомендуется применение следующих типов дробилок:

при слоевом сжигании антрацита, каменных и бурых углей, сланцев - валково-зубчатые или винтовые дробилки-грохота;

при камерном сжигании - молотковые дробилки.

Для котельных, предназначенных для работы на фрезерном торфе, дробильные устройства не предусматриваются. Установка их допускается только при специальном обосновании (топки Шершнева и др.).

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

10.13. В тракте топливоподачи следует предусматривать установку электромагнитных сепараторов шкивного и подвесного типов. При валковых среднеходных и молотковых мельницах сепараторы следует устанавливать до и после дробилок.

При установке валково-зубчатых дробилок и производительности топливоподачи до 30 т/ч допускается установка одного сепарирующего устройства (электромагнитного шкива или подвесного магнита), а при винтовых дробилках, имеющих предохранительное устройство от перегрузки, установка электромагнитных шкивов не обязательна.

10.14. Для котельных, предназначенных для работы на фрезерном торфе, рекомендуется в начале тракта топливоподачи предусматривать устройства для улавливания пней и коряг.

10.15. Расчетная часовая производительность тракта топливоподачи котельной определяется исходя из максимального суточного расхода топлива котельной (с учетом перспективы расширения котельной), числа часов работы топливоподачи в сутки, но должна быть не менее максимального часового расхода топлива котельной.

10.16. При расходе топлива котельной более 50 т/ч и запасе его в бункерах котлов менее чем на 16 ч рекомендуется двухниточная система топливоподачи. При меньшем расходе топлива и при запасе его в бункерах на 3 - 4 ч принимается, как правило, однониточная схема топливоподачи.

10.17. При двухниточной системе топливоподачи часовая производительность каждой нитки принимается равной расчетной часовой производительности тракта топливоподачи.

10.18. В однониточных системах топливоподачи допускается дублирование отдельных узлов и механизмов.

10.19 Режим работы системы топливоподачи принимается:

в три смены - при запасе топлива в бункерах каждого котла менее чем на 10 ч работы при его максимальной производительности;

в две смены - при запасе топлива в бункерах котлов на 10 ч работы и более;

в одну смену - при запасе топлива в бункерах котлов не менее чем на 18 ч работы.

10.20. В трактах топливоподачи должны быть предусмотрены устройства для механизированной уборки пыли (гидросмыв, пневмоуборка и др.).

10.21. В трактах топливоподачи производительностью более 50 т/ч должны быть предусмотрены дистанционное и централизованное управление основными механизмами и их блокировка, а производительностью менее 50 т/ч - дистанционное управление и блокировка механизмов.

11. УДАЛЕНИЕ ШЛАКА И ЗОЛЫ

11.1. В котельных установках, предназначенных для работы на твердом топливе, при общем выходе шлака и золы из котельной, равном 200 кг/ч и более, процессы удаления шлака и золы, как правило, должны быть механизированы.

11.2. Для механизированного удаления шлака и золы могут предусматриваться механические, пневматические или гидравлические системы.

11.3. Механизированные системы могут предусматриваться с раздельным или совместным удалением шлака и золы.

Раздельное удаление шлака и золы должно быть обосновано специальными требованиями.

11.4. Емкость бункеров сбора шлака и золы при сухом механическом шлакозолоудалении следует принимать не более суточного запаса, а при мокром механическом - не более 8-часового запаса.

11.5. Бункера сбора шлака и золы, располагаемые внутри здания котельной, должны иметь емкость, соответствующую не менее 6-часовому выходу шлака и золы.

11.6. При выгрузке шлака и золы из бункеров необходимо принимать меры для защиты от запыления и загрязнения окружающей территории.

Помещения под бункерами сбора шлака и золы следует, как правило, проектировать закрытыми.

11.7. Резервирование механизированных систем удаления шлака и золы вагонеточным не допускается.

11.8. Механические системы (периодического или непрерывного транспорта), как правило, следует предусматривать в котельных с котлами, оборудованными топками для слоевого сжигания.

Системы периодического транспорта применяются при выходе шлака и золы до 4 т/ч; системы непрерывного транспорта - при выходе не более 8 т/ч.

11.9. Для механических систем периодического транспорта применяются скреперные установки, скиповые и другие подъемники; а для непрерывного - канатно-дисковые и скребковые конвейеры, а также шлаковыталкиватели различных конструкций.

11.10 Канатные скреперные установки при сухом шлакозолоудалении предусматриваются:

для транспортирования шлака и золы любых топлив;

при использовании шлака и золы в промышленности строительных материалов;

при длительном хранении шлака и золы или при дальних перевозках их в зимнее время.

11.11. Канатные скреперные установки при мокром шлакозолоудалении предусматриваются для транспортирования шлака и золы, которые во влажном состоянии не склонны к цементации.

Надбункерные и подбункерные помещения, а также помещения, в которых устанавливаются бункера сбора шлака и воды, при мокром шлакозолоудалении в зимнее время следует отапливать до температуры 5 °C.

При установке бункера на открытой площадке следует предусматривать утепление его стенок.

11.12. Для обслуживания скреперного канала глубиной более 1,5 м следует предусматривать проходной коридор с двумя выходами, а при глубине менее 1,5 м - возможность его осмотра и ремонта с устройством в необходимых случаях специального приямка.

11.13. Применение скребковых конвейеров рекомендуется для систем сухого шлакозолоудаления.

11.14. Скребковые конвейеры устанавливаются в непроходных каналах, конструкция которых должна предусматривать возможность осмотра и ремонта отдельных узлов конвейера.

11.15. Для удаления шлака и золы из котельных с котлами, оборудованными топками ручного обслуживания и часовым выходом шлака и золы менее 200 кг/ч, рекомендуется применять:

узкоколейные вагонетки с опрокидным кузовом; узкоколейные вагонетки, перемещающиеся при помощи откатных лебедок с электроприводом;

специальные вагонетки с опрокидным кузовом на пневматическом ходу;

монорельсовый подвесной транспорт, контейнеры с моторным опрокидыванием и саморазгружающиеся контейнеры.

11.16. Пневматические системы шлакозолоудаления, как правило, следует предусматривать независимо от способа сжигания топлива при выходе шлака и золы от 4 до 12 т/ч.

Примечание. В отдельных случаях пневматическое шлакозолоудаление может быть принято при выходе шлака и золы более 12 т/ч.

11.17. Для пневматического транспорта шлака и золы от котлов к разгрузочной станции на расстояние не более 200 м следует применять всасывающую систему, а от разгрузочной станции на расстояние не более 600 м - напорную систему.

11.18. Режим работы пневматической системы принимается периодическим, причем производительность ее определяется из условия работы в течение 2 ч в смену, без учета времени на переключения.

11.19. Для дробления шлака, поступающего во всасывающую систему, под бункерами котлов устанавливаются зубчатые дробилки.

Для дробления механически непрочных шлаков с начальным размером кусков перед дробилкой 100 - 120 мм устанавливаются двухвалковые дробилки.

Для дробления шлаков с неравномерными фракциями или крупнокусковых с повышенной прочностью с размером кусков перед дробилкой не более 400 мм - трехвалковые.

Температура шлака, поступающего на дробление, не должна превышать 600 °C.

11.20 Внутренняя система шлакозолопроводов выполняется одинарной.

В отдельных случаях допускается предусматривать резервный общий шлакозолопровод.

11.21. При проектировании всасывающих систем минимальные диаметры шлакозолопроводов следует принимать: для транспортирования золы - 100 мм; для транспортирования шлака - 125 мм.

Максимальный диаметр шлакозолопроводов - 200 мм.

При расчетном диаметре шлакозолопроводов более 200 мм систему следует разбивать на две параллельно работающие.

Толщину стенки шлакозолопроводов следует принимать 10 - 14 мм.

11.22. Во всасывающих системах для создания вакуума применяются водокольцевые вакуум-насосы или паровые эжекторы.

11.23. При проектировании напорной системы пневмотранспорта шлака и золы следует применять двухкамерные пневматические насосы, пневматические винтовые насосы или компрессоры.

11.24. Гидравлические системы шлакозолоудаления, как правило, следует предусматривать при камерном сжигании топлива и выходе очаговых остатков 12 т/ч и более.

11.25. Проектирование гидравлических систем шлакозолоудаления должно выполняться в соответствии с требованиями к проектированию этих систем для электрических станций.

12. РАЗГРУЗКА, ПРИЕМ, СКЛАДИРОВАНИЕ И ПОДАЧА ЖИДКОГО ТОПЛИВА В КОТЕЛЬНУЮ

12.1 Жидкое топливо используется в котельной в качестве:

основного - в течение всего периода работы котельной;

резервного - в течение длительного периода, например, в зимние месяцы при использовании в остальное время года газа;

аварийного - при непродолжительном прекращении подачи газа;

растопочного - для растопки и "подсвечивания" топок при пылевидном сжигании твердого топлива.

12.2 Слив жидкого топлива из железнодорожных или автомобильных цистерн предусматривается:

самотеком через нижний сливной прибор;

посредством сифона через верх цистерны или при помощи насосов с механическим приводом при сливе солярового масла.

12.3. Длина фронта слива мазута, являющегося основным или резервным топливом и доставляемого по железной дороге, должна обеспечивать слив не более чем в две ставки двухсуточного расхода мазута; для мазута, являющегося аварийным топливом, - 0,7 суточного расхода.

12.4. Сливные устройства для солярового масла должны предусматриваться для приема одной железнодорожной или автомобильной цистерны.

12.5. Топливо из цистерн сливается непосредственно в топливохранилище или в приемную (промежуточную) емкость с последующей перекачкой или сливом его в топливохранилище.

Выбор схемы слива топлива производится в зависимости от рельефа местности и типа резервуаров.

12.6. При доставке топлива в железнодорожных цистернах в зависимости от суточного расхода топлива величина приемной (промежуточной) емкости принимается согласно табл. 20.

12.7. Для котельных паропроизводительностью 350 т/ч и ниже при доставке мазута железнодорожным транспортом приемная емкость мазута, предназначенного для растопки, должна быть равной 25 м3 при условии одновременной перекачки его в топливохранилище, а для котельных большей производительности - 50 м3. При подаче топлива автомобильным транспортом величина приемной емкости принимается равной емкости сливаемых автомобильных цистерн.

12.8. Для слива топлива через нижний сливной прибор железнодорожных цистерн предусматриваются приемные лотки.

При доставке топлива автотранспортом слив его в приемную емкость или непосредственно в топливохранилище производится по приемным лоткам или через воронки.

12.9. Лотки и трубы, по которым топливо сливается в топливохранилище или приемную (промежуточную) емкость, должны выполняться с уклоном не менее 0,01 - для мазута и 0,005 - для солярового масла.

Между лотком (трубой) сливных устройств и приемной емкостью или в самой емкости следует предусматривать установку гидравлического или иного типа затвора, а также подъемную сетку для грубой очистки мазута.

12.10. При удалении топливохранилища от котельной на расстояние более 1 км, при соответствующем обосновании, на площадке котельной допускается сооружение расходных резервуаров общей емкостью, равной двухсуточному расходу топлива.

Количество расходных резервуаров должно быть не менее двух; допускается сооружение одного резервуара с устройством между топливопроводами перемычки, позволяющей производить подачу топлива из основного хранилища к котлам, минуя расходный резервуар.

При сооружении на площадке котельной расходных резервуаров запас топлива, хранимого вне площадки котельной, соответственно уменьшается.

12.11. Для хранения солярового масла следует предусматривать металлические резервуары.

12.12. Оборудование железобетонных и металлических резервуаров топливохранилищ, расходных баков, устанавливаемых в котельной, а также другие устройства топливного хозяйства должны соответствовать требованиям действующих "Норм и технических условий проектирования складских предприятий и хозяйств для хранения легковоспламеняющихся и горючих жидкостей" (НиТУ 108-56).

12.13. Для наземных металлических топливохранилищ должна предусматриваться тепловая изоляция.

12.14. Сливные устройства должны иметь приспособления для разогрева топлива перед сливом из железнодорожных цистерн.

Температуру разогрева следует принимать: для мазута марки "40" - 30 °C; для мазута марки "100" - 60 °C; для солярового масла - 10 - 15 °C.

Топливо, доставляемое на площадку котельной в автомобильных цистернах, как правило, должно находиться в разогретом состоянии.

12.15. Лотки и трубы, по которым сливается топливо, оборудуются устройствами (змеевик, труба) для поддержания температур мазута, указанных в п. 12.14.

12.16. В топливохранилищах, а также в приемной (промежуточной) емкости следует предусматривать разогрев мазута до температуры: для мазута марки "40" - 40 - 60 °C; для мазута марки "100" - 60 - 80 °C; для мазута марки "200" - 70 - 90 °C.

Для сернистых мазутов марок "40" и "100" температура разогрева должна быть в пределах 70 - 80 °C.

Меньшие значения температур принимаются при перекачке топлива винтовыми и шестеренчатыми насосами, бо́льшие - центробежными насосами; для поршневых и скальчатых насосов принимаются средние значения температур.

Разогрев солярового масла в топливохранилищах и в приемной емкости не требуется.

12.17. Разогрев мазута в топливохранилищах до температур, указанных в п. 12.16, производится за счет циркуляции топлива через отдельно стоящие поверхностные подогреватели.

Ввод топлива в резервуары (топливохранилище) осуществляется через специальные сопла. Количество сопел и место их установки определяются в зависимости от типа резервуара и объема циркулирующего мазута. Подача топлива в резервуары на верхний уровень мазута не допускается.

12.18. В приемных (промежуточных) емкостях предусматриваются встроенные подогреватели для разогрева мазута.

12.19. В резервуарах необходимо предусматривать отвод случайно попавшей воды.

12.20. Разогрев мазута до температуры, необходимой для распыления его в форсунках котлов, предусматривается в поверхностных подогревателях.

Устанавливается не менее двух таких подогревателей, из которых один резервный; для котельных паропроизводительностью до 10 т/ч допускается установка одного подогревателя.

12.21. Температура мазута, подаваемого к форсункам котлов, принимается по данным табл. 21.

Примечания. 1. Для мазута марок 40 и 100 перед ротационными форсунками допускается снижение температуры разогрева мазута до 60 °C.

2. При обработке мазута жидкими присадками температура разогрева его должна быть не ниже 110 °C.

3. В случае использования смеси мазута разных марок температура разогрева принимается по наиболее тяжелому мазуту.

12.22. Температура разогрева мазута в открытом расходном баке, во избежание вспенивания, должна быть не более 90 °C.

12.23. При доставке топлива по железной дороге или автомобильным транспортом предусматривается двухступенчатая очистка - фильтры грубой и тонкой очистки.

Фильтры грубой очистки устанавливаются на всасывающей линии насосов, подающих топливо в котельную или перекачивающих его из промежуточной емкости в топливохранилища.

Фильтры тонкой очистки устанавливаются после подогревателей, нагревающих мазут, поступающий к котлам.

12.24. Количество устанавливаемых фильтров должно быть, как правило, не менее двух.

Для котельных паропроизводительностью 5 т/ч и ниже допускается установка одного фильтра с устройством обводной линии для возможности его чистки.

12.25. Для мазутов с содержанием серы более 0,5% рекомендуется предусматривать жидкие присадки.

Прием, хранение и смешивание жидких присадок с мазутом должны предусматриваться с учетом следующих требований: при доставке мазута железнодорожным транспортом емкость для приема присадок должна быть равна емкости железнодорожных цистерн, но не менее двух по 25 м3, а при доставке автотранспортом - не менее 1% емкости мазутохранилища.

Смешивание и подогрев мазута производятся в соответствии с действующими инструкциями.

12.26. Загрязненные мазутом дренажи и остатки топлива от зачистки резервуаров подлежат использованию в качестве топлива котельной. Сброс дренажных вод, загрязненных мазутом, и воды от мазутоловушки в канализацию не допускается.

12.27. Подача топлива из топливохранилища к форсункам котлов, как правило, выполняется по циркуляционной схеме.

Допускается проектировать тупиковую схему подачи топлива для котельных паропроизводительностью 10 т/ч и ниже, а также для котельных любой производительности, потребляющих несернистый мазут марки 40 и соляровое масло в качестве аварийного или растопочного.

12.28. В зависимости от принятой схемы для подачи топлива из топливохранилища к котлам устанавливается следующее количество насосов:

при циркуляционной схеме - не менее двух, в том числе один резервный; для котельных паропроизводительностью более 85 т/ч при подаче основного или резервного топлива - не менее трех, из которых один резервный;

при тупиковой схеме - два, в том числе один резервный.

При давлении мазута перед форсунками 20 - 35 кГ/см2 для системы циркуляционного подогрева следует устанавливать не менее двух дополнительных насосов низкого давления.

12.29. В зависимости от схемы подачи топлива из топливохранилища к форсункам производительность всех рабочих насосов должна быть:

при циркуляционной схеме - не менее 150% фактического часового расхода топлива при работе всех котлов с полной паропроизводительностью; при этом объем рециркуляции составляет не менее 50%;

при тупиковой схеме с расходным баком - из расчета заполнения его в течение 1 ч.

12.30. Для перекачки топлива из приемной (промежуточной) емкости в топливохранилище должно предусматриваться не менее двух насосов (оба рабочие), а для котельных производительностью 10 т/ч и ниже - один насос.

12.31. Для подачи топлива из топливохранилища, находящегося вне площадки котельной (см. п. 12.10), в расходные резервуары, расположенные при котельной, должны предусматриваться два насоса (оба рабочие), а для котельных производительностью 10 т/ч и ниже - один насос.

Производительность этих насосов выбирается из условия заполнения ими расходных резервуаров в течение 4 - 7 ч.

12.32. Схема подключения насосов к резервуарам должна обеспечивать независимую работу каждого насоса от любого резервуара, а также возможность перекачки топлива в любой из установленных резервуаров.

12.33. Топливные насосы следует предусматривать с электрическим приводом. В отдельных случаях допускается применение насосов с паровым приводом.

Эти насосы следует устанавливать под заливом.

Помещения топливных насосных, как правило, следует предусматривать наземными.

12.34 Все топливопроводы следует проектировать одинарными.

Резервные трубопроводы для подачи топлива к форсункам котлов предусматриваются только в котельных, предназначенных для обслуживания предприятий с непрерывным технологическим процессом.

12.35. Все оборудование, трубопроводы и арматура должны быть изолированы.

Обогреваемый топливопровод проектируется в одном изоляционном кожухе со спутником.

12.36. Прокладку топливопроводов и теплопроводов рекомендуется предусматривать наземной либо в непроходных каналах со съемными перекрытиями без засыпки.

13. КОМПОНОВКА КОТЕЛЬНЫХ

13.1. Объемно-планировочные решения зданий и сооружений котельных принимаются по разделу 4 главы СНиП II-Г.9-65 "Котельные установки. Нормы проектирования".

13.2. При проектировании котельных к установке следует принимать котлоагрегаты и вспомогательное оборудование в заводской или типовой компоновке.

Разработка новых компоновок оборудования допускается только при отсутствии заводских или типовых решений, а также при реконструкции котельных.

13.3. Котел и вспомогательное оборудование к нему - дутьевой вентилятор, дымосос, газоочистка, хвостовые поверхности нагрева и др. следует выполнять по агрегатной схеме.

При реконструкции котельных или других специфических условиях (отсутствии соответствующего оборудования и др.) допускается выполнение групповой компоновки тяго-дутьевых, золоулавливающих установок и хвостовых поверхностей нагрева.

13.4. Установку котлоагрегатов в котельной следует предусматривать однорядной. Фронт котлов рекомендуется располагать в одну линию обращенной к окнам котельной.

13.5. При устройстве проходного коридора, предназначенного для периодического осмотра и ремонта механизмов шлакозолоудаления, последний должен иметь размеры по высоте не менее 1,9 м до низа выступающих конструкций, по ширине - не менее 1 м и два выхода наружу, из которых один должен иметь наклонную лестницу, а второй может быть выполнен по скобам через открывающийся наружу люк.

13.6. Компоновку вспомогательного оборудования (водоподогревателей, насосов, фильтров, деаэраторов и др.) следует выполнять из условия обеспечения свободного прохода не менее 0,8 м от выступающих частей оборудования и регулируемых вручную задвижек.

13.7. Для монтажа и ремонта котлов, дымососов, мельниц, вентиляторов, насосов, электродвигателей и другого вспомогательного оборудования при весе съемных частей более 100 кг необходимо предусматривать установку соответствующих приспособлений для производства ремонтных и грузоподъемных работ.

13.8. Запас топлива в бункере котла рекомендуется принимать по конструктивным соображениям, но не менее 3 ч работы котла со 100%-ной нагрузкой.

13.9. При сжигании древесных отходов в скоростных топках запас топлива в бункерах (рукавах) принимается от 30 мин до 1,5 ч.

При сжигании древесных отходов в шахтных топках топливные бункера не предусматриваются, в этом случае производится непосредственная загрузка топлива в топку на отметке ее загрузочной шахты.

14. АВТОМАТИЗАЦИЯ И ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ

14.1. При проектировании котельных должны быть решены вопросы: автоматического регулирования; автоматики безопасности; теплотехнического контроля; сигнализации; дистанционного и автоматического управления.

Состав и содержание этих разделов проектов должны соответствовать требованиям "Указаний по проектированию автоматизации производственных процессов" (СН 281-64).

14.2. Автоматизация котельных может быть полной, комплексной или частичной.

Полная автоматизация предусматривает автоматизацию всего оборудования и эксплуатацию котельных без постоянного обслуживающего персонала;

комплексная - автоматизацию основного оборудования котельных при их эксплуатации постоянным обслуживающим персоналом;

частичная - автоматизацию отдельных видов оборудования котельной.

Степень автоматизации котельных и технические средства для автоматизации принимаются на основе соответствующих технико-экономических обоснований.

Примечание. При определении годовых затрат по котельным с различной степенью автоматизации рекомендуется принимать 5-летний срок окупаемости дополнительных капитальных вложений на автоматизацию.

14.3 При разработке проектов автоматизации надлежит руководствоваться следующими основными положениями:

количество средств автоматизации должно быть минимальным, но достаточным для обеспечения надежной и экономичной работы оборудования котельной;

должны применяться серийно выпускаемые приборы и аппаратура;

при разработке строительных конструкций должны быть предусмотрены закладные части и детали, необходимые для монтажа средств автоматизации и теплотехнического контроля;

конструкции технологического оборудования и трубопроводов должны предусматривать установку средств автоматизации и контроля (штуцера, бобышки, фланцевые соединения для измерительных диафрагм, регулирующие клапаны и т.д.);

конструкции щитов автоматизации и контроля должны отвечать требованиям заводского изготовления;

установка средств автоматизации должна производиться, как правило, по действующим нормалям и типовым чертежам с максимальным использованием деталей заводского изготовления.

Примечание. Применение опытных образцов приборов, а также импортной аппаратуры допускается только при наличии соответствующих технико-экономических обоснований и согласования возможности их поставки.

14.4. В котельных могут устанавливаться центральные, групповые или местные щиты автоматизации и контроля, на которых размещаются основные приборы теплотехнического контроля, аппаратура автоматического регулирования, автоматики безопасности, сигнализации и дистанционного управления.

14.5. При полной автоматизации группы котельных следует предусматривать сооружение диспетчерского пункта, на щит которого выносится сигнализация аварийного отключения оборудования обслуживаемых котельных или аварийного состояния контролируемых параметров. При этом в котельных рекомендуется устанавливать местные щиты или местные приборы и средства автоматизации непосредственно у оборудования.

14.6. При комплексной и частичной автоматизации выбор типа щита (местный, групповой или центральный) производится на основе соответствующих обоснований с учетом удобства эксплуатации.

14.7. Автоматизация и теплотехнический контроль котельных, оборудованных котлами с камерным сжиганием твердого топлива, выполняются в соответствии с "Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей".

14.8. Автоматическое регулирование процессов горения следует предусматривать для всех котлов, работающих на жидком или газообразном топливе, а на твердом топливе - в случае применения механизированных топочных устройств, позволяющих автоматизировать их работу.

Примечания. 1. Необходимость автоматизации процессов горения при работе котлов на резервном топливе определяется технико-экономическими обоснованиями, выполненными с учетом расчетного времени работы котлов на данном виде топлива.

2. Для аварийного топлива автоматизация процессов горения не предусматривается.

14.9. Для всех паровых котлов рекомендуется предусматривать автоматическое регулирование питания. Для котлов паропроизводительностью более 2 т/ч установка регуляторов питания является обязательной.

14.10. В котельных, предназначенных для обслуживания только зданий с периодическим пребыванием людей (учреждения, производственные и зрелищные предприятия и т.д.), рекомендуется предусматривать возможность программного регулирования отпуска тепла с целью экономии топлива за счет снижения температуры помещений в периоды отсутствия людей.

14.11. Подпитка систем теплоснабжения должна осуществляться автоматически.

14.12. Для деаэраторов следует предусматривать автоматическое регулирование уровня воды и давления пара.

При параллельной работе нескольких деаэраторов, как правило, предусматривается групповое автоматическое регулирование.

14.13. Для редукционных установок следует предусматривать автоматическое регулирование давления редуцированного пара, для редукционно-охладительных установок - давления и температуры и для охладительных установок - регулирование температуры.

14.14. Для водоподготовительных установок предусматривается автоматическое регулирование температуры подогрева сырой воды (если водоподготовка имеет осветлители).

14.15. Для водоподогревательных отопительных установок предусматривается автоматическое регулирование температуры сетевой воды, а для водоподогревательных установок горячего водоснабжения - автоматическое поддержание постоянства температуры воды.

14.16. Регулирование температуры подогрева и давления жидкого топлива должно быть автоматизировано.

14.17. Для мокрых золоуловителей предусматривается автоматическое поддержание постоянного уровня воды в напорном баке.

14.18. Оборудование котлов автоматикой безопасности при работе на газообразном и жидком топливе является обязательным.

14.19. Для паровых котлов давлением свыше 0,7 ати необходимо предусматривать прекращение подачи газообразного или жидкого топлива в случае:

повышения давления пара в барабане котла;

понижения давления воздуха (для смесительных газовых горелок);

понижения давления газа;

уменьшения разрежения в топке котла;

повышения или понижения уровня воды в барабане котла;

погасания факела в топке котла;

неисправности аппаратуры автоматики безопасности.

14.20. Для водогрейных котлов с температурой нагрева воды выше 115 °C необходимо предусматривать прекращение подачи газообразного или жидкого топлива в случае:

повышения температуры воды за котлом;

понижения давления воды за котлом;

понижения давления воздуха (для смесительных газовых горелок);

понижения давления газа;

уменьшения разрежения в топке котла;

уменьшения расхода воды через котел;

неисправности аппаратуры автоматики безопасности.

14.21. Для паровых котлов давлением до 0,7 ати и водогрейных с температурой нагрева воды до 115 °C необходимо предусматривать прекращение подачи газообразного или жидкого топлива в случае:

повышения температуры воды за котлом (для водогрейных котлов);

повышения или понижения давления газа;

понижения давления воды;

повышения давления пара (для паровых котлов);

уменьшения разрежения в топке;

погасания факела в топке котла;

неисправности аппаратуры автоматики безопасности.

14.22. При определении объема теплотехнического контроля котельных следует руководствоваться следующими основными положениями:

параметры, наблюдение за которыми необходимо для правильного ведения установленных режимов эксплуатации котельных, надлежит контролировать при помощи показывающих приборов;

Примечание. В полностью автоматизированных котельных допускается вместо показывающих приборов предусматривать отборные устройства для подключения переносных приборов.

параметры, изменение которых может привести к аварийному состоянию оборудования, надлежит контролировать при помощи сигнализирующих приборов;

параметры, учет которых необходим для анализа работы оборудования и хозяйственных расчетов, надлежит контролировать при помощи самопишущих или суммирующих приборов.

14.23. При дистанционном контроле нескольких одноименных параметров рекомендуется применение общего показывающего или самопишущего измерительного прибора.

14.24. Рекомендуется предусматривать установку приборов с совмещенными функциями: показание и регистрация, регистрация и суммирование и т.д.

14.25 Паровые котлы давлением свыше 0,7 ати должны быть оборудованы показывающими приборами для измерения:

а) температуры пара после пароперегревателя;

б) температуры питательной воды перед котлом и экономайзером;

в) температуры питательной воды за экономайзером;

г) температуры дымовых газов за котлом;

д) температуры дымовых газов за хвостовой поверхностью нагрева;

е) давления пара в барабане котла;

ж) давления пара после пароперегревателя;

з) давления пара, подаваемого на распыливание мазута;

и) давления питательной воды перед органом, регулирующим питание котла; у котлов производительностью менее 2 т/ч - давления в общей питательной магистрали;

к) давления питательной воды на входе в экономайзер до запорной арматуры и на выходе из экономайзера до запорной арматуры (при отключаемых по воде экономайзерах);

л) давления воздуха после дутьевого вентилятора, после каждого регулирующего устройства для котлов, имеющих зонное дутье, или давления перед горелками при наличии устройств, регулирующих расход воздуха к горелкам, а также давления воздуха перед забрасывателями;

м) давления жидкого или газообразного топлива перед горелками после регулирующей арматуры;

н) разрежения в топке котла;

о) разрежения перед шибером или направляющим аппаратом дымососа; для котлов, не имеющих дымососа, - перед шибером в газоходе;

п) разрежения перед и за хвостовыми поверхностями нагрева;

р) расхода пара от котла (суммирующий прибор);

с) для измерения уровня в барабане котла устанавливаются один водоуказательный прибор прямого действия и дополнительно два сниженных указателя уровня, если уровень воды в барабане находится на высоте более 6 м от площадки обслуживания, а также в случае плохой видимости водоуказательных приборов;

т) содержания CO_{2} или O_{2} в уходящих газах, как правило, переносными газоанализаторами для котлов паропроизводительностью до 30 т/ч; для котлов большей производительности и автоматическим газоанализатором.

14.26. Водогрейные котлы с температурой нагрева воды свыше 115 °C оборудуются показывающими приборами в соответствии с п. 14.25 г, д, л, м, н, о, п, т и дополнительными приборами измерения:

а) температуры воды на входе в котел (после запорной арматуры) и на выходе из котла (до запорной арматуры);

б) давления воды на входе в котел (после запорной арматуры) и на выходе из котла (до запорной арматуры);

в) расхода воды через котел (для котлов производительностью более 10 Гкал/ч);

г) содержания CO_{2} или O_{2} в уходящих газах, как правило, переносными газоанализаторами для котлов теплопроизводительностью до 10 Гкал/ч, для котлов большей производительности - автоматическим газоанализатором.

14.27. Паровые котлы с давлением не свыше 0,7 ати и водогрейные котлы с температурой воды не свыше 115 °C оборудуются показывающими приборами для измерения:

а) температуры уходящих газов;

б) температуры воды на входе в котел (после запорной арматуры);

в) температуры воды на выходе из котла (до запорной арматуры) для водогрейных котлов;

г) давления пара в котле для паровых котлов;

д) давления воздуха после дутьевого вентилятора;

е) давления воды на выходе из котла (до запорной арматуры) для водогрейных котлов;

ж) разрежения в топке котла;

з) разрежения перед дымососом.

14.28 В котельных устанавливаются показывающие приборы для измерения:

а) температуры воды в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети;

б) температуры жидкого топлива в общей напорной магистрали;

в) давления пара в общей магистрали к форсункам распыла жидкого топлива;

г) давления воды во всасывающих патрубках сетевых насосов (после запорной арматуры) и в напорных патрубках сетевых, подпиточных и конденсатных насосов (до запорной арматуры);

д) давления нагреваемой воды в общей линии до подогревателей и за каждым подогревателем;

е) давления воды в подающей линии тепловой сети;

ж) давления воды в подпиточном трубопроводе (после регулирующей арматуры);

з) давления жидкого или газообразного топлива в общих напорных магистралях;

и) расхода жидкого или газообразного топлива в целом по котельной (суммирующий прибор).

14.29 В котельных устанавливаются самопишущие приборы для измерения:

а) температуры перегретого пара, предназначенного для технологических целей (в общем паровом коллекторе);

б) температуры воды в подающих трубопроводах тепловой сети и горячего водоснабжения и в каждом обратном трубопроводе;

в) давления пара в подающем трубопроводе или в общем коллекторе;

г) давления воды в обратном трубопроводе тепловой сети;

д) расхода пара в подающем паропроводе (суммирующий расходомер);

е) расхода воды в каждом подающем трубопроводе тепловой сети и горячего водоснабжения (суммирующий расходомер);

ж) расхода воды, идущей на подпитку тепловой сети (суммирующий расходомер).

Примечание. При расходе воды менее 2 т/ч расходомер можно не устанавливать.

14.30 Деаэрационно-питательные установки оборудуются показывающими приборами для измерения:

а) температуры воды в аккумуляторных и питательных баках или в соответствующих трубопроводах;

б) давления пара в деаэрационной колонке и в баках закрытого типа (с паровой подушкой);

в) давления пара у паровых питательных насосов;

г) давления питательной воды в каждой магистрали;

д) давления воды во всасывающих и напорных патрубках питательных насосов;

е) уровня воды в аккумуляторных и питательных баках.

14.31 Редукционные и редукционно-охладительные установки оборудуются показывающими приборами для измерения:

а) температуры перегретого пара в подводящем паропроводе;

б) температуры охлажденного редуцированного пара;

в) температуры охлаждающей воды;

г) давления пара в подводящем паропроводе;

д) давления редуцированного пара;

е) давления охлаждающей воды;

ж) расхода пара в подводящем паропроводе или в паропроводе редуцированного пара.

Примечание. В тех случаях, когда расход пара может быть определен по разности показаний расходомеров, установленных в других местах, или пар используется только для собственных нужд котельной, расходомер можно не устанавливать.

14.32 Водоподогревательные установки оборудуются показывающими приборами для измерения:

а) температуры нагреваемой воды в общем трубопроводе до подогревателей и нагретой воды после каждого подогревателя;

б) температуры греющей воды в общем трубопроводе до подогревателей и после каждого подогревателя, а также температуры конденсата;

в) давления греющего пара перед водоподогревателями (после регулирующей арматуры).

14.33 Водоподготовительные установки оборудуются показывающими приборами для измерения:

а) температуры сырой воды;

б) давления сырой воды;

в) давления воды до и после каждого фильтра;

г) давления сжатого воздуха (в магистралях);

д) расхода воды, поступающей к каждому ионитному фильтру и после каждого механического фильтра;

е) расхода воды, идущей на взрыхление ионитных и механических фильтров;

ж) расхода воды перед эжектором приготовления регенерационного раствора;

з) общего расхода воды, поступающей на водоподготовительную установку (суммирующий расходомер).

14.34 В мазутонасосной устанавливаются показывающие приборы для измерения:

а) температуры греющего пара (воды);

б) температуры топлива в резервуарах;

в) температуры топлива до и после подогревателей;

г) давления топлива в общей линии до насосов и в напорных патрубках каждого насоса;

д) давления топлива до и после фильтров;

е) давления топлива до и после теплообменников;

ж) уровня топлива в резервуарах.

14.35. Контроль работы золоуловителей (батарейных циклонов, циклонов типа НИИОГАЗ и пр.) осуществляется периодически с помощью показывающих приборов.

14.36 Система пневмошлакозолоудаления оборудуется показывающими приборами для измерения:

а) температуры перегретого пара для эжекционной вакуумной установки;

б) вакуума в воздухопроводе между осадительной камерой и вакуумной установкой;

в) вакуума на входе в шлаковую дробилку после запорной арматуры;

г) вакуума на выходе из вакуумной установки до запорной арматуры;

д) расхода воздуха в воздухопроводе между циклоном-осадителем и вакуумной установкой.

14.37 Система гидрозолоудаления оборудуется показывающими приборами для измерения:

а) давления в напорных магистралях смывной, орошающей и эжектирующей воды;

б) давления в напорных патрубках багерных и шламовых насосов (или гидроаппаратов).

14.38. При проектировании теплотехнического контроля полностью автоматизированных котельных допускается уменьшение количества контрольно-измерительных приборов с соответствующим обоснованием.

14.39. Для предупреждения обслуживающего персонала об отклонении параметров от нормы или аварийном состоянии оборудования должна предусматриваться сигнализация.

14.40. В полностью автоматизированных котельных, работающих без постоянного обслуживающего персонала, сигнал неисправности выносится на диспетчерский пункт.

На местном щите фиксируется причина вызова обслуживающего персонала.

14.41 В котельных с постоянным обслуживающим персоналом предусматривается сигнализация на щит:

а) причин прекращения подачи топлива при установке котлов с автоматикой безопасности;

б) повышения давления пара в барабане котла при работе на твердом топливе;

в) повышения и понижения уровня воды в барабане котла для котлов паропроизводительностью 2 т/ч и выше;

г) понижения уровня топлива в бункере котла;

д) повышения температуры воды за каждым водогрейным котлом при работе на твердом топливе;

е) повышения и понижения температуры жидкого топлива в общем мазутопроводе;

ж) понижения давления газообразного или жидкого топлива в трубопроводе;

з) понижения давления питательной воды в каждом трубопроводе;

и) понижения давления воды в обратном трубопроводе тепловой сети;

к) повышения или понижения уровня воды в аккумуляторном баке системы горячего водоснабжения, баке сбора конденсата, баке питательной воды и др.;

л) повышения уровня в бункерах золоуловителей;

м) неисправности в мазутонасосной при эксплуатации без постоянного обслуживающего персонала.

14.42. Для электродвигателей, управляемых со щитов автоматизации и контроля, проектируется световая и звуковая сигнализация их аварийной остановки или сигнализация несоответствия между состоянием механизма (рабочее, нерабочее) и положением ключа управления.

14.43. Органы управления механизмами, как правило, следует размещать на тех же щитах (пультах) или рядом с ними, на которых расположены приборы, контролирующие работу этих механизмов. При размещении измерительных приборов около обслуживаемого оборудования дистанционное управление выполнять не следует.

14.44. Непосредственно у электродвигателей, управляемых дистанционно, должна предусматриваться аппаратура для аварийной их остановки.

14.45. Для котельных агрегатов должна предусматриваться блокировка дымососов, дутьевых вентиляторов и устройств подачи топлива.

14.46. При остановке питательных, сетевых, подпиточных насосов и насосов жидкого топлива с электрическим приводом следует предусматривать автоматическое включение резерва.

14.47. Измерение силы тока производится в цепях тех электродвигателей, где оно необходимо для систематического контроля работы тепломеханического оборудования.

14.48. Схемы пусковых блокировок механизмов топливоподачи и шлакозолоудаления должны быть выполнены таким образом, чтобы пуск и остановка (включая аварийную) электроприводов осуществлялись в определенной последовательности, исключающей завал отдельных механизмов топливом или шлаком и золой.

14.49 Для мокрых золоуловителей предусматриваются следующие блокировки:

а) при закрытии запорной арматуры на водопроводах, питающих оросительные сопла и форсунки, открывается запорная арматура, установленная на дренажных водопроводах в зольном помещении;

б) управление смывными соплами входных патрубков должно быть сблокировано с запорной арматурой на водопроводе, питающем смывные сопла.

15. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ КОТЕЛЬНЫХ

15.1. Технико-экономические показатели котельных составляются при разработке проектных заданий и рабочих чертежей типовых и индивидуальных проектов, а также при привязке типовых проектов.

Технико-экономические показатели, которые должны быть включены в состав проектного задания котельной, приведены ниже.

Расчетная теплопроизводительность котельной ........... Гкал/ч

В том числе:

тепло в виде воды с температурой (t = ... °C) ........           "
пар (давление P = ати, температура t = °C) ...........          т/ч
Годовая выработка тепла ...............................       тыс. Гкал

Годовой отпуск тепла потребителям:

  вода .................................................      тыс. Гкал
  пар ..................................................          т

Установленная теплопроизводительность котельной (суммарная теплопроизводительность установленных котлов) ............................................... Гкал/ч или т/ч

Число часов использования установленной

теплопроизводительности котлов ........................           ч/год
Расход натурального топлива ...........................     т/год (тыс. км3/год)

Расход условного топлива (Q_{\text{н}}^{\text{р}} = 7000\text{ккал}/\text{кг}) ............ тыс. т усл. топлива/год

Установленная электрическая мощность токоприемников:

  а) силовых ...........................................         кВт
  б) осветительных .....................................          "

Максимальная электрическая нагрузка

(суммарная силовая и осветительная) ...................           "
Расход электроэнергии .................................      тыс. кВт x ч/год
Расход воды (с учетом хозяйственных нужд) .............        тыс. м3/год
Штаты котельной .......................................       штатных единиц

Общий строительный объем зданий и сооружений, входящих в комплекс котельной ......................... м3

Площадь территории, необходимой для размещения

зданий и сооружений котельной .........................        м2 или га
Площадь застройки зданиями и сооружениями .............        м2 или га
Коэффициент застройки .................................            %
Сметная стоимость строительства котельной .............        тыс. руб.

В том числе:

  общестроительные работы ..............................       тыс. руб.
  специальные строительные работы ......................           "
  оборудование и монтаж ................................           "
Суммарные годовые эксплуатационные расходы ............            "

Удельные показатели

Капитальные вложения на 1 Гкал/ч установленной теплопроизводительности котельной ..................... тыс. руб. --------- Гкал/ч

Сметная стоимость 1 м3 зданий котельной ............... руб./м3

Строительный объем зданий и сооружений на 1 Гкал/ч установленной теплопроизводительности котельной ....... м3 ------ Гкал/ч

в том числе объем здания котельной на 1 Гкал/ч установленной теплопроизводительности котельной ....... «»

Установленная электрическая мощность токоприемников на 1 Гкал/ч теплопроизводительности котельной ........ кВт ------ Гкал/ч

Расход условного топлива на 1 Гкал выработанного

тепла .................................................         кг/Гкал
То же, тепла, отпущенного потребителям ................            "
Себестоимость 1 Гкал отпущенного тепла ................        руб./Гкал
В том числе топливная составляющая ....................            "
То же .................................................            %